Буровые растворы


Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет (КубГТУ)»




Э. В. Бабаян, Н. Ю. Мойса









БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ




            Учебное пособие



















Инфра-Инженерия Москва - Вологда 2019

УДК 622.244
ББК 33.131
    Б 12










  ФЗ № 436-ФЗ

Издание не подлежит маркировке в соответствии сп. 1ч.4ст. 11

      Бабаян Э. В.
Б 12 Буровые растворы. Учебное пособие / Э. В. Бабаян, Н. Ю. Мойса. - М.: Инфра-Инженерия, 2019. - 332с.
ISBN 978-5-9729-0287-3

      Приведены современные сведения о физико-химических свойствах РВО и РУО, материалах и химических реагентах для их приготовления. Изложены методики и описаны приборы контроля технологических параметров буровых растворов, в том числе показателей для назначения химреагентов. Рассмотрено современное оборудование для приготовления, очистки и дегазации растворов. Представлены промысловые данные применения рецептур РВО и РУО в различных горно-геологических условиях.
      Для студентов, аспирантов и преподавателей средних и высших учебных заведений нефтегазовых специальностей. Также будет полезно полевым инженерам и техническим работникам проектных организаций и сервисных компаний, осуществляющих контроль и управление технологическими параметрами бурового раствора при строительстве нефтегазовых скважин.









© Бабаян Э. В., Мойса Н. Ю., авторы, 2019
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2019



ISBN 978-5-9729-0287-3

                ПРЕДИСЛОВИЕ





      Технология бурения скважин заключается в разрушении горных пород на забое и удалении продуктов разрушения с забоя на поверхность. Самый распространенный способ удаления продуктов разрушения — гидравлический, который осуществляется путем принудительной циркуляции в скважине бурового раствора. Буровой раствор (БР) — сложная многокомпонентная изменяющаяся дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных растворов на водной основе (РВО), растворов на углеводородной основе (РУО) и растворов на синтетической основе (РСО).
      Трудности управления технологическими параметрами и качеством бурового раствора объясняются сложной нетрадиционной химикотехнологической системой, постоянно изменяющейся по минералогическому составу и зависящей от горно-геологических условий залегания пластовых флюидов и разбуриваемых пород.
      Если ранжировать функции бурового раствора, применяемого во время строительства скважины, то одной из главных является поддержание и стабилизация ее стенок. Эта функция выполняется за счет плотности бурового раствора, которая должна соответствовать градиенту порового (пластового) давления. Стенки ствола скважины под действием различных физико-химических явлений, происходящих во времени, начинают обрушиваться, и поэтому буровому раствору придают дополнительные свойства, называемые ингибирующими для глинистых пород и позволяющие снизить растворимость хемогенных отложений. Ствол скважины благодаря свойствам бурового раствора должен сохранять устойчивость, пока не будет спущена обсадная колонна или не будет установлено оборудование закачивания скважины с открытым забоем.
      Буровой раствор должен уравновешивать или превышать пластовое давление коллекторов для сведения к минимуму риска возникновения в первую

3

Бабаян Э. В., Мойса Н. Ю. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

очередь газонефтеводопроявлений и поглощений, приводящих к возникновению серьезных проблем с управлением скважиной.
      Выносящая способность бурового раствора определяется не только скоростью его движения, но и соответствующими плотностью, реологическими параметрами и удерживающей способностью в покое от оседания выбуренной породы. Буровой раствор должен вынести выбуренную породу и шлам на поверхность, где их можно механически удалить перед возвратом раствора обратно в скважину.
      Эти три основные функции бурового раствора и определяют выбор его основных параметров.
      При вскрытии продуктивных пластов раствору нередко придают свойства, способствующие предотвращению или минимизации ухудшения его коллекторских свойств.
      Естественное свойство бурового раствора и среды, в которой он находится, — охлаждение и смазывание бурильной колонны и долота.
      Буровому раствору иногда дополнительно придают некоторые свойства, чтобы получить адекватные данные по разрезу ствола скважины по данным каротажа.
      Оптимизация системы бурового раствора в первую очередь способствует созданию устойчивого ствола скважины номинального диаметра и может повысить качество данных, передаваемых скважинными измерителями и каротажными приборами.
      Расходы на буровой раствор в среднем составляют 9-11 % от суммарных материальных затрат на строительство скважины; однако результаты его применения могут и через несколько лет сказаться на общих затратах.
      Научно разработанная и хорошо обслуживаемая система буровых растворов способствует уменьшению затрат в ходе буровых работ посредством рационально выбранной скорости бурения, сводя к минимуму осложнения в виде появления затяжек, дополнительных проработок, поглощений бурового раствора.

