Бурильщик заливает пеногаситель в бурильную колонну на буровой установкеБаритовый порошок, используемый для приготовления грязи на водной основе.
В геотехнической инженерии буровой раствор , также известный как буровой раствор , используется для бурения скважин в землю. Буровые растворы, используемые при бурении нефтяных и газовых скважин, а также на разведочных буровых установках , также используются для гораздо более простых скважин, таких как водяные скважины .
Двумя основными категориями буровых растворов являются растворы на водной основе (ВБ), которые могут быть дисперсными и недисперсными, и неводные растворы, обычно называемые растворами на нефтяной основе (ОБ). Наряду с формирующими веществами 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 скважинные условия.
Основными функциями жидких буровых растворов являются создание гидростатического давления для предотвращения попадания пластовых флюидов в ствол скважины, вынос бурового шлама, а также удержание бурового шлама во время паузы в бурении, например, когда буровая компоновка вводится и выдвигается. дыры. Буровой раствор также сохраняет сверло прохладным и очищает его от шлама во время бурения. Буровой раствор, используемый для конкретной работы, выбирается таким образом, чтобы избежать повреждения пласта и ограничить коррозию.
Состав бурового раствора
Жидкие жидкости состоят из природного и синтетического материала в смешанном состоянии, [1] которые могут быть двух типов: [2]
Водный ; [3] обычно с добавлением веществ, контролирующих вязкость, а также смазочных материалов для ингибирования коррозионных ингибиторов, солей и агентов, регулирующих pH. [1]
Масло; обычно можно использовать углеводородное масло, [1]
Буровой раствор на водной основе чаще всего состоит из бентонитовой глины (геля) с такими добавками, как сульфат бария (барит) для увеличения плотности, а также карбонат кальция (мел) или гематит . Для влияния на вязкость жидкости используются различные загустители , например, ксантановая камедь , гуаровая камедь , гликоль , карбоксиметилцеллюлоза , полианионная целлюлоза (ПАЦ) или крахмал . В свою очередь, дефлокулянты используются для снижения вязкости растворов на глинистой основе; Часто используются анионные полиэлектролиты (например , акрилаты , полифосфаты , лигносульфонаты (Lig) или производные дубильной кислоты, такие как Quebracho ). Красная грязь — это название смеси на основе квебрахо , названной в честь цвета красных солей дубильной кислоты; он широко использовался в 1940-1950-х годах, но 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 сланцев, добавки для снижения водоотдачи (для контроля потерь буровых растворов в проницаемые пласты). 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 в повседневной жизни. Некоторые скважины требуют использования разных типов в разных частях скважины или использования одних 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 водой добавляется для увеличения вязкости , промывки отверстия, обеспечения большего охлаждения и/или контроля пыли.
Воздух/полимер: специально разработанный химикат, обычно тип полимера , добавляется в смесь воды и воздуха для создания определенных условий. Пенообразователь является хорошим примером полимера.
Вода: Иногда воду используют отдельно. При бурении на море при бурении верхней части скважины обычно используется морская вода.
Грязь на водной основе (WBM). Большинство систем грязи 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 суспендируются в жидкости во время бурения, или глины определенных типов, перерабатываемых и продаваемых в качестве добавок для системы WBM. Наиболее распространенным типом является бентонит , называемый на нефтяных месторождениях «гелем». Название, вероятно, относится к вязкости жидкости как очень жидкой и сыпучей (например, шоколадного молока) во время перекачивания, но когда перекачивание прекращается, статическая жидкость превращается в «гель», который препятствует течению. Когда для «разрушения геля» применяется достаточная сила накачки, поток возобновляется, и жидкость возвращается в свое свободнотекучее состояние. Многие другие химические вещества (например, формиат калия ) добавляются в систему WBM для достижения желаемых эффектов, включая: контроль вязкости, стабильность сланца, повышение скорости бурения, а также охлаждение и смазку оборудования.
