Бурильщик заливает пеногаситель в бурильную колонну на буровой установкеБаритовый порошок, используемый для приготовления бурового раствора на водной основе
В геотехнической инженерии буровой раствор , также известный как буровой шлам , используется для облегчения бурения скважин в земле. Используемые при бурении нефтяных и газовых скважин и на разведочных буровых установках , буровые растворы также используются для гораздо более простых скважин, таких как водяные скважины .
Две основные категории буровых растворов — это буровые растворы на водной основе (WB), которые могут быть диспергированными и недиспергированными, и неводные буровые растворы, обычно называемые буровыми растворами на нефтяной основе (OB). Вместе с их формовщиками они используются вместе с соответствующими полимерными и глинистыми добавками для бурения различных нефтяных и газовых пластов. Газообразные буровые растворы, обычно использующие воздух или природный газ, иногда с добавлением пенообразователей, могут использоваться, когда позволяют условия в скважине.
Основные функции жидких буровых растворов заключаются в создании гидростатического давления для предотвращения попадания пластовых флюидов в ствол скважины, а также в выносе бурового шлама и удержании бурового шлама во время остановки бурения, например, когда буровой агрегат вводится и выводится из скважины. Буровой раствор также охлаждает буровое долото и очищает шлам под ним во время бурения. Буровой раствор, используемый для конкретной работы, выбирается таким образом, чтобы избежать повреждения пласта и ограничить коррозию.
Состав
Жидкие жидкости состоят из природных и синтетических материалов в смешанном состоянии, [1] которые могут быть двух типов: [2]
Водный ; [3] обычно с добавлением веществ, контролирующих вязкость, а также смазочных веществ для ингибирования ингибиторов коррозии, солей и агентов, контролирующих pH. [1]
Масло; которое обычно может быть с использованием углеводородного масла, [1]
Буровой раствор на водной основе чаще всего состоит из бентонитовой глины (геля) с добавками, такими как сульфат бария (барит) для увеличения плотности и карбонат кальция (мел) или гематит . Различные загустители используются для влияния на вязкость жидкости, например , ксантановая камедь , гуаровая камедь , гликоль , карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полианионная целлюлоза (ПАЦ) или крахмал . В свою очередь, дефлокулянты используются для снижения вязкости буровых растворов на основе глины; часто используются анионные полиэлектролиты (например, акрилаты , полифосфаты , лигносульфонаты (Lig) или производные дубильной кислоты, такие как квебрахо ). Красный шлам — название смеси на основе квебрахо , названной в честь цвета красных солей дубильной кислоты; она широко использовалась в 1940–1950-х годах, затем вышла из употребления, когда стали доступны лигносульфонаты. Другие компоненты добавляются для обеспечения различных конкретных функциональных характеристик, перечисленных выше. Некоторые другие распространенные добавки включают смазочные материалы, ингибиторы сланцев, добавки для снижения водоотдачи (CMC и PAC) (для контроля потерь буровых растворов в проницаемых пластах). Утяжелитель, такой как барит, добавляется для увеличения общей плотности бурового раствора, чтобы можно было поддерживать достаточное забойное давление, тем самым предотвращая нежелательный (и часто опасный) приток пластовых флюидов. [4]
Типы
Источник: [5]
Многие типы буровых растворов используются ежедневно. Некоторые скважины требуют использования разных типов в разных частях скважины или использования некоторых типов в сочетании с другими. Различные типы жидкостей обычно делятся на широкие категории: [6]
Воздух: сжатый воздух закачивается либо в кольцевое пространство скважины, либо в саму бурильную колонну .
Воздух/вода: воздух с добавлением воды для увеличения вязкости , промывки отверстия, обеспечения большего охлаждения и/или контроля за пылью.
Воздух/полимер: специально разработанный химикат, обычно тип полимера , добавляется в смесь воды и воздуха для создания определенных условий. Пенообразователь является хорошим примером полимера.
Вода: Вода иногда используется сама по себе. При бурении на шельфе морская вода обычно используется при бурении верхней части скважины.
