Раздел 4. Функции и назначение буровых растворов
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
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 Статическое напряжение сдвига 9 Для работы долота вода является лучшей жидкостью, но отсутствие тиксотропных свойств ограничивает ее применение. Воду невозможно утяжелить грубодисперсными тяжелыми порошками, а при больших глубинах бурения, когда цикл циркуляции через скважину соизмерим с длительностью работы долота на забое, она не способна выполнить главную функцию – удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии при временном прекращении циркуляции. В результате этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны, так называемыми сальниками – пробками, образующимися из шлама. Использование буровых растворов при бурении скважин, а также утяжеление их грубодисперсным материалом высокой плотности обусловлены главным образом необходимостью удержания во взвешенном состоянии выбуренной породы в период прерванной циркуляции. Поэтому одно из основных требований, предъявляемым к буровым растворам, − способность к тиксотропному упрочнению их в покое. 10 Показатель тиксотропных свойств бурового раствора – статическое напряжение сдвига, измеряемое через 1 и 10 мин покоя. Именно этим показателем характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его способность удерживать шлам во взвешенном состоянии. Однако значение статического напряжения сдвига выбирают из сугубо практических соображений без учета конкретных геолого-технологических условий. В результате этого в ряде случаев она оказывается ниже требуемой, что приводит к различным осложнениям при бурении, или выше требуемой, что вызывает необходимость восстановления промежуточных циркуляций бурового раствора и может быть причиной возникновения его поглощения. Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки 11 Для улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продуктивных горизонтов значение показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определяемое прибором ВМ-6, должно находиться в пределах 3-6 см 3 за 30 мин. Показатель фильтрации бурового раствора является интегральной величиной за промежуток времени, неизмеримо больший, чем период вращения долота. 12 Существует также мнение, что показатель фильтрации не влияет на эффективность работы долота, а корреляционная зависимость механической скорости проходки и проходки на долото от него обусловлена изменением вязкости бурового раствора, всегда сопровождаемым изменением показателя фильтрации. Процесс фильтрации бурового раствора на забое скважины ослабляет сопротивляемость породы за счет расклинивающего воздействия проникающего в поры и микротрещины породы фильтрата, что вполне соответствует известным положениям теории П. А. Ребиндера (рисунок далее). Кроме того, проникающий на забой фильтрат способствует выравниванию давлений над сколотой частицей и под ней и таким образом создает благоприятные условия для очистки забоя от обломков породы. 13 ВОЗНИКНОВЕНИЕ ЭФФЕКТА РЕБИНДЕРА 14 Однако следует иметь в виду не интегральную величину фильтрации, а его мгновенное значение в начальный период процесса. Очевидно, что из двух буровых растворов с одинаковыми значениями интегрального показателя фильтрации лучшим является тот, у которого выше скорость фильтрации в начальный момент времени. Для характеристики этих свойств измеряют водоотдачу и толщину фильтрационной корки. Водоотдача характеризует способность бурового раствора отдавать воду в пласт под действием перепада давления. Замеряют водоотдачу на приборе ВМ-6. Определяют объем выделившейся воды за 30 мин. в см 3 Различают 3 вида фильтрации бурового раствора. 1. Призабойная фильтрация приурочена к призабойной зоне. В следствие работы долота происходит уменьшение величины фильтрационной корки и может произойти почти полное ее разрушение. Поэтому фильтрация в этой зоне характеризуется наибольшей водоотдачей и наименьшей толщиной корки. 2. Статическая фильтрация происходит при остановке циркуляции бурового раствора. Например, при смене долота. Корка в этом случае имеет наибольшую толщину. Вследствие этого фильтрация, происходящая после сформирования корки, заметно замедляется. Водоотдача получается наименьшей. 3. Динамическая фильтрация происходит в процессе циркуляции промывочной жидкости. В этом случае происходит гидродинамическая эрозия корки. Величина водоотдачи и толщины корки занимает промежуточное положение между первыми двумя видами. 