Буровой раствор на нефтяной основе (OBM): буровой раствор на нефтяной основе содержит жидкость на нефтяной основе, например дизельное топливо. Буровые растворы на масляной основе используются для повышения смазывающей способности, улучшенного ингибирования сланца и большей очищающей способности при меньшей вязкости. Грязь на нефтяной основе также выдерживает большую температуру, не разрушаясь. Использование растворов на нефтяной основе требует особых соображений стоимости, экологических проблем, таких как утилизация бурового шлама в подходящем месте, а также исследовательских недостатков использования растворов на нефтяной основе, особенно в поисковых скважинах . Использование бурового раствора на нефтяной основе мешает геохимическому анализу шлама и керна, а также определению плотности API , поскольку базовую жидкость невозможно отличить от нефти, возвращаемой из пласта.
Жидкость на синтетической основе (SBM) (также известная как низкотоксичный буровой раствор на масляной основе или LTOBM): Жидкость на синтетической основе представляет собой буровой раствор, в котором базовой жидкостью является синтетическое масло. Его чаще всего используют на морских буровых установках, поскольку он обладает свойствами бурового раствора на нефтяной основе, но токсичность паров жидкости намного меньше. Это важно, когда буровая бригада работает с жидкостью в замкнутом пространстве, например, на морской буровой установке. Жидкость на синтетической основе создает те же проблемы экологии и анализа, что и жидкость на масляной основе. [7]
На буровой установке буровой раствор закачивается из буровых ям через бурильную колонну, где он выбрасывается из сопел на буровом долоте, тем самым очищая буровой шлам и охлаждая буровое долото. Затем буровой раствор переносит измельченную или разрезанную породу («шлам») вверх по кольцевому пространству («кольцевое пространство») между бурильной колонной и стенками пробуренной скважины, вверх через обсадную колонну, где он выходит сверху. Затем шлам фильтруется либо с помощью вибросита , либо с помощью более новой технологии сланцевого конвейера, и грязь возвращается в грязевые ямы. Ямы для грязи позволяют пробуренным «мелким частицам» осесть и обработать грязь путем добавления химикатов и других веществ.
Жидкостная яма
Возвращающийся буровой раствор может содержать природные газы или другие горючие материалы, которые будут скапливаться внутри и вокруг зоны вибросита/конвейера или в других рабочих зонах. Из-за риска пожара или взрыва обычно устанавливаются специальные датчики мониторинга и сертифицированное взрывозащищенное оборудование, а рабочие обучаются мерам безопасности. Затем буровой раствор закачивается обратно в скважину и далее рециркулируется. Свойства бурового раствора проверяются с периодической обработкой в ямах для бурового раствора, чтобы гарантировать, что он имеет желаемые свойства для оптимизации эффективности бурения и обеспечения стабильности скважины.
Функция
Функции бурового раствора можно резюмировать следующим образом: [5]
Удалить скважинный шлам
Грязевая яма
Буровой раствор переносит породу, выкопанную буровым долотом, на поверхность. Его способность делать это зависит от размера, формы и плотности шлама, а также скорости движения жидкости вверх по скважине ( кольцевая скорость ). Эти соображения аналогичны способности ручья переносить осадки. Крупные песчинки в медленном потоке оседают на русло ручья, а мелкие песчинки в быстром потоке уносятся вместе с водой. Вязкость бурового раствора и прочность геля являются важными свойствами, поскольку шлам оседает на дно скважины, если вязкость слишком низкая.
Большинство буровых растворов тиксотропны (вязкость увеличивается в статическом состоянии). Эта характеристика удерживает шлам в подвешенном состоянии, когда буровой раствор не течет, например, при замене бурового долота.
Жидкости, обладающие сдвиговым разжижением и повышенной вязкостью, эффективны для очистки скважин.
Более высокая кольцевая скорость улучшает транспортировку резания. Коэффициент транспортировки (скорость транспортировки / минимальная 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).
Более высокие скорости вращения бурильной колонны привносят круговую составляющую в кольцевой путь потока. Этот спиральный поток вокруг бурильной колонны заставляет буровой шлам вблизи стенки, где возникают плохие условия очистки скважины, перемещаться в более высокие транспортные области затрубного пространства. Увеличение скорости вращения является одним из лучших методов повышения очистки ствола наклонно-наклонных и горизонтальных скважин.