Буровой раствор на водной основе (WBM): большинство систем бурового раствора на водной основе начинаются с воды, затем добавляются глины и другие химикаты для создания однородной смеси с вязкостью между шоколадным молоком и солодом. Глина обычно представляет собой комбинацию природных глин, которые взвешены в жидкости во время бурения, или определенных типов глины, обработанных и продаваемых в качестве добавок для системы WBM. Наиболее распространенным типом является бентонит , называемый «гелем» на нефтяном месторождении. Название, вероятно, относится к вязкости жидкости, которая очень жидкая и текучая (как шоколадное молоко) во время перекачивания, но когда перекачка прекращается, статическая жидкость застывает в «гель», который сопротивляется потоку. Когда прикладывается адекватная сила перекачивания, чтобы «разрушить гель», поток возобновляется, и жидкость возвращается в свое текучее состояние. Многие другие химикаты (например, формиат калия ) добавляются в систему WBM для достижения желаемых эффектов, включая: контроль вязкости, устойчивость сланца, повышение скорости проникновения при бурении, а также охлаждение и смазку оборудования.
Буровой раствор на масляной основе (OBM): Буровой раствор на масляной основе содержит жидкость на основе нефти, например дизельное топливо. Буровые растворы на масляной основе используются для повышения смазывающей способности, улучшенного ингибирования сланцев и большей очищающей способности при меньшей вязкости. Буровые растворы на масляной основе также выдерживают большую температуру без разрушения. Использование буровых растворов на масляной основе имеет особые соображения стоимости, экологические проблемы, такие как утилизация шлама в подходящем месте, и разведочные недостатки использования бурового раствора на масляной основе, особенно в разведочных скважинах . Использование бурового раствора на масляной основе мешает геохимическому анализу шлама и кернов, а также определению плотности API , поскольку базовую жидкость невозможно отличить от нефти, которая возвращается из пласта.
Синтетическая жидкость (SBM) (иначе известная как малотоксичная масляная грязь или LTOBM): Синтетическая жидкость — это грязь, в которой базовой жидкостью является синтетическое масло. Чаще всего она используется на морских буровых установках, поскольку обладает свойствами масляной грязи, но токсичность паров жидкости намного меньше. Это важно, когда буровая бригада работает с жидкостью в замкнутом пространстве, например, на морской буровой установке. Синтетическая жидкость создает те же проблемы для окружающей среды и анализа, что и жидкость на масляной основе. [7]
На буровой установке буровой раствор закачивается из шламовых ям через бурильную колонну, где он выбрасывается из сопел на буровом долоте, таким образом очищая буровой шлам и охлаждая буровое долото в процессе. Затем буровой раствор переносит измельченную или вырезанную породу («шлам») вверх по кольцевому пространству («кольцевому пространству») между бурильной колонной и стенками пробуренной скважины, вверх через кондуктор , где он выходит сверху. Затем буровой раствор отфильтровывается либо с помощью вибросита , либо с помощью более новой технологии сланцевого конвейера, и буровой раствор возвращается в шламовые ямы. Буровые ямы позволяют выбуренным «мелким частицам» осесть, а буровой раствор обрабатывается путем добавления химикатов и других веществ.
Жидкостная яма
Возвращающийся буровой раствор может содержать природные газы или другие горючие материалы, которые будут собираться в и вокруг вибросита/конвейера или в других рабочих зонах. Из-за риска пожара или взрыва обычно устанавливаются специальные датчики контроля и взрывозащищенное сертифицированное оборудование, а рабочие обучаются мерам предосторожности. Затем буровой раствор закачивается обратно в скважину и далее рециркулируется. Свойства бурового раствора проверяются с периодической обработкой в грязевых ямах, чтобы убедиться, что он имеет желаемые свойства для оптимизации эффективности бурения и обеспечения устойчивости ствола скважины.
