дисперсионная среда буровых растворов снижает коллекторские свойства пластов за счет
Буровые растворы для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин
В процессе бурения необходимо производить контроль реолологических параметров бурового раствора с целью предупреждения обвалов стенок и размыва устья скважины.
После утяжеления раствора за счет выбуренной породы до необходимой плотности необходимо обеспечить качественную очистку бурового раствора.
В случаи поглощения бурового раствора применять вязкие пачки с наполнителем (кордовое волокно, резиновая крошка, древесные опилки, ореховая скорлупа).
Перед спуском обсадной колонны рекомендуется обработать буровой раствор смазывающей добавкой FK-Lube или иными смазывающими добавками.
В процессе бурения на репрессии с промывкой любым типом бурового раствора в околоскважинной зоне формируется зона кольматации и зона проникновения фильтрата, физико-химический состав и глубина которых определяют как устойчивость приствольной зоны, так и снижение гидропроводности и фазовой проницаемости продуктивного пласта.
На основе анализа фундаментальных исследований в области химии и биохимии углеводов, обобщения практики бурения скважин в качестве полимерных реагентов для регулирования фильтрационных и реологических свойств безглинистых и малоглинистых буровых растворов используются полисахариды.
Основной причиной выбора полисахаридов является их способность к химической и биологической деструкции, за счет чего обеспечивается возможность разрушения и удаления кольматационного слоя, образующегося в процессе бурения, и практически полное восстановление коллекторских свойств пласта.
Разработана технология получения комплексных полисахаридных реагентов с использованием ингибиторов термоокислительной деструкции, в качестве которых использованы водорастворимые силикаты, бораты щелочных металлов, формиаты натрия и калия.
Комплексные реагенты содержат также гидрофобизирующие добавки на основе калиевых солей жирных кислот и неионогенного ПАВ.
Применение этих реагентов обеспечивает сохранение регламентированных реологических и фильтрационных свойств полисахаридных систем при t =90-1800 о C в течение длительного времени (исследования проводились в течение 45 суток).
На основе этих реагентов предлагается ряд рецептур безглинистых и малоглинистых буровых растворов для различных условий бурения, особенности состава и свойств которых приведены ниже.
Полимер-эмульсионный буровой раствор (ПМГ) для бурения надпродуктивного интервала
В качестве основного средства промывки скважины при бурении надпродуктивного интервала наиболее эффективно применение бурового раствора со свойствами, обеспечивающими устойчивость глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины.
Высокопроницаемые водоносные пласты, неизолированные к моменту первичного вскрытия продуктивного пласта, требуют больших затрат обрабатывающих реагентов, завышения сверх необходимого его структурных показателей, добавления в раствор кольматантов, оказывающих отрицательное влияние на качество вскрытия пласта.
Входящие в состав раствора полимерные и ингибирующие реагенты придают раствору необходимые свойства.
Реагент-гидрофобизатор Синтал выполняет роль стабилизатора неустойчивых отложений, кольматирующей, гидрофобизирующей и смазывающей добавки.
Дополнительная кольматация водоносных пластов и упрочнение стенок скважины достигается водорастворимыми силикатами (силикаты натрия, калия или их смеси).
Применение полианионной целлюлозы в сочетании с Синтал и силикатами обеспечивает буровому раствору необходимые реологические характеристики.
С использованием гидравлических программ (программа Landmark) рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин.
Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама.
Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам.
Буровой раствор характеризуется низкими значениями показателя фильтрации (Ф = 2,0-8,0 см 3 по АРI), регулируемыми в широком диапазоне реологическими показателями (η=10-40 мПа*с; τ0=25-180,0 дПа ), низким коэффициентом трения (Ктр = 0,07-0,1 по API).
Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера.
Раствор БР-ПМГ успешно применяли при проводке скважин в неустойчивых глинизированных отложениях значительной протяженности с зенитным углом 50-70º с сохранением номинального диаметра скважин при бурении пологих и горизонтальных участков ствола скважины, в тч при бурении дополнительных стволов на месторождениях Пермской области, при этом исключается необходимость установки цементных мостов в верейском горизонте, которые при бурении по традиционной технологии были обязательны.
