Альфапедия

Буровой раствор

редактировать
Инструмент для бурения скважин в земле Бурильщик заливает пеногаситель вниз по буровой колонне на буровая установка Баритовый порошок, используемый для приготовления раствора на водной основе

В геотехнике буровой раствор, также называемый буровой раствор, используется для облегчения бурения скважин в земле. Часто используемые при бурении нефтяных и газовых скважин и на разведочных буровых установках, буровые растворы также используются для более простых скважин, таких как водяные скважины.. Одна из функций бурового раствора - вынос выбуренной породы из скважины.

Три основных категории буровых растворов: буровые растворы на водной основе (WB), которые могут быть диспергированными и недисперсными; неводные буровые растворы, обычно называемые буровыми растворами на нефтяной основе (OB); и газообразный буровой раствор, в котором можно использовать широкий диапазон газов. Наряду с их образующими, они используются вместе с соответствующими полимерными и глинистыми добавками для бурения различных нефтегазовых пластов.

Основные функции буровых растворов включают обеспечение гидростатического давления для предотвращения попадание пластовых флюидов в ствол скважины, поддержание бурового долота в холодном и чистом состоянии во время бурения, вынос бурового шлама и приостановление бурового шлама во время остановки бурения и при вводе буровой компоновки и из дыры. Буровой раствор, используемый для конкретной работы, выбирается таким образом, чтобы избежать и ограничить коррозию.

Содержание

  • 1 Типы
  • 2 Функция
    • 2.1 Удаление выбуренной породы из скважины
    • 2.2 Приостановка и высвобождение выбуренной породы
    • 2.3 Контроль пластового давления
    • 2.4 Герметизация проницаемых пластов
    • 2.5 Поддержание ствола скважины стабильность
    • 2.6 Сведение к минимуму повреждения пласта
    • 2.7 Охлаждение, смазка и поддержка долота и буровой компоновки
    • 2.8 Передача гидравлической энергии на инструменты и долото
    • 2.9 Обеспечение адекватной оценки пласта
    • 2.10 Контроль коррозии (в приемлемый уровень)
    • 2.11 Упрощение цементирования и заканчивания
    • 2.12 Сведение к минимуму воздействия на окружающую среду
  • 3 Состав бурового раствора
  • 4 Факторы, влияющие на характеристики бурового раствора
  • 5 Классификация бурового раствора
    • 5.1 Дисперсные системы
    • 5.2 Недисперсные системы
  • 6 Инженер по буровым растворам
  • 7 Инженер по соответствию
  • 8 См. Также
  • 9 Ссылки
  • 10 Дополнительная литература

Типы

Источник:

Многие типы буровых растворов используются в повседневной работе. Некоторые скважины требуют использования разных типов в разных частях скважины или использования некоторых типов в сочетании с другими. Различные типы жидкости обычно делятся на несколько широких категорий:

  • Воздух: сжатый воздух закачивается либо в кольцевое пространство ствола скважины, либо в саму бурильную колонну.
  • Воздух / вода: то же, что и выше, с добавлением воды для увеличения вязкости, промывки отверстия, обеспечения большего охлаждения и / или для борьбы с пылью.
  • Воздух / полимер: химикат специальной формулы, чаще всего называемый типа полимера, добавляется в смесь воды и воздуха для создания определенных условий. Вспенивающий агент является хорошим примером полимера .
  • Вода: иногда используется сама вода. При морском бурении морская вода обычно используется при бурении верхней части ствола скважины.
  • Буровой раствор на водной основе (WBM): большинство основных систем бурового раствора на водной основе начинаются с воды, затем глины и другие химические вещества включаются в воды, чтобы создать однородную смесь, напоминающую смесь шоколадного молока и солода (в зависимости от вязкости). Глина обычно представляет собой комбинацию природных глин, которые взвешены в жидкости во время бурения, или определенных типов глины, которые обрабатываются и продаются в качестве добавок для системы WBM. Наиболее распространенным из них является бентонит, который на месторождениях нефти часто называют «гелем». Гель, вероятно, ссылается на тот факт, что во время перекачивания жидкости она может быть очень тонкой и сыпучей (как шоколадное молоко), хотя при остановке перекачивания статическая жидкость образует «гелевую» структуру, которая сопротивляется потоку. Когда для «разрушения геля» прилагается соответствующая насосная сила, поток возобновляется, и жидкость возвращается в свое ранее свободно текущее состояние. Многие другие химические вещества (например, формиат калия ) добавляются в систему WBM для достижения различных эффектов, включая: контроль вязкости, стабильность сланца, повышение скорости бурения, а также охлаждение и смазку оборудования.
  • Буровой раствор на масляной основе (OBM): Буровой раствор на масляной основе - это буровой раствор, в котором базовой жидкостью является нефтепродукт, такой как дизельное топливо. Буровые растворы на масляной основе используются по многим причинам, включая повышенную смазывающую способность, улучшенное ингибирование сланца и улучшенные очищающие свойства при меньшей вязкости. Буровые растворы на масляной основе также выдерживают более высокие температуры, не разрушаясь. Использование буровых растворов на нефтяной основе требует особых соображений, включая стоимость, экологические соображения, такие как размещение выбуренной породы в подходящем месте, и исследовательские недостатки использования бурового раствора на нефтяной основе, особенно в поисково-разведочных скважинах. Использование бурового раствора на нефтяной основе мешает геохимическому анализу выбуренной породы и керна, а также определению плотности API, поскольку базовый флюид нельзя отличить от нефти, возвращаемой из пласта.
  • Жидкость на синтетической основе (SBM) (также известная как буровой раствор на масляной основе с низкой токсичностью или LTOBM): жидкость на синтетической основе - это буровой раствор, в котором базовой жидкостью является синтетическое масло. Чаще всего он используется на морских буровых установках, поскольку он обладает свойствами бурового раствора на нефтяной основе, но токсичность паров жидкости намного меньше, чем у жидкости на основе нефти. Это важно, когда буровая бригада работает с жидкостью в замкнутом пространстве, например на морской буровой установке. Жидкость на синтетической основе создает те же проблемы окружающей среды и анализа, что и жидкость на основе нефти.

На буровой установке раствор перекачивается из ям для бурового раствора через бурильную колонну, где он разбрызгивается из форсунок на сверло, таким образом очищая и охлаждая сверло в процессе. Затем буровой раствор переносит дробленую или вырезанную породу («шлам») вверх по кольцевому пространству («кольцевое пространство») между бурильной колонной и сторонами пробуриваемой скважины, вверх через надводную обсадную колонну, где она снова выходит на поверхность. Затем шлам отфильтровывается либо с помощью сланцевого встряхивателя, либо с помощью более новой технологии сланцевого конвейера, и грязь возвращается в ямы. Грязевые ямы позволяют осесть пробуренной «мелочи»; Ямы также являются местом, где жидкость обрабатывается путем добавления химикатов и других веществ.

Яма для жидкости

Возвращаемый буровой раствор может содержать природный газ или другие легковоспламеняющиеся материалы, которые будут скапливаться внутри и вокруг зоны встряхивания сланца / конвейера или в других рабочих зонах. Из-за риска возгорания или взрыва в случае возгорания обычно устанавливаются специальные датчики контроля и сертифицированное взрывозащищенное оборудование, а рабочие проходят обучение мерам безопасности. Затем буровой раствор закачивается обратно в скважину и снова рециркулирует. После испытаний буровой раствор периодически обрабатывают в амбарах для обеспечения желаемых свойств, которые оптимизируют и улучшают эффективность бурения, стабильность ствола скважины и другие требования, перечисленные ниже.