Функция
Функции бурового раствора можно обобщить следующим образом: [5]
Удаление шлама из скважин
Грязевая яма
Буровой раствор переносит породу, вынутую буровой коронкой, на поверхность. Его способность делать это зависит от размера, формы и плотности шлама, а также скорости движения жидкости вверх по скважине ( кольцевой скорости ). Эти соображения аналогичны способности потока переносить осадок. Крупные песчинки в медленно движущемся потоке оседают на дне потока, в то время как мелкие песчинки в быстро движущемся потоке переносятся вместе с водой. Вязкость бурового раствора и прочность геля являются важными свойствами, поскольку шлам будет оседать на дне скважины, если вязкость слишком низкая.
Большинство буровых растворов тиксотропны (вязкость увеличивается в статичном состоянии). Эта характеристика удерживает шлам во взвешенном состоянии, когда раствор не течет, например, при замене буровой коронки.
Жидкости, имеющие разжижение при сдвиге и повышенную вязкость, эффективны для очистки скважин.
Более высокая кольцевая скорость улучшает транспортировку шлама. Коэффициент транспортировки (скорость транспортировки/минимальная кольцевая скорость) должен быть не менее 50%.
Жидкости высокой плотности могут эффективно очищать скважины даже при более низких скоростях в кольцевом пространстве (за счет увеличения выталкивающей силы, действующей на шлам).
Более высокие скорости вращения бурильной колонны вносят круговой компонент в кольцевой поток. Этот спиральный поток вокруг бурильной колонны приводит к тому, что буровой шлам вблизи стенки, где возникают плохие условия очистки ствола скважины, перемещается в более высокие транспортные области кольцевого пространства. Увеличение скорости вращения является одним из лучших методов повышения очистки ствола скважины в сильнонаклонных и горизонтальных скважинах.
Подвешивание и выпуск черенков
Одной из функций бурового раствора является вынос бурового шлама из скважины.
Источник: [5]
Буровой раствор должен удерживать буровой шлам и утяжелители в широком диапазоне условий.
Осевший буровой шлам может образовывать перемычки и заполнения, что может привести к заклиниванию труб и потере циркуляции .
Тяжелый материал, который оседает, называется просадкой, что приводит к большому изменению плотности скважинного флюида. Это чаще происходит в сильно наклонных и горячих скважинах.
Высокие концентрации выбуренной породы отрицательно сказываются на эффективности бурения, поскольку они увеличивают плотность и вязкость бурового раствора, что в свою очередь увеличивает затраты на техническое обслуживание и приводит к усилению разбавления.
Для эффективного контроля за твердыми частицами, твердые частицы должны быть удалены из бурового раствора при первой циркуляции из скважины. При повторной циркуляции шлам распадается на более мелкие части и его сложнее удалить.
Необходимо провести испытание для сравнения содержания твердых частиц в буровом растворе на линии выдачи и в приемном резервуаре (чтобы определить, удаляется ли шлам).
Контроль пластового давления
Источник: [5]
Если пластовое давление увеличивается, плотность бурового раствора должна быть увеличена, чтобы сбалансировать давление и сохранить ствол скважины стабильным. Наиболее распространенным утяжеляющим материалом является барит . Несбалансированное пластовое давление вызовет неожиданный приток (также известный как выброс) пластовых флюидов в ствол скважины, что может привести к выбросу пластового флюида под давлением.
Гидростатическое давление = плотность бурового раствора * истинная вертикальная глубина * ускорение силы тяжести. Если гидростатическое давление больше или равно пластовому давлению, пластовый флюид не будет поступать в ствол скважины.
Контроль скважины означает отсутствие неконтролируемого притока пластовых флюидов в ствол скважины.
Гидростатическое давление также контролирует напряжение, создаваемое тектоническими силами, которые могут сделать стволы скважин нестабильными даже при сбалансированном давлении пластового флюида.
Если пластовое давление в открытом стволе скважины ниже нормы, можно использовать воздух, газ, туман, густую пену или раствор низкой плотности (на нефтяной основе).
На практике плотность бурового раствора должна быть ограничена минимумом, необходимым для контроля скважины и устойчивости ствола скважины. Если она слишком велика, это может привести к разрыву пласта.
