Для конкретных условий бурения, необходимо подбирать оптимальный тип промывочной жидкости. Причиной этому является неспособность определенного вида бурового раствора одинаково эффективно выполнять весь перечень функций и соответствовать всем видам условий на буровых. Таким образом, сначала следует определиться с набором основных функций, и, как следствие, с необходимым набором свойств бурового раствора.
Эффективность применения буровых растворов зависит от их свойств, к которым относятся плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, структурная однородность, содержание газов, песка; тиксотропия, содержание ионов Na, K, Mg.
Водоотдача бурового раствора характеризуется объёмом фильтрата (от 2 до 10 см³), отделившегося от раствора через стандартную фильтровальную поверхность при перепаде давления 100 кПа в течение 30 мин. Толщина осадка на фильтре (фильтрационная корка), которая образуется при определении водоотдачи, изменяется в пределах 1-5 мм.
Содержание твердой фазы в буровом растворе характеризует концентрацию глины (3-15%) и утяжелителя (20-60%). Для обеспечения эффективности бурения (в зависимости от конкретных геолого-технических условий) свойства бурового раствора регулируют изменением соотношения содержания дисперсной фазы и дисперсионной среды и введением в них специальных материалов и химических реагентов. Для предупреждения водонефтегазопроявлений при аномально высоких пластовых давлениях увеличивают плотность бурового раствора путём введения специальных утяжелителей (например, мелом до 1500 кг/м³, баритом и гематитом до 2500 кг/м³ и более) или уменьшают её до 1000 кг/м³ за счет аэрации бурового раствора или добавления к нему пенообразователей (сульфанола, лигносульфоната). Содержание твердой фазы бурового раствора регулируется трехступенчатой системой очистки на вибрационных ситах; газообразные агенты отделяют в дегазаторе. Кроме того, для регулирования содержания твердой фазы в раствор вводят селективные флокулянты.
Особый класс реагентов применяют при регулировании свойств растворов на углеводородной основе. К ним относятся эмульгаторы (мыла жирных кислот, эмультал и другие), гидрофобизаторы (сульфанол, четвертичные амины, кремнийорганические соединения), понизитель фильтрации (органогуматы).
Необходимый набор свойств бурового раствора можно получить путем подбора составных компонентов. Самым сложным для получения является дисперсный буровой раствор. В данном случае, очень важна степень дисперсности твердой фазы и то, как она взаимодействует с остальными компонентами. Таким образом, оказывая влияние на степень дисперсности можно манипулировать реологическими свойствами промывочной жидкости.
В процессе бурения следует поддерживать первоначальные свойства агента, в связи с тем, что он подвергается внешнему воздействию:
- температуры;
- давления;
- осадков;
- механических нагрузок.
Влияние перечисленных факторов ослабляет электрические разряды на частицах и способствует старению составных компонентов.
Свойства бурового раствора могут регулироваться в процессе бурения. Необходимость в этом может возникать при чередовании пород в геологическом разрезе. Таким образом, свойства бурового раствора подвергаются корректировке, как в процессе приготовления раствора, так и в процессе бурения (для поддержания необходимых свойств и для изменения параметров в соответствии с изменяющимися условиями).
Свойства бурового агента регулируются посредством:
- химической обработки (добавление реагентов);
- физических методов (добавление наполнителей, разбавление, диспергация, концентрирование, утяжеление);
- комбинированных методов.
1.3. Требования к качеству бурового раствора
К промывочным жидкостям при первичном вскрытии продуктивных горизонтов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин предъявляют следующие требования:
- предупреждение загрязнения фильтратом промывочной жидкости призабойной зоны продуктивного горизонта;
- предупреждение кольматации коллектора трудно извлекаемыми частицами размером 2-5 мкм;
- отсутствие физико-химического взаимодействия промывочной жидкости или фильтрата бурового раствора с породой коллектора;
- сохранение стойкости коллекторов, содержащих глинистый цемент;
- обеспечение легкого очищения от шлама и дегазации;
- обеспечение регулирования свойств в полевых условиях;
- обеспечение достаточной термо- и солестойкости;
- предупреждение образования стойких эмульсий в результате взаимодействия промывочной жидкости или фильтрата бурового раствора с пластовым флюидом;
- предупреждение снижения проницаемости коллектора в результате образования в пласте новых нерастворимых химических соединений при взаимодействии промывочной жидкости или фильтрата бурового раствора с пластовой водой при налички обводненной продукции;
- отсутствие изменений физико-химических свойств пластового флюида в результате проникновения фильтрата в пласт;
- возможность проведения геофизических исследований;
- обеспечение соответствия экологическим требованиям;
Очистка бурового раствора от обломков выбуренной породы (шлама) является важным мероприятием, непосредственно влияющим на качество и состав промывочной жидкости т.к. поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а, следовательно, на технико-экономические показатели бурения.
|
Скачать 1.57 Mb.