Файл: Функции и назначение буровых растворов.pdf

1
Функции и назначение буровых растворов

2
Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и
качественном вскрытии продуктивного пласта. Применение бyровых растворов с регулируемыми свойствами требует значительных средств с целью экономии затрат времени на работы, связанные с авариями,
осложнениями,
проработками и
промывками,
длительностью и результатами освоения.

Охлаждение и смазка долот и
бурильных труб
В процессе бурения между долотом и разрушаемой породой, а также между вращающимся бурильным инструментом и стенками скважины возникают значительные силы трения.
Благодаря присутствию промывочной жидкости коэффициент трения значительно уменьшается, а теплота,
образующаяся вследствие трения,
рассеивается потоком жидкости.
Кроме того, на стенках скважины образуется скользкая корка, которая уменьшает силы трения труб при вращении и
СПО.
Существенно понижают коэффициент трения смазывающие добавки.

4
Очистка забоя скважины
Это одна из основных функций раствора, способствующая достижению максимальной скорости бурения за счет эффективной очистки забоя от выбуренной породы. Для избежания усталостного (повторного) режима разрушения забоя используются гидромониторные насадки на долоте. Наилучшие условия разрушения создаются при минимальной разнице гидростатического и порового давлений в разбуриваемых породах. Механическая скорость бурения повышается при обработке раствора
ПАВ,
понижающими поверхностное натяжение.
Существенное влияние оказывает величина мгновенной фильтрации раствора, чем она больше, тем выше механическая скорость.

5
Вынос выбуренной породы из
скважины
Важнейшей функцией бурового раствора является удаление частиц выбуренной и обвалившейся породы из скважины на поверхность. Качество очистки скважины от шлама (скорость и степень зависит от скорости восходящего потока, которая определяется производительностью насосов. На эффективность выноса породы влияет удельный вес, вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раствора. Для удаления частиц породы необходимо, чтобы скорость восходящего потока была выше скорости их осаждения.
Скорость осаждения частиц в неподвижном растворе зависит от их размеров и форм, разницы удельных весов раствора и частицы, вязкости раствора и особенно его тиксотропных свойств.
В тиксотропных растворах при прекращении циркуляции образуется достаточно прочная структура, которая препятствует осаждению частиц.
Статическое напряжение сдвига буровых растворов меняется в широких пределах и, в большинстве систем растворов легко получить структуру такой величины, при которой любая частица нормального удельного веса остается во взвешенном состоянии.

6
Формирование на стенках скважины
малопроницаемой фильтрационной корки
Под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления на стенках скважины образуется фильтрационная корка из твердой фазы раствора.
В
верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость.
Одновременно,
корка фактически разобщает скважину и
проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка,
что отрицательно влияет на состояние скважины. Во первых,
велика вероятность дифференциального прихвата; во вторых на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам,
происходит сужение ствола скважины с
последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме).

7
Одновременно, при большой величине водоотдачи в продуктивный пласт поступает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению проницаемости пласта при последующей эксплуатации скважины, поэтому величина водоотдачи, включая забойную, должна быть как можно меньше и,
жесткое регламентирование этого показателя в программах и проектах вполне обосновано.
Наиболее эффективными системами для предупреждения указанных осложнений являются полимерные растворы с низким содержанием твердой фазы.

8
Предупреждение
нефтегазоводопроявлений
Давление жидкости или газа,
содержащихся в
проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов.
Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким, т.е. значительно выше гидростатического. Поэтому в том и в другом случае плотность бурового раствора должна быть такой,
чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жидкости или газа из пласта в скважину как при бурении так и во время СПО.

9
Предупреждение обвалов
Осыпи и обвалы неустойчивых глин являются основными видами осложнений, возникающих при бурении. Многие скважины не были добурены до проектных глубин из-за этих осложнений. Роль буровых растворов в
этих условиях трудно переоценить, все зависит от cocтава и свойств бурового раствора. В настоящее время разработаны и успешно применяются несколько специальных систем буровых растворов, позволяющих частично или полностью предотвратить осыпи и обвалы неустойчивых глин.

10
Качество вскрытия
продуктивных пластов
Загрязнение продуктивных пластов при бурении - это реальный процесс, в результате которого частично обратимо (а частично необратимо), но существенно снижается проницаемость пластов. Иногда происходит полная закупорка пласта, и вызвать приток удается только с
помощью специальных методов интенсификации.
Мировой наукой и
пpaктикой установлено, что все компоненты бурового раствора
(твердые и жидкие) активно взаимодействуют с продуктивным пластом.

11
Сокращение затрат на
крепление
С применением качественного бурового раствора, заданного состава и свойств, производится одновременное успешное вскрытие отложений, отличающихся по характеру возможных осложнений. Таковыми могут быть водо и газопроявляющие горизонты и неустойчивые глины, надсолевые, солевые и подсолевые отложения. С применением соответствующего раствора нет необходимости спускать дополнительные промежуточные колонны с целью разобщения потенциально несовместимых горизонтов.
Нередко в
определенных геологических условиях за счет применения качественного раствора обходятся без промежуточных колонн,
после кондуктора следующая колонна является эксплуатационной.
Экономия обсадных труб требует дополнительных затрат для поддержания состава и свойств бypoвого раствора на заданном уровне.