Герметизация проницаемых пластов
Источник: [5]
Давление столба бурового раствора должно превышать пластовое давление; в этом случае фильтрат бурового раствора проникает в проницаемые пласты, а на стенке ствола скважины откладывается фильтрационная корка из твердых частиц бурового раствора.
Буровой раствор предназначен для создания тонкой фильтрационной корки с низкой проницаемостью, ограничивающей проникновение.
При образовании толстой фильтрационной корки могут возникнуть проблемы: узкие условия скважины, плохое качество каротажа, застревание трубы, потеря циркуляции и повреждение пласта.
В высокопроницаемых пластах с крупными порами весь буровой раствор может проникнуть в пласт в зависимости от размера твердых частиц бурового раствора:
Используйте закупоривающие агенты для блокировки больших отверстий, чтобы твердые частицы бурового раствора могли образовать уплотнение.
Для эффективности закупоривающие агенты должны быть больше половины размера порового пространства/трещин.
В качестве связующих агентов используются карбонат кальция и молотая целлюлоза.
В зависимости от используемой системы бурового раствора, ряд добавок может улучшить фильтрационный слой (например, бентонит , природный и синтетический полимер, асфальт и гильсонит ).
Поддержание устойчивости ствола скважины
Источник: [5]
Химический состав и свойства бурового раствора должны сочетаться для обеспечения стабильного ствола скважины. Плотность бурового раствора должна быть в пределах необходимого диапазона для уравновешивания механических сил.
Нестабильность ствола скважины = осыпающиеся породы, которые могут привести к сужению ствола скважины, образованию перемычек и засорению при подъемах (те же симптомы указывают на проблемы с очисткой ствола скважины).
Устойчивость ствола скважины = отверстие сохраняет размер и цилиндрическую форму.
Если отверстие увеличивается, оно становится слабым и его трудно стабилизировать, что может привести к таким проблемам, как низкие скорости в кольцевом пространстве, плохая очистка отверстия, загрузка твердой фазы и плохая оценка пласта.
В песчаных и песчаниковых формациях расширение ствола скважины может происходить из-за механических воздействий (гидравлических сил и скоростей сопел). Повреждение формации уменьшается за счет консервативной гидравлической системы. Известно, что высококачественная фильтрационная корка, содержащая бентонит, ограничивает расширение ствола скважины.
В сланцах при использовании бурового раствора на водной основе химические различия могут вызвать взаимодействие между буровым раствором и сланцем, что приведет к ослаблению родной породы. Сильно трещиноватые, сухие, хрупкие сланцы могут быть крайне нестабильными, что приведет к механическим проблемам.
Различные химические ингибиторы могут контролировать взаимодействие бурового раствора и сланца (кальций, калий , соль, полимеры, асфальт, гликоли и нефть – лучше всего подходят для пластов, чувствительных к воде)
Буровые растворы на основе нефти (и синтетических масел) могут использоваться для бурения водочувствительных сланцев в районах со сложными условиями бурения.
Повреждение кожного покрова или любое снижение естественной пористости и проницаемости пласта (вымывание) представляет собой повреждение пласта.
Повреждение кожи — это накопление остатков на перфорационных отверстиях, что приводит к падению давления через них.
Наиболее распространенное повреждение;
Буровой раствор или шлам проникают в матрицу пласта, уменьшая пористость и вызывая скин-эффект.
Разбухание пластовых глин внутри резервуара, снижение проницаемости
Осаждение твердых веществ из-за смешивания фильтрата бурового раствора и пластовых флюидов, приводящее к осаждению нерастворимых солей
Фильтрат бурового раствора и пластовые флюиды образуют эмульсию, снижающую пористость коллектора.
Специально разработанные жидкости для бурения скважин или жидкости для ремонта и заканчивания скважин сводят к минимуму повреждение пласта.
Охладите, смажьте и закрепите долото и буровой узел.
Источник: [5]
Тепло вырабатывается под действием механических и гидравлических сил на долоте, а также при вращении бурильной колонны и ее трении об обсадную колонну и ствол скважины.