Подвешивание и освобождение черенков
Одной из функций бурового раствора является вынос шлама из скважины.
Источник: [5]
Буровой раствор должен удерживать во взвешенном состоянии буровой шлам и утяжеляющие материалы в широком диапазоне условий.
Оседающий буровой шлам может стать причиной закупорки и заполнения, что может привести к застреванию трубы и потере циркуляции .
Тяжелый материал, который оседает, называется оседанием, что приводит к значительным колебаниям плотности скважинного флюида. Чаще всего это происходит в наклонных и горячих скважинах.
Высокие концентрации буровых твердых частиц снижают эффективность бурения, поскольку они увеличивают вес и вязкость бурового раствора, что, в свою очередь, увеличивает затраты на техническое обслуживание и увеличивает разбавление.
Для эффективного контроля твердых частиц буровые твердые частицы должны быть удалены из бурового раствора при первой циркуляции из скважины. При рециркуляции черенки разбиваются на более мелкие кусочки, и их труднее удалить.
Необходимо провести испытание для сравнения содержания твердых частиц в буровом растворе в выкидной линии и всасывающей яме (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 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 пластового флюида под давлением.
Гидростатическое давление = плотность бурового раствора * истинная вертикальная глубина * ускорение силы тяжести. Если гидростатическое давление больше или равно пластовому давлению, пластовая жидкость не будет течь в ствол скважины.
Нахождение скважины под контролем означает отсутствие неконтролируемого поступления пластовых флюидов в ствол скважины.
Гидростатическое давление также контролирует напряжение, вызванное тектоническими силами, которые могут сделать стволы скважин нестабильными, даже если давление пластовой жидкости уравновешено.
Если пластовое давление в открытой скважине ниже нормы, можно использовать воздух, газ, туман, густую пену или буровой раствор низкой плотности (на нефтяной основе).
На практике плотность бурового раствора должна быть ограничена до минимума, необходимого для контроля скважины и устойчивости ствола скважины. Если оно слишком велико, это может привести к разрушению пласта.
Уплотнение проницаемых пластов
Источник: [5]
Давление столба бурового раствора должно превышать пластовое давление; в этом состоянии фильтрат бурового раствора проникает в проницаемые пласты, а фильтрационная корка твердых частиц бурового раствора откладывается на стенке ствола скважины.
Грязь предназначена для отложения тонкой фильтрационной корки с низкой проницаемостью для ограничения проникновения.
Если образуется толстая фильтрационная корка, могут возникнуть проблемы: плотные скважины, плохое качество каротажа, прихват трубы, потеря циркуляции и повреждение пласта.
В пластах с высокой проницаемостью и большими порами весь буровой раствор может проникнуть в пласт, в зависимости от размера твердых частиц бурового раствора:
Используйте закупоривающие агенты, чтобы заблокировать большие отверстия, чтобы твердые частицы грязи могли образовать уплотнение.
Для достижения эффективности закупоривающие агенты должны иметь размер, превышающий половину размера пор/трещин.
Связующие агенты включают карбонат кальция и измельченную целлюлозу.
В зависимости от используемой системы бурового раствора ряд добавок могут улучшить фильтрационный осадок (например, бентонит , природный и синтетический полимер, асфальт и гильсонит ).
Поддерживать стабильность ствола скважины
Источник: [5]
Химический состав и свойства бурового раствора должны сочетаться, чтобы обеспечить стабильность ствола скважины. Плотность раствора должна находиться в пределах, необходимых для уравновешивания механических сил.
Нестабильность ствола скважины = образование оползней, которое может вызвать уплотнение ствола скважины, образование перемычек и заполнение скважины при спусках (те же симптомы указывают на проблемы с очисткой скважины).
Стабильность ствола скважины = скважина сохраняет размер и цилиндрическую форму.
Если скважина увеличивается, она становится слабой и ее трудно стабилизировать, что может привести к таким проблемам, как низкие скорости затрубного пространства, плохая очистка скважины, загрузка твердых частиц и плохая оценка пласта.