В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана.
Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта
Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта.
В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов (ББР), которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов.
Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии.
Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения.
Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения.
Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды.
В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ББР-СКП
Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин (КС1, силикаты и др.) обеспечивает устойчивость глинистых отложений и предупреждает набухание глины в коллекторе пласта. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора.
Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой.
БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР РЕОГЕЛЬ
Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения (в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов).
Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным.
Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов.
Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов.
ПОЛИМЕР-ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР ЭМУЛГЕЛЬ
Для строительства скважин в сложных гидрогеологических и технико-технологических условиях (например, при бурении через кыновские аргиллиты, глауконитовые глины) при необходимости решения основной проблемы сохранения устойчивости ствола скважины в интервалах залегания неустойчивых глинистых отложений при больших зенитных углах и обеспечения выноса шлама из сильно искривленного участка ствола скважины разработан полимер-эмульсионный буровой раствор ЭМУЛГЕЛЬ.
Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок (KCl, силикаты, CaCl2).
За счет повышенного содержания углеводородсодержащей составляющей раствор обладает усиленными ингибирующими свойствами и оптимальными структурно-реологическими показателями, необходимыми для качественной очистки забоя при больших зенитных углах.
Полученная прямая эмульсия типа «масло в воде» обладает положительными свойствами растворов на нефтяной основе, но при этом исключаются такие негативные свойства РНО, как экологическая и пожарная опасность.
Этот раствор может быть использован и для бурения горизонтального участка при вскрытии продуктивного пласта, т. к. по своим физико-химическим и технологическим показателям отвечает требованиям для качественного вскрытия продуктивного пласта.
УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Для ведения работ в условиях АВПД традиционно используют глинистые буровые растворы, содержащие в качестве добавок баритовый, железистый и другие утяжелители. Эти системы отличают относительно невысокая стоимость, широкий спектр обрабатывающих реагентов и большой опыт применения.
Однако использование таких растворов приводит к необратимой кольматации продуктивных пластов (особенно низкопроницаемых, трещиноватых и трещино-поровых коллекторов) и требует дополнительных дорогостоящих операций по восстановлению проницаемости пласта.
Безглинистые буровые растворы, плотность которых регулируется концентрацией водорастворимых солей и кислоторастворимых утяжелителей, имеют принципиальное преимущество перед глинистыми при заканчивании скважин за счет исключения из состава кольматанта, трудноудаляемого из ПЗП при освоении.
Дополнительным преимуществом таких буровых растворов является более высокое качество крепления скважин.
Разработаны утяжеленные безглинистые буровые растворы плотностью до 1600 кг/м 3 на основе пластовой воды, растворов неорганических солей (хлориды натрия, калия, кальция, магния) и карбоната кальция для доутяжеления.
Оптимизация реологических и фильтрационных свойств этих растворов проводится комплексом полисахаридных реагентов.
Высокую плотность растворов могут обеспечивать не только неорганические соли, но и органические, в частности, формиаты щелочных металлов.
Формиаты обладают рядом преимуществ по сравнению с тяжелыми неорганическими солями, и в частности, экологической безопасностью, высокой ингибирующей способностью по отношению к глинистым сланцам, повышением термостабильности полисахаридных реагентов, низкой коррозионной активностью, совместимостью с пластовыми флюидами, снижением коэффициента трения буровых растворов.
Разработаны технологические жидкости на основе формиатов, которые содержат комплекс полисахаридных реагентов для регулирования фильтрационных, реологических, псевдопластичных и капсулирующих свойств и мраморную крошку для временной кольматации ПЗП.
Буровые растворы на основе формиатов сохраняют термостабильность при температурах до 200 о С, имеют низкие значения показателя фильтрации (0,5-3,5 см 3 при DР = 0,7 МПа), регулируемые в широких пределах значения пластической вязкости (h=15-95 мПа*с) и динамического напряжения сдвига (τ0=60-200 дПа), при этом буровые растворы имеют низкие гидравлические сопротивления (коэффициент консистенции К =0,008-0,227 при скорости сдвига 511/1022с-1), низкие значения коэффициента трения (Ктр=0,09- 0,207), фильтрат раствора имеет низкое поверхностное натяжение на границе с углеводородной жидкостью (σ=0,0083-0,013 Н/м).