Охлаждение и передача тепла от источника к температуре ниже забоя скважины.
В противном случае долото, бурильная колонна и забойные двигатели выйдут из строя быстрее.
Смазка на основе коэффициента трения . («Коэффициент трения» — это величина трения между стенкой ствола скважины и размером муфты или размером бурильной трубы, необходимая для извлечения застрявшей трубы). Буровой раствор на масляной и синтетической основе обычно смазывает лучше, чем буровой раствор на водной основе (но последний можно улучшить, добавив смазочные вещества).
Количество смазки, обеспечиваемое буровым раствором, зависит от типа и количества выбуренной породы и утяжелителей, а также химического состава системы.
Недостаточная смазка приводит к высокому крутящему моменту и сопротивлению, перегреву бурильной колонны, но эти проблемы также вызваны посадкой шпонки, плохой очисткой скважины и неправильной конструкцией компоновки низа бурильной колонны.
Буровые растворы также поддерживают часть бурильной колонны или обсадной колонны посредством плавучести. Подвешиваются в буровом растворе, удерживаются силой, равной весу (или плотности) бурового раствора, тем самым уменьшая нагрузку на крюк на вышке.
Вес, который может выдержать буровая вышка, ограничен механической мощностью, с увеличением глубины увеличивается вес бурильной колонны и обсадной трубы.
При спуске длинных, тяжелых колонн или обсадных труб плавучесть может привести к спуску обсадных колонн, вес которых превышает грузоподъемность крюка буровой установки.
Передача гидравлической энергии на инструменты и долота
Источник: [5]
Гидравлическая энергия обеспечивает питание забойного двигателя для вращения долота и для инструментов MWD ( измерение во время бурения ) и LWD ( каротаж во время бурения ). Гидравлические программы основаны на размерах сопел долота для доступной мощности бурового насоса для оптимизации удара струи на дне скважины.
Ограничено:
Мощность насоса
Потеря давления внутри бурильной колонны
Максимально допустимое давление на поверхность
Оптимальная скорость потока
Потери давления в бурильной колонне выше в жидкостях с более высокой плотностью, пластической вязкостью и твердыми частицами.
Буровые растворы с низким содержанием твердых частиц, разжижающие при сдвиге, такие как полимерные жидкости, более эффективны при передаче гидравлической энергии.
Глубину можно увеличить, контролируя свойства бурового раствора.
Передача информации от MWD и LWD на поверхность посредством импульса давления.
Обеспечить адекватную оценку формирования
Источник: [5]
Химические и физические свойства бурового раствора, а также состояние ствола скважины после бурения влияют на оценку пласта.
Специалисты по буровому каротажу исследуют шлам на предмет минерального состава, визуальных признаков углеводородов и регистрируют данные бурового каротажа по литологии , скорости проходки, обнаружению газа или геологическим параметрам.
Проводной каротаж – электрический, акустический, ядерный и магнитно- резонансный .
Выделяются потенциальные продуктивные зоны и проводятся испытания пласта и испытания скважин.
Грязь помогает предотвратить рассеивание шлама, а также улучшает транспортировку шлама, позволяя каротажным машинам определять глубину залегания шлама.
Таким образом, буровой раствор для отбора керна выбирается на основе типа оценки, которую необходимо выполнить (для многих операций по отбору керна требуется мягкий буровой раствор с минимальным количеством добавок).
Контроль коррозии (на приемлемом уровне)
Источник: [5]
Постоянный контакт бурильной колонны и обсадной трубы с буровым раствором может привести к возникновению коррозии .
Растворенные газы (кислород, углекислый газ, сероводород ) вызывают серьезные проблемы с коррозией;
Может быть смертельным для человека через короткий промежуток времени.
Низкий pH (кислотный) усугубляет коррозию, поэтому используйте коррозионные купоны [ необходимо разъяснение ] для контроля типа коррозии, скорости и определения правильного химического ингибитора в правильном количестве. Коррозионный купон — это небольшой кусок металла, подвергаемый воздействию процесса, чтобы оценить влияние коррозионных условий на другое оборудование аналогичного состава.