В пластах песка и песчаника расширение отверстий может происходить в результате механических воздействий (гидравлических сил и скорости сопел). Повреждение пласта снижается за счет консервативной гидравлической системы. Известно, что фильтровальная корка хорошего качества, содержащая бентонит, ограничивает расширение скважины.
В сланцах при использовании бурового раствора на водной основе химические различия могут вызвать взаимодействие между буровым раствором и сланцем, что приведет к ослаблению естественной породы. Сильно трещиноватые, сухие и хрупкие сланцы могут быть чрезвычайно нестабильными, что приводит 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 чувствительных к воде пластов).
Буровые растворы на основе нефти (и синтетической нефти) можно использовать для бурения чувствительных к воде сланцев в районах со сложными условиями бурения.
Повреждение кожи или любое снижение естественной пористости и проницаемости пласта (вымывание) представляет собой повреждение пласта.
Повреждение кожи заключается в скоплении остатков на перфорациях, что вызывает падение давления через них.
Наиболее распространенные повреждения;
Буровой раствор или твердые частицы бурения проникают в матрицу пласта, уменьшая пористость и вызывая скин-эффект.
Набухание пластовых глин внутри пласта, снижение проницаемости.
Осаждение твердых частиц вследствие смешивания фильтрата бурового раствора и пластовых флюидов, приводящее к осаждению нерастворимых солей.
Фильтрат бурового раствора и пластовые флюиды образуют эмульсию, снижающую пористость пласта.
Специально разработанные жидкости для вскрытия скважин или жидкости для ремонта скважин и заканчивания скважин сводят к минимуму повреждение пласта.
Охладите, смажьте и поддержите долото и буровой агрегат.
Источник: [5]
Тепло генерируется механическими и гидравлическими силами на долоте, а также когда бурильная колонна вращается и трется об обсадную колонну и ствол скважины.
Охладить и передать тепло от источника до температуры ниже, чем на забое скважины.
В противном случае долото, бурильная колонна и забойные двигатели выйдут из строя быстрее.
Смазка основана на коэффициенте трения . («Коэффициент трения» — это величина трения на стороне ствола скважины и размера муфты или размера бурильной трубы, позволяющая вытащить прихваченную трубу). Растворы на масляной и синтетической основе обычно смазывают лучше, чем растворы на водной основе ( но последнее можно улучшить добавлением смазочных материалов).
Количество смазки, обеспечиваемой буровым раствором, зависит от типа и количества бурового раствора и веса материалов + химического состава системы.
Плохая смазка вызывает высокий крутящий момент и сопротивление, перегрев 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 за счет плавучести. Подвешивайте в буровом растворе под действием силы, равной весу (или плотности) бурового раствора, что снижает нагрузку на крюк на вышке.
Вес, который может выдержать вышка , ограничен механической грузоподъемностью, увеличивает глубину, поэтому увеличивается вес бурильной колонны и обсадной колонны.
При спуске длинной и тяжелой колонны или обсадной колонны плавучесть позволяет спускать обсадные колонны, 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 инструментов MWD ( измерение во время бурения ) и LWD ( каротаж во время бурения ). Гидравлические программы основаны на выборе размеров насадок долот в зависимости от доступной мощности бурового насоса для оптимизации струйного воздействия на забой скважины.
Ограничен:
Мощность насоса
Потеря давления внутри бурильной колонны
Максимально допустимое поверхностное давление
Оптимальная скорость потока
Давление в бурильной колонне снижается сильнее 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 эффективно передают гидравлическую энергию.
Глубину можно увеличить, контролируя свойства грязи.
Передача информации с MWD и LWD на поверхность с помощью импульса давления.
Обеспечить адекватную оценку пласта
Источник: [5]
Химические и физические свойства бурового раствора, а также состояние ствола скважины после бурения влияют на оценку пласта.
Грязевые каротажи исследуют шлам на предмет минерального состава, визуальных признаков углеводородов и записывают данные литологии , скорости проходки, обнаружения газа или геологических параметров.