Функция

Основные функции бурового раствора можно резюмировать следующим образом:

Удаление выбуренной породы из скважины

Грязевая яма

Буровой раствор переносит извлеченную породу сверлом до поверхности. Его способность делать это зависит от размера, формы, плотности и скорости жидкости, движущейся вверх по скважине (скорость в кольцевом пространстве ). Эти соображения аналогичны способности ручья переносить отложения; крупные песчинки в медленно движущемся потоке оседают на дно ручья, а мелкие песчинки в быстром потоке уносятся вместе с водой. Вязкость бурового раствора - еще одно важное свойство, так как шлам оседает на дно скважины, если вязкость слишком низкая.

Летучая зола Абсорбент для жидкостей в буровых ямах

Другие свойства включают:

  • Большинство буровых растворов тиксотропны (увеличение вязкости в статических условиях). Эта характеристика удерживает шлам во взвешенном состоянии, когда буровой раствор не течет, например, во время технического обслуживания.
  • Жидкости с разжижением при сдвиге и повышенной вязкостью эффективны для очистки ствола скважины.
  • Более высокая скорость в кольце улучшает транспортировку резания. Коэффициент переноса (скорость переноса / наименьшая кольцевая скорость) должен составлять не менее 50%.
  • Жидкости с высокой плотностью могут адекватно очищать скважины даже при более низких кольцевых скоростях (за счет увеличения выталкивающей силы, действующей на шлам). Но может иметь негативные последствия, если вес бурового раствора превышает тот, который необходим для уравновешивания давления окружающей породы (пластовое давление), поэтому вес бурового раствора обычно не увеличивается для целей очистки ствола скважины.
  • Высокооборотная бурильная колонна скорости вводят круговую составляющую в кольцевой путь потока. Этот спиральный поток вокруг бурильной колонны вызывает перемещение бурового шлама у стенки, где возникают плохие условия очистки ствола, в более высокие транспортные области кольцевого пространства. Увеличенное вращение - один из лучших методов повышения эффективности очистки ствола в наклонных и горизонтальных скважинах.

Приостановить и выбросить шлам

Источник:

  • Необходимо приостановить буровой шлам, утяжелители и добавки под широким углом диапазон условий.
  • оседающий буровой шлам может вызвать перемычки и насыпь, что может вызвать прихватывание трубы и потерю циркуляции.
  • оседающий утяжеленный материал называется провисанием, это вызывает широкий разброс из-за плотности скважинного флюида это чаще встречается в наклонных и горячих скважинах.
  • Высокие концентрации бурового раствора вредны для:
    • эффективности бурения (это приводит к увеличению веса и вязкости бурового раствора, что, в свою очередь, увеличивает расходы на техническое обслуживание и увеличивает разбавление)
    • Скорость проникновения (ROP) (увеличивает мощность, необходимую для циркуляции)
    • Свойства бурового раствора, которые приостановлены, должны быть сбалансированы со свойствами удаления резания с помощью оборудование для контроля твердой фазы
  • Для эффективного контроля твердой фазы сверла олиды необходимо удалить из бурового раствора на 1 обороте из скважины. При повторной циркуляции шлам разбивается на более мелкие части, и их труднее удалить.
  • Проведите испытание, чтобы сравнить содержание песка в буровом растворе на выкидной линии и всасывающей яме (чтобы определить, удаляется ли шлам).

Контроль пластового давления

Источник:

  • Если пластовое давление увеличивается, плотность бурового раствора также должна быть увеличена, чтобы уравновесить давление и сохранить стабильность ствола скважины. Самый распространенный утяжелитель - барит. Несбалансированное пластовое давление вызовет неожиданный приток (также известный как выброс) пластовых флюидов в ствол скважины, что может привести к выбросу из пластовых флюидов под давлением.
  • Гидростатическое давление = плотность бурового раствора * истинная вертикальная глубина * ускорение свободного падения. Если гидростатическое давление больше или равно пластовому давлению, пластовая жидкость не будет течь в ствол скважины.
  • Контроль скважины означает отсутствие неконтролируемого потока пластовой жидкости в ствол скважины.
  • Гидростатическое давление также контролирует напряжения, вызванные тектоническими силами, они могут сделать стволы скважин нестабильными даже при уравновешенном давлении пластового флюида.
  • Если пластовое давление ниже нормы, воздух, газ, туман, густая пена или низкая плотность можно использовать буровой раствор (масляную основу).
  • На практике плотность бурового раствора должна быть ограничена до минимума, необходимого для управления скважиной и устойчивости ствола скважины. Если слишком большое, это может привести к разрыву пласта.