Аэрация грязи, вспенивание и другие условия, связанные с скоплением O2, вызывают коррозионные повреждения за короткий промежуток времени.
При бурении в условиях высокого содержания сероводорода , повышенный pH жидкости + химикат, удаляющий сульфиды (цинк).
Облегчение цементирования и завершения работ
Источник: [5]
Цементирование имеет решающее значение для эффективной зоны и заканчивания скважины.
Во время спуска обсадной колонны буровой раствор должен оставаться текучим и минимизировать скачки давления, чтобы не возникало потери циркуляции, вызванной трещинами.
Температура воды, используемой для цементирования, должна быть в пределах допуска цементировщиков, выполняющих работу, обычно 70 градусов, особенно в зимних условиях.
Грязь должна иметь тонкую, скользкую фильтрующую корку с минимальным количеством твердых частиц в фильтрующей корке, ствол скважины с минимальным количеством шлама, обвалы или мосты будут препятствовать хорошему спуску обсадной колонны на дно. Промывайте ствол скважины до тех пор, пока он не станет чистым.
Для надлежащего цементирования и завершения операции, буровой раствор вытесняется промывками и цементом. Для эффективности;
Прочистите скважину вблизи манометров, используйте надлежащие методы очистки скважины, прокачайте скважину на конечную глубину и выполните проходку очистителя к башмаку.
Низкая вязкость бурового раствора, параметры бурового раствора должны соответствовать разбуриваемым пластам и составу бурового раствора, турбулентный поток – низкая вязкость, высокая скорость закачки, ламинарный поток – высокая вязкость, высокая скорость закачки.
Необлицованные отстойники для бурового раствора были обычным явлением до того, как были признаны их экологические последствия.
Источник: [5]
Грязь в разной степени токсична. Также ее трудно и дорого утилизировать экологически безопасным способом. Статья Vanity Fair описывает условия на Лаго Агрио , крупном нефтяном месторождении в Эквадоре, где бурильщики фактически не контролировались. [8]
Буровой раствор на водной основе имеет очень низкую токсичность, производится из воды, бентонита и барита, все глины от горнодобывающих работ, обычно добываемых в Вайоминге и в Лунде, Телемарк. Существуют определенные химикаты, которые могут использоваться в буровых растворах на водной основе, которые сами по себе могут быть едкими и токсичными, например, соляная кислота. Однако при смешивании с буровыми растворами на водной основе соляная кислота только снижает pH воды до более управляемого уровня. Каустическая сода (гидроксид натрия), безводная известь, кальцинированная сода, бентонит, барит и полимеры являются наиболее распространенными химикатами, используемыми в буровых растворах на водной основе. Буровой раствор на нефтяной основе и синтетические буровые растворы могут содержать высокие уровни бензола и других химикатов
Наиболее распространённые химикаты, добавляемые в буровые растворы OBM:
Барит
Бентонит
Дизель
Эмульгаторы
Вода
Факторы, влияющие на производительность
Некоторые факторы, влияющие на эффективность бурового раствора: [9]
Они классифицируются по жидкой фазе, щелочности, дисперсности и типу используемых химикатов.
Дисперсные системы
Пресноводная грязь : грязь с низким pH (7,0–9,5), включающая в себя иловые грязи, бентонитовые грязи, природные грязи, обработанные фосфатом, органические грязи и грязи, обработанные органическими коллоидами. Примеры грязи с высоким pH: щелочные грязи, обработанные таннатом, имеют pH выше 9,5.
Буровой раствор на водной основе, подавляющий гидратацию и дисперсию глины. Буровые растворы на водной основе являются наиболее часто используемым типом буровых растворов. Они изготавливаются из воды и различных добавок, включая глины, полимеры и утяжелители. WBM в основном используется в неглубоких скважинах и эффективен для предотвращения набухания и распада сланцевых образований. – Существует 4 типа: известковые растворы с высоким pH, гипсовые растворы с низким pH, растворы с морской водой и насыщенные соленой водой.