Каротажные методы – электрический, акустический, ядерный и магнитный резонанс .
Потенциально продуктивная зона изолирована и проведены испытания пласта и испытания бурильной колонны.
Грязь помогает не разбрасывать шлам, а также улучшает транспортировку шлама, чтобы буровые каротажи определяли глубину образования шлама.
Грязь на нефтяной основе, смазочные материалы, асфальт маскируют следы углеводородов.
Таким образом, раствор для бурения керна выбирается в зависимости от типа проводимой оценки (многие операции по отбору керна требуют мягкого раствора с минимальным количеством добавок).
Контроль коррозии (на приемлемом уровне)
Источник: [5]
Бурильная колонна и обсадная колонна, находящиеся в постоянном контакте с буровым раствором, могут вызвать коррозию .
Растворенные газы (кислород, углекислый газ, сероводород ) вызывают серьезные проблемы с коррозией;
Может быть смертельным для человека через короткий период времени.
Низкий уровень pH (кислотный) усиливает коррозию, поэтому используйте купоны на коррозию [ необходимы разъяснения ], чтобы контролировать тип и скорость коррозии и указывать, что правильный химический ингибитор используется в правильном количестве. Пробный образец коррозии представляет собой небольшой кусок металла, подвергающийся воздействию процесса, позволяющий оценить влияние коррозионных условий на другое оборудование аналогичного состава.
Аэрация бурового раствора, пенообразование и другие условия, связанные с задержкой O 2 , вызывают коррозионные повреждения за короткий период времени.
При бурении в условиях высокого содержания H 2 S, жидкости с повышенным pH + химикат, улавливающий сульфиды (цинк).
Облегчение цементирования и заканчивания
Источник: [5]
Цементирование имеет решающее значение для эффективной зоны и заканчивания скважины.
Во время спуска обсадной колонны буровой раствор должен оставаться жидким и минимизировать скачки давления, чтобы не возникало потери циркуляции, вызванной трещиной.
Температура воды, используемой для цемента, должна находиться в пределах допуска, допускаемого цементниками, выполняющими свою работу, обычно 70 градусов, особенно в зимних условиях.
Грязь должна иметь тонкую, скользкую фильтровальную корку с минимальным содержанием твердых частиц в фильтрационной корке, ствол скважины с минимальным количеством выбуренной породы, обрушений или перемычек, которые будут препятствовать хорошему спуску обсадной колонны до забоя. Прокачивайте скважину до тех пор, пока она не станет чистой.
Для правильного цементирования и заканчивания буровой раствор вытесняют промывками и цементируют. Для эффективности;
Отверстие рядом с манометрами, используйте надлежащие методы очистки отверстия, прокачивайте насосом до верхней точки и выполняйте перемещение дворника к башмаку.
Раствор низкой вязкости, параметры бурового раствора должны быть толерантны к разбуриваемым пластам и составу бурового раствора, турбулентный поток - низкая вязкость, высокая скорость закачки, ламинарный поток - высокая вязкость, высокая скорость закачки.
Необлицованные отстойники бурового раствора были обычным явлением до того, как были признаны экологические последствия.
Источник: [5]
Грязь в той или иной степени токсична. Утилизировать его экологически безопасным способом также сложно и дорого. В статье Vanity Fair описывались условия на Лаго Агрио , крупном нефтяном месторождении в Эквадоре, где бурильщики практически не контролировались. [8]
Буровой раствор на водной основе имеет очень низкую токсичность и состоит из воды, бентонита и барита, глины, добываемой на горнодобывающих предприятиях, обычно встречающихся в Вайоминге и Лунде, Телемарк. Существуют определенные химические вещества, которые можно использовать в буровых растворах на водной основе, которые сами по себе могут быть коррозионными и токсичными, например соляная кислота. Однако при смешивании с буровыми растворами на водной основе соляная кислота лишь 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. Буровой раствор 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
Дизель
Эмульгаторы
Вода
Факторы, влияющие на эффективность бурового раствора
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), которая включает в себя грязь, бентонит, природные грязи, обработанные фосфатами, органические грязи и грязи, обработанные органическим коллоидом. Например, растворы с высоким pH, обработанные щелочным таннатом, имеют pH выше 9,5.