4

ПРЕДИСЛОВИЕ

      Минимизация проникновения самого бурового раствора, его фильтрата и твердой фазы в перспективный пласт критически важна для достижения желаемых темпов добычи.
      Буровой раствор должен соответствовать геологическим условиям вскрываемого разреза, установленным требованиям техники безопасности, здравоохранения и охраны окружающей среды, чтобы персонал не подвергался опасности, а прилегающие к буровой установке территории были защищены от загрязнения.
      Буровые растворы являются гетерогенными полидисперсными коллоидными системами, как правило состоящими из глины с размерами частиц 0,0001-0,0005 мм и более.
      Коллоидные системы по седиментационной устойчивости и упругим свойствам занимают промежуточное положение между суспензиями и истинными растворами. В свою очередь, седиментационная устойчивость зависит от дисперсности твердой фазы и вязкости дисперсионной среды (чем она выше, тем больше устойчивость), а также от разности плотностей дисперсной среды и дисперсной фазы (чем она больше, тем ниже устойчивость).
      Коллоидное состояние вещества представлено не молекулами, а агрегатами из многих сотен и тысяч молекул, называемыми мицеллами, и в этом состоит основное отличие коллоидов от истинных растворов.
      Коллоидные частицы в дисперсной системе (буровом растворе) составляют незначительную часть, но они играют важнейшую роль в получении стабильной коллоидной системы.
      Что собой представляют коллоидные частицы? Это частицы, размер которых находится между размерами частиц, видимых невооруженным глазом, и размерами атомов, молекул и ионов — 10'³-10⁻¹ мкм. Для сравнения, микрогетерогенными считаются частицы с размерами 10⁻¹-10мкм (порошки, суспензии, эмульсии, пены), а грубодисперсными — с размерами более 10 мкм.

5

Бабаян Э. В., Мойса Н. Ю. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

       Обязательным условием образования коллоидной системы с поверхностью раздела фаз является малая растворимость дисперсной твердой фазы в дисперсной среде.
       Степень дисперсности является одной из важнейших характеристик дисперсной фазы и определяется величиной, обратно пропорциональной поперечному диаметру частицы (а):

D = —, см⁻¹. a

       С увеличением степени дисперсности резко возрастает общая поверхность раздела фаз и при этом система приобретает высокую устойчивость к седиментации.
       Дальнейшее развитие отечественных нефтяных и газовых компаний требует продолжения совершенствования технологии бурения и систем РВО, РУО и РСО, соответствующих международным стандартам и адаптированных к различным горно-геологическим и климатическим условиям России.


6

                ГЛАВА 1. Свойства и параметры бурового раствора. Технические средства их измерения





       В настоящее время на различных нефтегазовых месторождениях при определении технологических и физико-химических свойств различных систем буровых растворов используются современные российские методики и оборудование в соответствии с РД 39-00147001-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» и ГОСТ Р 56946-2016 (ИСО 13500:2008) «Нефтяная и газовая промышленность. Материалы буровых растворов. Технические условия и испытания», а также приборы и методики согласно международным рекомендациям Американского института нефти (АНИ) — API RP 13В. Перечень основных технологических и дополнительных физико-химических параметров бурового раствора на водной основе (РВО) представлен в таблице 1.1.
Т а б л и ц а 1.1

Основные параметры бурового раствора

               Показатели                 Условное    Единицы 
                                         обозначение измерения
1. Температура раствора                       t         °C    
2. Плотность на ВРП-1 (±0,01 г/см3);          Р        г/см3  
на Tru-Wate (под давлением, ±0,01 г/см3)                      
3. Условная вязкость:                                         
• по воронке Марша (объем воронки/                     сек.   
объем мерной кружки в см3) (±0,5 сек)    УВ1524/940           
• по вискозиметру ВВ-1 (±0,5 сек)         УВ700/500           
4. Водоотдача (показатель фильтрации)                         
за 30 мин.                                                    
• на ВМ-6 при 0,1 МПа (±0,5 см3);            Ф30        см3   
• на фильтр-прессе по АНИ при 0,7 МПа                         
(±0,5 см3)                                                    
5. Толщина глинистой корки                   Кгл        мм    
6. Показатель концентрации ионов                              
водорода рН                                  рН               
7. Пластическая вязкость (±4,0 %);          Л пл       мПа-с  
реометр Fann 35 SA                                            

7

Бабаян Э. В., Мойса Н. Ю. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Окончание таблицы 1.1