15 Величина водоотдачи и корки зависит от ряда факторов, в том числе, от качества бурового раствора. Решающее влияние оказывает степень дисперсности глинистых частиц в растворе. Чем она выше, тем плотнее укладываются частицы фильтрационной корки и тем меньше отверстия для фильтрации воды. В итоге водоотдача уменьшается. Увеличение степени дисперсности повышает гидратацию частиц твердой фазы, что способствует уменьшению водоотдачи. Фильтрация увеличивается при увеличении разности давлений между гидростатическим в скважине и пластовым. При увеличении температуры водоотдача и толщина корки увеличиваются. Большая величина водоотдачи бурового раствора вызывает ряд негативных последствий: а) при бурении в слабосцементированных породах вода способствует их осыпанию и обваливанию. В соляных отложениях вода увеличивает размыв и растворение соли, образуя пустоты, каверны; б) большая фильтрация в продуктивном горизонте может резко снизить возможные дебиты нефти и газа. Вода проникает в пласт и создает дополнительные трудности продвижения нефти или газа к забою. В результате чего увеличиваются сроки освоения скважины, и уменьшается дебит нефти (газа); в) при большой водоотдаче на стенках скважины отлагается толстая липкая фильтрационная корка. Толстая липкая корка уменьшает диаметр скважины и значительно увеличивает опасность прихвата бурильного инструмента. 16 Прихват может привести к тяжелой аварии. При спуске и подъеме толстая рыхлая корка может быть причиной длительных проработок ствола скважины. Налипшая на бурильный инструмент (долото, турбобур, УБТ, замки бурильных труб) корка может действовать при подъеме инструмента как поршень и создавать в скважине условия, вызывающие осыпи и обвалы неустойчивых пород. Также может создавать условия для поступления из пласта в скважину газа, нефти и воды, и увеличивать возможность газоводонефтяного выброса. Толстая глинистая корка отрицательно влияет на качество цементирования скважины, препятствуя прочному сцеплению цементного камня с горной породой. Статическая фильтрация не дает полного представления о реальной величине водоотдачи в скважине. По данным ряда исследований она составляет 10-30 % от всей водоотдачи. Остальные 10-90 % воды выделяется в процессе циркуляции. Объясняется это тем, что при циркуляции бурового раствора происходит частичное размывание корки. Причем, после некоторого начального периода формирования корки устанавливается равновесие между ее нарастанием и размывам. Размыв корки начинается с разрушения пограничного или переходного слоя. Пограничный слой образуется над коркой в статических условиях. Этот слой неоднородный. У поверхности корки он практически от нее ничем не отличается. По мере удаления от поверхности корки концентрация твердой фазы в переходном слое падает и на расстоянии 3-5 мм становится равной концентрации бурового раствора. 17 Высоковязкий структурированный слой является той средой, через которую идет диффузия отделившейся жидкой среды. Опыты показали, что смыв пограничного слоя не оказывает существенного влияния на водоотдачу. Величина разрушения пограничного слоя и самой корки зависит и от скорости циркуляции бурового раствора. При относительно небольшой скорости циркуляции раствора до 1,5 м/с смывается в основном пограничный слой. При более высокой скорости циркуляции бурового раствора происходит турбулентное течение потока и начинается разрушение корки. Известны исследования, из которых следует, что при турбулентном течении бурового раствора эрозия корки возрастает приблизительно пропорционально квадрату скорости циркуляции. По мере перехода к нижним слоям корки замедляется ее разрушение. Объясняется это двумя причинами: -Увеличением прочности корок от верхних слоев к нижним. -По мере размыва корки усиливается фильтрация и коркообразование. Параллельно с размывом корки идет процесс уплотнения вследствие вымывания крупных частиц и увеличивается плотность укладки оставшихся частиц. При малой скорости течения промывочной жидкости второй процесс может превалировать и статическая водоотдача может оказаться выше динамической. Фактором снижения динамической водоотдачи является также диспергирование глинистых фракций бурового раствора в процессе циркуляции. Проходящие в корке процессы осложняются чисто механическими факторами: повреждением и сдиранием корки долотом, турбобуром, УБТ, центраторами, замками бурильных труб в процессе расхаживания бурильной колонны при турбинном бурении. |