Недисперсные системы
Буровой раствор с низким содержанием твердых частиц : эти буровые растворы содержат менее 3–6% твердых частиц по объему и весят менее 9,5 фунтов/галлон. Большинство буровых растворов этого типа имеют водную основу с различным количеством бентонита и полимера.
Эмульсии : используются два типа: масло в воде (масляные эмульсионные буровые растворы) и вода в масле (обратные масляные эмульсионные буровые растворы).
Буровой раствор на нефтяной основе : Буровые растворы на нефтяной основе содержат нефть в качестве непрерывной фазы и воду в качестве загрязнителя, а не элемента в составе 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
Синтетические буровые растворы (SBM) : Синтетические буровые растворы производятся из синтетических жидкостей и используются в глубоких скважинах с экстремальными температурами. SBM обладает превосходными смазочными свойствами и менее токсичен, чем OBM.
Буровой раствор на основе воздуха и пены : Буровой раствор на основе воздуха и пены использует воздух или азот для создания пены, которая выносит буровой шлам на поверхность. Эти типы буровых растворов используются в скважинах, где пласт очень пористый и склонен к обрушению.
Высокоплотные буровые растворы : Высокоплотные буровые растворы используются в скважинах с высоким давлением и температурой. Они изготавливаются из барита и других утяжеляющих агентов и используются для контроля давления в скважине и предотвращения выбросов.
Неразрушающие буровые растворы : Неразрушающие буровые растворы предназначены для предотвращения повреждения пласта, который бурится. Обычно они используются в скважинах, где пласт подвержен повреждению буровым раствором.
Инженер по буровым растворам
Грязевая яма с летучей золой
«Инженер по буровому раствору» — это название, данное лицу в компании по обслуживанию нефтяных месторождений, которое отвечает за обслуживание системы бурового раствора или заканчивания скважин на нефтяной и/или газовой буровой установке . [13] Обычно этот человек работает в компании, продающей химикаты для работы, и проходит специальное обучение по этим продуктам, хотя независимые инженеры по буровому раствору все еще распространены. Роль инженера по буровому раствору , или, точнее, инженера по буровым растворам , имеет решающее значение для всей операции по бурению, поскольку даже небольшие проблемы с буровым раствором могут остановить всю операцию на буровой установке. Международно принятая схема смен при морских буровых работах заключается в том, что персонал (включая инженеров по буровому раствору) работает по 28-дневной схеме смен, когда они работают в течение 28 непрерывных дней и отдыхают следующие 28 дней. В Европе это чаще всего 21-дневная схема смен.
В оффшорном бурении, с новыми технологиями и высокими общими дневными затратами, скважины бурятся чрезвычайно быстро. Наличие двух инженеров по буровым растворам экономически выгодно для предотвращения простоев из-за проблем с буровым раствором. Два инженера по буровым растворам также снижают 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 значительно варьироваться) от общей стоимости бурения скважины и требует компетентных инженеров по буровым растворам. Значительная экономия средств достигается, когда инженер по буровым растворам и жидкость работают адекватно.
Инженера по буровому раствору не следует путать с буровым каротажником — обслуживающим персоналом, который отслеживает наличие газа в буровом растворе и собирает пробы из скважин.
Инженер по обеспечению соответствия
Инженер по соблюдению требований — наиболее распространенное название относительно новой должности в нефтяной отрасли, появившейся около 2002 года из-за новых экологических норм для синтетического бурового раствора в Соединенных Штатах. Ранее синтетический буровой раствор регулировался так же, как и буровой раствор на водной основе, и мог быть утилизирован в морских водах из-за низкой токсичности для морских организмов. Новые правила ограничивают количество синтетической нефти, которое может быть сброшено. Эти новые правила создали значительную нагрузку в виде испытаний, необходимых для определения «ROC» или удержания в шламе, отбора проб для определения процента сырой нефти в буровом растворе и обширной документации. Никакой тип бурового раствора на нефтяной/синтетической основе (или буровой шлам, загрязненный OBM/SBM) не может быть сброшен в Северное море. Загрязненный буровой раствор должен быть либо отправлен обратно на берег в скипах, либо переработан на буровых установках.