Буровой раствор на водной основе, подавляющий гидратацию и диспергирование глины. Растворы на водной основе являются наиболее часто используемым типом буровых растворов. Они изготавливаются из воды и различных добавок, включая глину, полимеры и утяжелители. РВО в основном используется в неглубоких скважинах и эффективно предотвращает разбухание и разрушение сланцевых пластов. – Существует 4 типа: известковые грязи с высоким pH, гипсовые грязи с низким pH, морская вода и грязи с насыщенной соленой водой.
Недисперсные системы
Буровой раствор с низким содержанием твердых частиц : эти растворы содержат менее 3–6% твердых частиц по объему и весят менее 9,5 фунтов на галлон. Большинство грязей этого типа имеют водную основу с различным количеством бентонита и полимера.
Эмульсии : используются два типа: масло в воде (масляно-эмульсионные растворы) и вода в масле (обратно-масляно-эмульсионные растворы).
Буровой раствор на масляной основе . Буровые растворы на масляной основе содержат масло в качестве непрерывной фазы и воду в качестве загрязнителя, а не элемента конструкции 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.
Растворы на синтетической основе (SBM) . Растворы на синтетической основе изготавливаются 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 . В растворах на основе воздуха и пены используется 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.
Растворы высокой плотности : Растворы высокой плотности используются в скважинах с высоким давлением и температурой. Они изготавливаются из барита и других утяжелителей и используются для контроля давления в скважине и предотвращения выбросов.
Неповреждающие растворы : Неповреждающие растворы предназначены для предотвращения повреждения буримого пласта. Обычно они используются в скважинах, где пласт подвержен повреждению буровым раствором.
Инженер по буровым растворам
Грязевая яма с летучей золой
«Инженер по буровым растворам» — это имя, данное сотруднику нефтесервисной компании, которому поручено обслуживание бурового раствора или системы жидкости для заканчивания скважин на нефтяной и/или газовой буровой установке . [13] Этот человек обычно работает в компании, продающей химикаты для этой работы, и специально обучен работе с этими продуктами, хотя независимые инженеры по буровым растворам все еще встречаются. Роль инженера по буровым растворам или, точнее, инженера по буровым растворам , имеет решающее значение для всей операции бурения, поскольку даже небольшие проблемы с буровым раствором могут остановить все операции на буровой установке. Принятая на международном уровне схема сменности при морских буровых операциях предполагает, что 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 чаще всего это 21-дневная смена.
В морском бурении, благодаря новым технологиям и высоким совокупным дневным затратам, скважины бурятся чрезвычайно быстро. Наличие двух инженеров по буровым растворам имеет экономический смысл, чтобы избежать 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 компетентных инженеров по буровым растворам. Значительная экономия средств достигается тогда, когда инженер по буровым растворам и жидкость работают адекватно.
Инженера по буровым растворам не следует путать с буровыми бурами , обслуживающим персоналом, который контролирует газ в буровом растворе и собирает пробы из скважины.
Инженер по соответствию
Инженер по соблюдению нормативных требований — наиболее распространенное название относительно новой должности в нефтяной отрасли, появившейся примерно в 2002 году в связи с новыми экологическими нормами в отношении синтетического бурового раствора в Соединенных Штатах. Ранее синтетические грязи регулировались так же, как и грязи на водной основе, и их можно было утилизировать в морских водах из-за низкой токсичности для морских организмов. Новые правила ограничивают количество синтетического масла, которое можно сбрасывать. Эти новые правила создали значительную нагрузку в виде тестов, необходимых для определения «ROC» или удерживания шлама, отбора проб для определения процентного содержания сырой нефти в буровом растворе и обширной документации. Никакие буровые растворы на нефтяной/синтетической основе (или буровой шлам, загрязненный РУО/СКМ) не могут быть сброшены в Северное море. Загрязненный ил необходимо либо отправлять обратно на берег в скипах, либо перерабатывать на буровых установках.