Заделать проницаемые пласты

Источник:

  • Давление бурового раствора должно превышать пластовое давление, в этом состоянии он проникает в пласт, и корка бурового раствора откладывается на стенка ствола скважины.
  • Буровой раствор предназначен для осаждения тонкой фильтровальной корки с низкой проницаемостью для ограничения проникновения.
  • Проблемы возникают, если образуется толстая фильтровальная корка; условия плотного ствола ствола, низкое качество каротажа, застревание трубы, потеря циркуляции и повреждение пласта.
  • В высокопроницаемых пластах с большими отверстиями ствола весь буровой раствор может проникать в пласт, в зависимости от размера твердых частиц бурового раствора;
    • Используйте закупоривающие агенты, чтобы заблокировать большое отверстие, тогда твердые частицы бурового раствора могут образовывать уплотнение.
    • Для эффективности закупоривающие агенты должны быть больше половины размера порового пространства / трещин.
    • Связующие вещества (например, карбонат кальция, измельченная целлюлоза).
  • В зависимости от используемой системы бурового раствора, ряд добавок могут улучшить фильтрационную корку (например, бентонит, природный и синтетический полимер, асфальт и гильсонит ).

Поддержание стабильности ствола скважины

Источник:

  • Химический состав и свойства бурового раствора должны сочетаться для обеспечения стабильного ствола скважины. Вес бурового раствора должен быть в пределах необходимого диапазона для уравновешивания механических сил.
  • Нестабильность ствола скважины = облысение пласта, которое может привести к образованию плотных скважин, перемычек и заполнения при спусках (те же симптомы указывают на проблемы с очисткой ствола скважины).
  • Ствол скважины стабильность = отверстие сохраняет размер и цилиндрическую форму.
  • Если отверстие увеличено, оно становится слабым и его трудно стабилизировать, что приводит к таким проблемам, как низкие скорости в кольцевом пространстве, плохая очистка ствола скважины, нагружение твердыми частицами и плохая оценка пласта
  • В песчаных и песчаниковых пластах расширение ствола может быть достигнуто за счет механических воздействий (гидравлических сил и скоростей сопел). Повреждение пласта снижено за счет консервативной гидравлической системы. Известно, что фильтровальная корка хорошего качества, содержащая бентонит, ограничивает расширение ствола скважины.
  • В сланцах веса бурового раствора обычно достаточно для уравновешивания пластового напряжения, так как эти скважины обычно стабильный. В буровом растворе на водной основе химические различия могут вызывать взаимодействия между грязью и сланцами, что приводит к размягчению природной породы. Сухие, хрупкие сланцы с высокой трещиноватостью могут быть чрезвычайно нестабильными (что приводит к механическим проблемам).
  • Различные химические ингибиторы могут контролировать взаимодействие бурового раствора / сланца (кальций, калий, соль, полимеры, асфальт, гликоли и нефть - лучше всего подходят для водочувствительных пластов)
  • Буровые растворы на нефтяной (и синтетической) основе используются для бурения наиболее чувствительных к воде сланцев в районах с трудным бурением
  • Для добавления ингибирования используются буровые растворы в эмульгированной фазе рассола (хлорид кальция ) для снижения активности воды и создания осмотических сил для предотвращения адсорбции воды сланцами.