12
Получение информации
При хорошей организации аналитического контроля на скважине циркулирующий буровой раствор несет немаловажную информацию о геологическом разрезе скважины.
Источниками информации являются выносимые раствором шлам, газ и флюиды (вода, нефть). Изучение шлама,
изменившегося состава раствора (разгонка) и его фильтрата позволяет определить минералогическую природу разбуриваемых пород, тип в состав поступившей в раствор жидкости или газа.
Интерпретация текущей информации,
полученной по результатам исследований бурового раствора позволяет соответственно принимать решение и сократить объем и затраты времени на проведение дорогостоящих геофизических работ.

13
Техника безопасности и экология
Часть ингредиентов бурового раствора и поступающих из пласта шлама, жидкостей и газа содержат вещества, представляющие опасность для персонала и окружающей среды. Особенно oпacными являются нередко встречающиеся пласты, содержащие токсичные кислые газы (сероводород и др.), которые могут вызывать непоправимый физический ущерб.
Последнее время при разработке рецептур буровых растворов серьезное внимание уделяется вышеуказанным вопросам. Так,
для массового бурения созданы экологически чистые,
биологически разлагаемые полимерные системы.
При вскрытии пластов,
содержащих токсичные газы,
разработаны специальные реагенты,
которые полностью связывают эти вещества во время движения раствора от забоя до поверхности.

Требования к буровым растворам

2
Буровые растворы по целесообразности их применения условно можно расположить в следующий ряд:
аэрированная вода, буровые растворы на водной основе, буровые растворы на углеводородной основе.
Однако тип бурового раствора выбирают, как правило,
не только для обеспечения лучших условий работы породоразрушающего инструмента, но и с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Рассмотрим наиболее общие требования,
которые необходимо применять к буровым растворам всех типов и, прежде всего, к растворам на водной основе, с помощью которых бурится основной объем глубоких нефтегазовых скважин в Западной Сибири.

3
Основные требования, предъявляемые к буровым растворам:
- дисперсная среда растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;
- концентрация твердых частиц в дисперсной фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы – максимальным;
- буровые растворы должны быть недиспергирующимися под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные реологические показатели;
- буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к
разбуриваемым горным породам,
не вызывать диспергирование и набухание глинистых пород;
- буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты,
наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизмененных других показателях;
- смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

4
Выполнение таких требований во многом зависит от геолого-технических условий бурения скважин. Однако они позволяют выбрать из гаммы растворов именно тот,
который не только исключит осложнения и аварии в скважине, но и обеспечит высокие скорости ее бурения.
Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору – необходимое, но недостаточное условие для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

Плотность
5
В зависимости от характера проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения нефтегазоводопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. Для выбора значения плотности определяющим фактором является пластовое (внутрипоровое) давление флюида;
гидростатическое давление со стороны скважины должно быть достаточным,
чтобы не допустить неуправляемого притока в нее пластового флюида.
Гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине – единственный фактор, благодаря которому пластовый флюид не прорывается на поверхность во время наращивания бурильной колонны, спускоподъемных операций, в период отсутствия циркуляции при открытом превенторе и т. д.

6
Соотношение между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением называют показателем безопасности: и чем выше этот показатель,
тем больше гарантия предотвращения выброса. С
увеличением плотности бурового раствора, как правило,
повышается также устойчивость ствола.
Когда технологические операции не связаны с
циркуляцией бурового раствора, величина плотности ограничивается, давление гидравлического разрыва пласта должно всегда оставаться выше гидростатического давления столба бурового раствора в скважине.

7
Определяется плотность из условий создания противодавления на пласт по формуле:
, кг/м
3
где
ρ
–
плотность бурового раствора,
при вскрытии газонефтеводосодержащих пластов, кг/м
3
;
К – коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора в скважине над пластовым в зависимости от глубины;
Р
пл
– пластовое давление, МПа;
L
п
– глубина залегания кровли пласта, м;
При L
п
< 1200 м К ≥ 1,10, при L
п
> 1200 м К ≥ 1,05.
g – ускорение свободного падения, м/с
2

8
Рассчитанное по формуле значение плотности ρ необходимо проверить, чтобы не допустить гидроразрыва слабого пласта гидростатическим давлением промывочной жидкости.
,
10 6
C
Г
L
g
P




кг/м
3 где Р
Г
– давление гидроразрыва слабого пласта, МПа;
L
С
– глубина залегания подошвы слабого пласта, м.
Необходимо, чтобы ρ
Г
> ρ.
Проверочный расчет на гидроразрыв выполняется при наличии в геологическом разрезе слабого пласта.
Измеряется плотность бурового раствора с помощью ареометра, рычажных весов или пикнометра в кг/м
3
или г/см
3