Предлагается несколько рецептур:
— Системы без твердой фазы на основе формиата натрия (r = 1300 кг/м 3 ), формиата калия (r = 1670 кг/м 3 ), формиатов калия и цезия (r = 2200 кг/м 3 );
— Системы с частичной заменой формиатов на кислоторастворимый карбонатный утяжелитель (r = 1800 кг/м3). В качестве утяжелителя использовали мраморную крошку;
— Системы с пониженным содержанием кислотонерастворимой твердой фазы (r = 2200 кг/м 3 ). Для доутяжеления используется барит, Магбар, сидерит (карбонат железа), гематит.
не ужесточаются требования со стороны природоохранных организаций, так как при их использовании и при использовании совместно с другими компонентами бурового раствора не образуется экологически опасных отходов;
появляется возможность многократного и многоцелевого использования бурового раствора ввиду его высокой ферментативной устойчивости и устойчивости к термоокислительной деструкции;
для приготовления и очистки бурового раствора в процессе бурения не требуется дополнительного оборудования буровых установок;
буровой раствор на основе формиатов может быть использован в качестве жидкости глушения или жидкости перфорации, т. к. он не оказывает отрицательного влияния на коллектор.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИСАХАРИДОВ
С использованием безглинистых и малоглинистых буровых растворов на основе полисахаридных реагентов в гг в Пермском Прикамье пробурено более 300 скважин, в тч пологие и горизонтальные скважины.
Растворы применялись также в ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, и КРС (п. Самарский), Удмуртии, республиках Коми и Казахстан.
Анализ результатов применения буровых растворов на основе полисахаридов при бурении вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин позволил отметить следующие преимущества предлагаемых систем буровых растворов:
— Высокие ингибирующие и низкие фильтрационные характеристики растворов позволили сохранить устойчивость стенок ствола скважины на весь период бурения. Каротажный материал (каверномер) показал, что средний диаметр скважин в интервале залегания терригенных отложений близок к номинальному.
— Поддержание реологических характеристик на уровне проектных значений обеспечило высокую выносную и удерживающую способности безглинистых буровых растворов, что позволило избежать осложнений в процессе бурения, связанных с зашламлением ствола скважины при зенитных углах 30-700.
— Вскрытие продуктивного пласта проходит без остановок в бурении, так как раствор ББР-ПМГ, используемый для бурения надпродуктивного интервала, совместим с безглинистыми буровыми растворами, используемыми для вскрытия продуктивного пласта, в тч для горизонтальных участков стволов скважины.
Поэтому для проводки горизонтального участка и первичного вскрытия продуктивного пласта не требуется сброс циркулирующей в скважине промывочной жидкости и, соответственно, сократились временные затраты по приготовлению раствора.
— Использование растворов позволило повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности и низкого значения коэффициента трения.
— Проведенные гидродинамические исследования коллекторских свойств продуктивного пласта показали отсутствие загрязнения ПЗП (фильтрационно-емкостные характеристики призабойной и удаленной зон продуктивного пласта практически одинаковы); после освоения скважин полученные дебиты соответствовали или превышали проектные, время освоения сократилось в 1,5-2 раза, при этом освоение скважины проходит, как правило, без дополнительных воздействий на пласт.
применяемого для вскрытия продуктивного пласта
Функции бурового раствора
Удаление продуктов разрушения из скважины.
Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем инструменте.
Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины.
В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент , в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего инструмента.
Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины.
Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах.
Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии
Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига
Облегчение процесса разрушения горных пород на забое
Активное воздействие бурового раствора на забой обусловлено, главным образом, за счет кинетической энергии потока на выходе из бурового снаряда.
Эффект гидродинамического воздействия усиливается путем подбора площади сечения и мест расположения каналов, через которые жидкость выходит на забой скважины. Эта функция промывочной жидкости наиболее эффективна в породах рыхлого комплекса.