Сведение к минимуму повреждения пласта

Источник:

  • Повреждение оболочки или любое уменьшение естественной пористости и проницаемости пласта (вымывание) составляет повреждение пласта
  • Повреждение кожи - это накопление остатков на перфорациях, что вызывает падение давления через них.
  • Наиболее частые повреждения;
    • Буровой раствор или твердые частицы проникают в матрицу пласта, уменьшая пористость и вызывая скин-эффект
    • Набухание пластовых глин внутри коллектора, снижение проницаемости
    • Осаждение твердых частиц из-за смешивания и пластовые флюиды, приводящие к осаждению нерастворимых солей.
    • Фильтрат бурового раствора и пластовые флюиды образуют эмульсию, уменьшая пористость коллектора.
  • Специально разработанные буровые растворы или жидкости для ремонта скважин и заканчивания сводят к минимуму повреждение пласта.

Охладите, смажьте и закрепите долото и буровую компоновку

Источник:

  • Тепло выделяется из-за механических и гидравлических сил на долоте, а также при вращении бурильной колонны и трении об обсадную колонну и ствол скважины.
  • Охлаждение и отвод тепла от источника до температуры ниже, чем на забое скважины.
  • В противном случае долото, бурильная колонна и забойные двигатели вышли бы из строя быстрее.
  • Смазка на основе коэффициента трения. («Коэффициент трения» - это величина трения на сторона ствола скважины и размер муфты или размер бурильной трубы для вытягивания прихваченной трубы) Буровой раствор на масляной и синтетической основе обычно смазывает лучше, чем буровой раствор на водной основе (но последний может быть улучшен добавлением смазочных материалов).
  • Количество смазки, обеспечиваемой буровым раствором, зависит от типа и количества бурового раствора и утяжелителей + химического состава системы.
  • Плохая смазка вызывает высокий крутящий момент и сопротивление, тепловое сопротивление бурильной колонны, но эти проблемы также являются вызвано посадкой шпонок, плохой очисткой ствола и неправильной конструкцией компоновки низа бурильной колонны.
  • Буровые растворы также поддерживают часть бурильной колонны или обсадной колонны за счет плавучести. Подвешивание в буровом растворе под действием силы, равной весу (или плотности) бурового раствора, что снижает нагрузку на крюк на вышке.
  • Вес, который вышка может выдержать, ограничен механическими возможностями, увеличьте глубину, чтобы увеличивается вес бурильной колонны и обсадных труб.
  • При спуске длинной, тяжелой колонны или обсадных труб плавучесть возможна для спуска обсадных колонн, вес которых превышает допустимую нагрузку на крюк буровой установки.

Передача гидравлической энергии на инструменты и долото

Источник:

  • Гидравлическая энергия обеспечивает питание забойным двигателем для вращения долота и для MWD (измерение при бурении ) и LWD (каротаж во время бурения ) инструменты. Гидравлические программы основаны на выборе размеров сопел долота для доступной мощности бурового насоса для оптимизации воздействия струи на забой скважины.
  • Ограничено:
    • Мощность насоса
    • Потери давления внутри бурильной колонны
    • Максимально допустимое поверхностное давление
    • Оптимальная скорость потока
    • Давление в бурильной колонне падает выше в жидкостях с более высокой плотностью, пластической вязкостью и твердыми частицами.
  • Буровые растворы с низким содержанием твердых частиц, разжижающие сдвиг, такие как полимерные жидкости, более эффективные в передаче гидравлической энергии.
  • Глубину можно увеличить, управляя свойствами бурового раствора.
  • Передача информации от MWD и LWD на поверхность с помощью импульса давления.