Теперь также проводится новый ежемесячный тест на токсичность для определения токсичности осадка с использованием амфипод Leptocheirus plumulosus . Различные концентрации бурового раствора добавляются в среду обитания L. plumulosus, чтобы определить его воздействие на животных. [14] Тест является спорным по двум причинам:
Эти животные не являются местными для многих регулируемых ими территорий, включая Мексиканский залив.
Тест имеет очень большое стандартное отклонение, и образцы, которые не прошли тест, могут легко пройти его при повторном тестировании [15]
^ abc Fink, Johannes (2011). Руководство инженера-нефтяника по химикатам и жидкостям для нефтяных месторождений. Elsevier Science. стр. 1-2. ISBN 9780123838452.
^ Caenn, Ryen; Darley, HCH; Gray, George R. (29 сентября 2011 г.). Состав и свойства буровых и заканчивающих жидкостей. Elsevier Science. ISBN9780123838599.
^ "Oilfield Review Spring 2013: 25, № 1". www.slb.com . Schlumberger. 2013 . Получено 27 июня 2023 .
^ Рабиа, Хуссейн (1986). Техника бурения нефтяных скважин: принципы и практика . Springer. стр. 106–111. ISBN0860106616.
^ abcdefghijklm Справочник по нефтяной инженерии, Том II: Бурение . Общество инженеров-нефтяников. 2007. С. 90–95. ISBN978-1-55563-114-7.
^ "Согласно изменению бурового раствора для понимания состояния скважины". Система очистки бурового раствора . 27 декабря 2012 г. Получено 26 сентября 2013 г.[ постоянная мертвая ссылка ]
^ Кларк, Питер Э. (1995-01-01). "Реология бурового раствора и рекомендуемые API измерения". Симпозиум SPE по производственным операциям. Общество инженеров-нефтяников. doi :10.2118/29543-MS. ISBN9781555634483.
^ "10 советов по улучшению производительности бурового раствора" (PDF) . Подрядчик по бурению . Получено 28.08.2017 .
^ Мур, Рэйчел (2017-07-05). «Как стать инженером по буровым растворам». Career Trend.
^ "Методы оценки хронической токсичности загрязняющих веществ, связанных с морскими и эстуарными осадками, с помощью амфипод Leptocheirus plumulosus — первое издание". Агентство по охране окружающей среды США . Архивировано из оригинала 15 апреля 2014 г. Получено 14 апреля 2014 г.
^ Orszulik, Stefan (2016-01-26). Экологические технологии в нефтяной промышленности. Springer. ISBN9783319243344.
Дальнейшее чтение
Окоро, Эммануэль Эмека; Очонма, Чидиебере; Омедже, Максвелл; Санни, Сэмюэл Э.; Эметере, Мозес Э.; Ороду, Кейл Б.; Игвило, Кевин К. (17 декабря 2019 г.). «Радиологические и токсичные риски воздействия бурового раствора на основе нефти: последствия для здоровья буровой бригады в дельте Нигера». Науки об окружающей среде и исследования загрязнения . 27 (5). Springer Science and Business Media LLC: 5387–5397. doi : 10.1007/s11356-019-07222-3. ISSN 0944-1344. PMID 31848949. S2CID 209380825.
Комитет ASME по виброситам (2005). Справочник по обработке буровых растворов . ISBN 0-7506-7775-9 .
Кейт Ван Дайк (1998). Буровые растворы, буровые насосы и кондиционирующее оборудование .
Г. В. Чилингарян и П. Ворабутр (1983). Бурение и буровые растворы .
GR Gray, HCH Darley и WF Rogers (1980). Состав и свойства буровых растворов для нефтяных скважин .
ПОСТАВЩИК Вибросита DCS. Система очистки буровых растворов .