Теперь также проводится новый ежемесячный тест на токсичность для определения токсичности отложений с использованием амфипод Leptocheirus Plumulosus . Различные концентрации бурового раствора добавляются в среду обитания L. Plumulosus в неволе , чтобы определить его влияние на животных. [14] Этот тест вызывает споры 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 провалились, могут легко пройти повторное тестирование [15].
^ abc Финк, Йоханнес (2011). Руководство для инженеров-нефтяников по нефтепромысловым химикатам и жидкостям. Эльзевир Наука. п. 1-2. ISBN 9780123838452.
^ Канн, Райен; Дарли, HCH; Грей, Джордж Р. (29 сентября 2011 г.). Состав и свойства жидкостей для бурения и заканчивания скважин. Эльзевир Наука. ISBN9780123838599.
^ «Обзор нефтяного месторождения, весна 2013: 25, № 1» . www.slb.com . Шлюмберже. 2013 . Проверено 27 июня 2023 г.
^ Рабия, Хусейн (1986). Технология бурения нефтяных скважин: принципы и практика . Спрингер. стр. 106–111. ISBN0860106616.
^ abcdefghijklm Справочник по нефтяному машиностроению, Том II: Технология бурения . Общество инженеров-нефтяников. 2007. стр. 90–95. ISBN978-1-55563-114-7.
^ Глоссарий нефтяных месторождений
^ «буровой раствор» . азиатигильсонит . Проверено 30 июля 2023 г.
^ Лангевише, Уильям. «Закон джунглей». Улей . Проверено 28 августа 2017 г.
^ «По смене бурового раствора для понимания состояния скважины» . Система очистки бурового раствора . 27 декабря 2012 года . Проверено 26 сентября 2013 г.
^ Кларк, Питер Э. (1 января 1995 г.). «Реология бурового раствора и рекомендуемые API измерения». Симпозиум SPE по производственной деятельности. Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/29543-MS. ISBN9781555634483.
^ CJWinter. «Преимущества холодной прокатки корня». www.cjwinter.com . Проверено 28 августа 2017 г.
^ «10 советов по улучшению характеристик бурового раствора» (PDF) . Буровой подрядчик . Проверено 28 августа 2017 г.
^ Мур, Рэйчел (05 июля 2017 г.). «Как стать инженером по буровым растворам». Карьерный тренд.
^ «Методы оценки хронической токсичности загрязнителей, связанных с морскими и устьевыми отложениями, для амфипод Leptocheirus Plumulosus - первое издание». Агентство по охране окружающей среды США . Архивировано из оригинала 15 апреля 2014 года . Проверено 14 апреля 2014 г.
^ Оршулик, Стефан (26 января 2016 г.). Экологические технологии в нефтяной промышленности. Спрингер. ISBN9783319243344.
дальнейшее чтение
Окоро, Эммануэль Эмека; Очонма, Чидибере; Омедже, Максвелл; Санни, Сэмюэл Э.; Эметере, Моисей Э.; Ороду, Кале Б.; Игвило, Кевин С. (17 декабря 2019 г.). «Радиологическое и токсичное воздействие бурового раствора на нефтяной основе: последствия для здоровья буровой бригады в дельте Нигера». Наука об окружающей среде и исследования загрязнения . ООО «Спрингер Сайенс энд Бизнес Медиа». 27 (5): 5387–5397. дои : 10.1007/s11356-019-07222-3. ISSN 0944-1344. PMID 31848949. S2CID 209380825.
Комитет ASME по сланцевым шейкерам (2005 г.). Справочник по обработке буровых растворов . ISBN 0-7506-7775-9 .
Кейт Ван Дайк (1998). Буровые растворы, буровые насосы и оборудование для кондиционирования .
Г. В. Чилингарян и П. Ворабутр (1983). Бурение и буровые растворы .
Г. Р. Грей, Г. Ч. Дарли и В. Ф. Роджерс (1980). Состав и свойства жидкостей для бурения нефтяных скважин .
ПОСТАВЩИК Вибросита DCS. Система очистки буровых растворов .