Обеспечение адекватной оценки пласта

Источник:

  • Химические и физические свойства бурового раствора, а также условия ствола скважины после бурения влияют на оценку пласта.
  • Буровые каротажники исследуют шлам на минеральный состав, визуальные признаки углеводородов и записывают данные каротажа литология, скорость проходки, обнаружение газа или геологические параметры.
  • Каротаж меры - электрический, звуковой, ядерный и магнитный резонанс.
  • Потенциальная продуктивная зона изолирована и проводится испытание пласта и испытания бурильной колонны.
  • Буровой раствор помогает не рассеивать шлам, а также улучшает транспортировку шлама для бурового раствора регистраторы определяют глубину образования выбуренной породы.
  • Буровой раствор на масляной основе, смазочные материалы, асфальты будут маскировать признаки углеводородов.
  • Таким образом, раствор для бурения керна выбирается на основе типа оценки, которую необходимо выполнить (многие при бурении керна требуется мягкий раствор с минимумом добавок).

Контролировать коррозию (на приемлемом уровне)

Источник:

  • Бурильная колонна и обсадная колонна в постоянном контакте с буровым раствором могут вызвать форму коррозия.
  • Растворенные газы (кислород, диоксид углерода, сероводород ) вызывают серьезные проблемы коррозии;
  • Низкий pH (кислотный) усиливает коррозию, поэтому используйте коррозию для мониторинга тип коррозии, скорость и указать правильный химический ингибитор используется в правильном количестве.
  • Аэрация грязи, пенообразование и другие условия захвата O 2 вызывают коррозионные повреждения за короткий период времени.
  • При бурении с высоким содержанием H 2 S, флюиды с повышенным pH + химикат, улавливающий сульфиды (цинк).

Облегчение цементирования и заканчивания

Источник:

  • Цементирование имеет решающее значение для эффективная зона и заканчивание скважины.
  • Во время спуска обсадной колонны буровой раствор должен оставаться текучим и минимизировать скачки давления, чтобы не возникала потеря циркуляции из-за трещин.
  • Температура воды, используемой для цемента, должна быть в пределах допуска цементники, выполняющие задачу, обычно 70 градусов, особенно в зимних условиях.
  • Грязь должна иметь тонкую, гладкую фильтрационную корку с минимальным содержанием твердых частиц в фильтрационной корке, ствол скважины с минимальным шлам, обрушение или мосты помешают хорошему спуску обсадной колонны до забоя. Обеспечьте циркуляцию в стволе скважины до его очистки.
  • Для надлежащего цементирования и заканчивания буровой раствор вытесняют промывкой и цементом. Для эффективности;
    • Просверлите скважину рядом с манометрами, используйте надлежащую технику очистки скважины, откачивайте траекторию на забойной глубине и выполните спуск грязесъемника к башмаку.
    • Грязь с низкой вязкостью, параметры бурового раствора должны быть устойчивыми к бурению и бурению пластов состав жидкости, турбулентный поток - низкая вязкость, высокая скорость нагнетания, ламинарный поток - высокая вязкость, высокая скорость нагнетания.
    • буровой раствор, непрогрессивная прочность геля

Минимизация воздействия на окружающую среду

Раньше отстойники бурового раствора без футеровки были обычным явлением последствия для окружающей среды были признаны.

Источник:

Грязь в той или иной степени токсична. Утилизировать его экологически безопасным способом также сложно и дорого. В статье Vanity Fair описаны условия на Lago Agrio, большом нефтяном месторождении в Эквадоре, где работа бурильщиков практически не регулировалась.

Буровой раствор на водной основе имеет очень низкую токсичность, сделано из воды, бентонита и барита, все это глина от горнодобывающих предприятий, обычно добываемых в Вайоминге и в Лунде, Телемарк. В буровых растворах на водной основе можно использовать определенные химические вещества, которые сами по себе могут быть коррозионными и токсичными, например соляная кислота. Однако при смешивании с буровыми растворами на водной основе соляная кислота только снижает pH воды до более приемлемого уровня. Каустик (гидроксид натрия), безводная известь, кальцинированная сода, бентонит, барит и полимеры являются наиболее распространенными химическими веществами, используемыми в буровых растворах на водной основе. Буровые растворы на нефтяной основе и синтетические буровые растворы могут содержать высокие уровни бензола и других химикатов

Наиболее распространенные химические вещества, добавляемые в растворы OBM:

  • барит
  • бентонит
  • дизельное топливо
  • Эмульгаторы
  • Вода

Состав бурового раствора

Источник:

Буровой раствор на водной основе чаще всего состоит из бентонита глины (гель) с добавками, такими как сульфат бария (барит), карбонат кальция (мел) или гематит. Различные загустители используются для влияния на вязкость жидкости, например ксантановая камедь, гуаровая камедь, гликоль, карбоксиметилцеллюлоза, полианионная целлюлоза (PAC) или крахмал. В свою очередь, дефлокулянты используются для снижения вязкости буровых растворов на основе глины; анионные полиэлектролиты (например, акрилаты, полифосфаты, лигносульфонаты (Lig) или производные дубильной кислоты, такие как Quebracho ) часто используются. Красный шлам был названием смеси на основе квебрахо, названного в честь цвета красных солей дубильной кислоты; он широко использовался в 1940-1950-х годах, а затем стал устаревшим, когда стали доступны лигносульфонаты. Другие компоненты добавляются для обеспечения различных конкретных функциональных характеристик, перечисленных выше. Некоторые другие распространенные добавки включают смазочные материалы, ингибиторы сланца, добавки против водоотдачи (для контроля потерь буровых растворов в проницаемые пласты). Утяжелитель, такой как барит, добавляют для увеличения общей плотности бурового раствора, чтобы можно было поддерживать достаточное забойное давление, тем самым предотвращая нежелательный (и часто опасный) приток пластовых флюидов. Кроме того, использовались наночастицы диоксида кремния и глины в растворах на основе инвертированной эмульсии при высоком давлении и температуре (HPHT), и наблюдалось их положительное влияние на реологию бурового раствора.

Факторы, влияющие на характеристики бурового раствора

Некоторые факторы, влияющие на характеристики бурового раствора:

Классификация бурового раствора

Они классифицируются на основе их жидкой фазы, щелочности, дисперсности и тип используемых химикатов.

Дисперсные системы

  • Пресноводный грязь: грязь с низким pH (7,0–9,5), включающая грязь, бентонит, природные, фосфатно-обработанные грязи, органические грязи и грязи, обработанные органическими коллоидами. Пример бурового раствора с высоким pH. Буровые растворы, обработанные щелочным таннатом, имеют pH выше 9,5.
  • Буровой раствор на водной основе, подавляющий гидратацию и диспергирование глины - Существует 4 типа: известковые растворы с высоким pH, гипс с низким pH, морская вода и насыщенные соли водные буровые растворы.

Недисперсные системы

  • Буровые растворы с низким содержанием твердых частиц: Эти буровые растворы содержат менее 3–6% твердых веществ по объему и массой менее 9,5 фунтов / галлон. Большинство буровых растворов этого типа имеют водную основу с различными количествами бентонита и полимера.
  • Эмульсии: используются два типа: масло в воде (нефтяные эмульсионные растворы) и вода в масле (обратные масляные эмульсионные растворы).
    • Буровой раствор на масляной основе: Буровые растворы на масляной основе содержат нефть в качестве непрерывной фазы и воду в качестве загрязнителя, а не элемент конструкции бурового раствора. Обычно они содержат менее 5% (по объему) воды. Буровые растворы на нефтяной основе обычно представляют собой смесь дизельного топлива и асфальта, однако могут быть основаны на добытой сырой нефти и буровом растворе

Инженер по буровым растворам

Грязевой карьер с летучей золой

«Инженер по буровым растворам» - это имя, данное сотрудник компании по обслуживанию нефтяных месторождений, которому поручено обслуживание системы бурового раствора или жидкости для заканчивания на нефтяной и / или газовой буровой установке. Этот человек обычно работает в компании, продающей химикаты для работы, и специально обучен работе с этими продуктами, хотя независимые инженеры по буровым растворам все еще распространены. Роль инженера по буровым растворам, или, точнее, инженера по буровым растворам, очень важна для всей операции бурения, потому что даже небольшие проблемы с буровым раствором могут остановить все операции на буровой. В соответствии с принятой на международном уровне структурой смены при проведении морских буровых работ персонал (включая инженеров по буровым растворам) работает по 28-дневной смене, при которой они работают 28 дней подряд и отдыхают следующие 28 дней. В Европе это обычно 21-дневная смена.