               Показатели                 Условное       Единицы    
                                         обозначение    измерения   
8. Динамическое напряжение сдвига                          дПа      
(±4,0 %); реометр Fann 35 SA                 1 о     (фунт/100 фут2)
9. Статическое напряжение сдвига при                                
3 об/мин через 10 сек./через 10 мин.         СНС           дПа      
покоя (±2,0 %); реометр Fann 35 SA         10"/10'   (фунт/100 фут2)
10. Концентрация твердой фазы,                с           об. %     
реторта модель 87101 по АНИ                                         
11. Содержание смазки по реторте                          об. %     
12. Концентрация коллоидных частиц                        об. %     
13. Абсорбционная емкость бурового                                  
раствора по методу МВТ (в бентонитовом       Ск           кг/м!     
эквиваленте); OFITE модель 168-00                                   
14. Удельное электрическое сопротивление     Pv           Ом-м      
15. Показатель увлажняющей способности       По          см/час     
16. Показатель нелинейности                   n                     
17. Коэффициент консистентности               K           Па-on     
18. Коэффициент трения бурового раствора                            
по АНИ на EP/Lubricity Tester, 16,95 Нм,     Ктр                    
60 об/мин                                                           
19. Коэффициент фрикции (трения)                                    
глинистой корки на ФСК 4Э (15 мин.)          Кфр                    
20. Межфазное натяжение на границе                                  
«фильтрат бурового раствора ---               G           мН/м      
углеводород»                                                        

        1.1. Плотность бурового раствора

      Плотность буровых жидкостей — важнейший показатель всех технологических процессов, производящихся при углублении, креплении и освоении скважин различного назначения. Плотность всегда регламентировалась «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Наиболее жесткие ограничения по величине плотности предусмотрены последними нормами и правилами (Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101). Ими же допускается снижение плотности «при поглощениях бурового раствора в процессе бурения» или «при проектировании... со вскрытием продуктивных пластов с забойным давлением, приближающимся к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (надепрессии)».


8

ГЛАВА 1. Свойства и параметры бурового раствора. Технические средства их измерения

      Предъявляемые требования к плотности бурового раствора обусловлены необходимостью обеспечить устойчивость стенок скважины и недопущение неуправляемого притока пластового флюида во время проведения всех операций по углублению скважины, цементированию спускаемых колонн и опробованию продуктивных объектов.
      Проектные решения по определению плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии коллекторов, превышающего проектное пластовое давление на величину, не менее:
      •  10 % для скважин глубиной до 1 200 м (интервал от0до 1 200 м);
      •  5 % для скважин глубиной более 1 200 м.
      Но вынужденная репрессия на пласт, как известно, не должна негативно влиять на механическую скорость бурения и проницаемость призабойной зоны, поэтому противодавление на пласт ограничивается величиной 1,5 МПа скважин глубиной до 1 200 м и 2,5-3,0 МПа для более глубоких скважин.
      Пример. Определить плотность бурового раствора для вскрытия пласта коллектора на глубине 3 500 м с пластовым давлением 65,0 МПа (градиент пластового давления 0,0186 МПа/м).
      Решение. Гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать пластовое давление на 5 % , т. е. должно составлять
65 • 1,05 = 68,25МПа.
      В этом случае превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением составит 68,25 - 65,00 = 3,25 МПа, т. е. больше регламентированного давления 2,50-3,00 МПа.
      Принимаем превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением как 2,50 МПа и определим плотность бурового раствора:
(65 + 2,5)102        з
р =            = 1,97 г/см .
3500

9

Бабаян Э. В., Мойса Н. Ю. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

      Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на ±0,03 г/см³ от установленной проектом величины.
      В свете этих положений рассмотрим некоторые практически возможные случаи, чтобы дифференцировать требования, предъявляемые к определению плотности бурового раствора.
      На небольших глубинах нередко встречаются пласты (на площадях, где высота поверхности земли над уровнем моря свыше 300 м), в которых градиент пластовых давлений менее 0,85 г/см²-м. Поэтому обеспечить плотность бурового раствора на жидкостной основе в соответствии с вышеуказанным ограничением невозможно. Для успешной проводки скважин в этом случае используют газожидкостные смеси или газовые агенты, что, в свою очередь, не позволяет иметь требуемый запас забойного давления над пластовым. А из-за отсутствия необходимой техники или ее дороговизны бурение ведут с полным поглощением промывочной жидкости и отсутствием контроля положения уровня в скважине. Приток газа в этих условиях сильно осложняет процесс углубления.
      Для вскрытия пластов на глубинах до 1 200 м с градиентом пластового давления 0,85 г/см²-м и выше требуется плотность бурового раствора 0,935 г/см³; соответственно, на глубинах свыше 1 200 м плотность бурового раствора должна быть 0,89 г/см³. Чтобы обеспечить такую плотность, надо использовать для приготовления бурового раствора углеводородную основу, причем в больших объемах. Но это крайне нецелесообразно с экологической точки зрения из-за поверхностных загрязнений в процессе бурения и поглощений и фильтрации углеводородов в водоносные пласты, залегающие на небольших глубинах.
      Если градиент пластового давления равен 1,00 г/см²-м, то для глубин до 1 200 м требуется работать на буровом растворе плотностью 1,10 г/см³; соответственно, для глубин свыше 1 200 м — 1,05 г/см³. Такую плотность можно

10