При морском бурении с использованием новых технологий и высоких общих дневных затрат скважины бурятся очень быстро. Наличие двух инженеров по буровым растворам имеет экономический смысл для предотвращения простоев из-за проблем с буровым раствором. Два инженера по буровым растворам также сокращают расходы нефтяных компаний на страхование ущерба окружающей среде, за который нефтяные компании несут ответственность во время бурения и добычи. Старший инженер по буровым растворам обычно работает днем, а младший инженер по буровым растворам - ночью.

Стоимость бурового раствора обычно составляет около 10% (может сильно варьироваться) от общей стоимости бурения скважины и требует наличия компетентных инженеров по буровым растворам. Большая экономия средств достигается, когда инженер по буровому раствору и жидкость работают надлежащим образом.

Инженер по буровым растворам не следует путать с грязевиками, обслуживающим персоналом, который контролирует газ из бурового раствора и собирает пробы из ствола скважины.

Инженер по комплаенсу

Инженер по комплаенсу - это наиболее распространенное имя для относительно новой должности в нефтяном месторождении, появившейся примерно в 2002 году в связи с новыми экологическими правилами в отношении синтетического бурового раствора в США. Ранее регулирование синтетического бурового раствора было таким же, как и для бурового раствора на водной основе, и его можно было утилизировать в прибрежных водах из-за низкой токсичности для морских организмов. Новые правила ограничивают количество сливаемого синтетического масла. Эти новые правила создали значительную нагрузку в виде тестов, необходимых для определения «ROC» или удерживания на шламе, отбора проб для определения процентного содержания сырой нефти в буровом растворе и обширной документации. Запрещается сбрасывать буровой раствор на нефтяной / синтетической основе (или выбуренный шлам, загрязненный OBM / SBM) в Северном море. Загрязненный буровой раствор должен либо отправляться на берег в контейнерах, либо обрабатываться на буровых установках.

Теперь также проводится новый ежемесячный тест на токсичность для определения токсичности отложений с использованием амфипода. Буровой раствор различных концентраций добавляют к окружающей среде L. plumulosus в неволе, чтобы определить его влияние на животных. Тест является спорным по двум причинам:

  1. Эти животные не являются аборигенами многих регулируемых ими территорий, в том числе Мексиканского залива
  2. Тест имеет очень большое стандартное отклонение, а образцы, которые не соответствуют требованиям может легко пройти при повторных испытаниях

См. также

Литература

Дополнительная литература

  • Комитет по виброситам ASME (2005). Справочник по обработке буровых растворов. ISBN 0-7506-7775-9.
  • Черагиан, Г., Ву, К., Мостофи, М., Ли, М.С., Афранд, М., и Сангвай, JS (2018). Влияние нового нанокомпозита глина / диоксид кремния на буровые растворы на водной основе: Улучшение реологических и фильтрационных свойств. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2018.06.072.
  • Кейт Ван Дайк (1998). Буровые растворы, буровые насосы и оборудование для кондиционирования.
  • G. В. Чилингарян и П. Ворабутр (1983). Буровые и буровые растворы.
  • G. Р. Грей, Х. К. Х. Дарли и У. Ф. Роджерс (1980). Состав и свойства жидкостей для бурения нефтяных скважин.
  • ПОСТАВЩИК Shale Shaker DCS. Система очистки бурового раствора.
Последняя правка сделана 2021-05-18 04:22:10
Содержание доступно по лицензии CC BY-SA 3.0 (если не указано иное).
Обратная связь: support@alphapedia.ru
Соглашение
О проекте