Кроме того, облегчение процесса разрушения горных пород на забое может быть осуществлено за счет понижения их твердости. Сущность процесса понижения твердости горных пород заключается в следующем, горные породы не однородны по прочности, имеют более слабые места в кристаллической решетке, а также микротрещины, пронизывающие кристаллы и расположенные по их границам.
Жидкость как внешняя среда активно участвует в процессе механического разрушения горных пород, проникая в глубину деформируемого тела – в зону предразрушения, представляющую собой деформированные слои с повышенной трещиноватостью. Активность жидкости может быть значительно повышена небольшими добавками к ней специальных веществ, получивших название понизителей твердости. Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород адсорбционные пленки (сольватные слои). Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев.
Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости малоактивной, без адсорбирующихся добавок.
Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы. Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических условий разрушения (прежде всего периодичности силовых воздействий), химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе и физико-химических свойств горных пород.
На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических веществ (не электролитов), так и ионы электролитов.
В качестве основных понизителей твердости пород используются хлористый натрий, хлористый магний, хлористый алюминий, кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и разлит быть значительно повышена небольшими добавками к ней специальных веществ, получивших название понизителей твердости. Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород адсорбционные пленки (сольватные слои). Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев.
Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости малоактивной, без адсорбирующихся добавок.
Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы. Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических условий разрушения (прежде всего периодичности силовых воздействий), химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе и физико-химических свойств горных пород.
На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических веществ (не электролитов), так и ионы электролитов.
В качестве основных понизителей твердости пород используются хлористый натрий, хлористый магний, хлористый алюминий, кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и различные мыла.
Понизители твердости пород помогают процессу дальнейшего диспергирования находящегося в круговой циркуляции бурового шлама. Это имеет особенно важное значение при бурении с промывкой забоя естественными промывочными растворами, дисперсная фаза которых образуется из частичек твердых пород, диспергированных механическим воздействием долота на забой. Применяемые для стабилизации естественных карбонатных растворов поверхностно-активные вещества проникают в трещины довольно больших частичек шлама, откалываемых от забоя ударами зубьев долота. Адсорбируясь на вновь образованных поверхностях, оказывая расклинивающее действие и понижая поверхностное натяжение, эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию шлама до частичек коллоидного размера, остающихся в системе в качестве дисперсной фазы раствора.
Сохранение устойчивости стенок скважины
Сохранение устойчивости стенок скважины – непременное условие нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок – действие горного давления. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород.
Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины.
Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки.
Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления (например, соли: галит, карналлит и др.). Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях.
Создание гидростатического равновесия в системе «ствол скважины – пласт»
В процессе бурения скважина и вскрытый пласт образуют систему пласт – скважина. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта. Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина представляют собой сообщающиеся сосуды.
Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт – поглощение. Это приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе бурения:
Если пластовое давление больше гидростатического давления промывочной жидкости, возникает водопроявление – жидкость из скважины поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение (или пучение) стенок скважин.
В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций. Поэтому возможны условия, когда при бурениия. Энергия, затрачиваемая на привод бурового насоса, расходуется, кроме того, на преодоление гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости в скважине.
Технические возможности насосов ограничены, поэтому количество подведенной к забойному двигателю энергии будет зависеть от потерь напора при циркуляции промывочной жидкости. Потери зависят при прочих равных условиях от подачи насоса и реологических свойств жидкости. Так как на подачу насоса влияют геологические условия бурения и расход жидкости, требуемый для устойчивой работы забойного механизма в нужном режиме, главным регулирующим фактором энергетических затрат остаются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому при использовании забойных механизмов стремятся максимально уменьшать реологические параметры промывочных жидкостей, учитывая при этом и другие их функции.
Обеспечение проведения геофизических исследований
Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа
Коррозия бурильного инструмента и оборудования вызывается в основном действием солей, а также кислорода воздуха, растворенных в промывочной жидкости. Реже коррозия происходит под действием сероводорода, поступающего в промывочную жидкость из горных пород.
Абразивный износ вызывается твердыми частицами, попадающими в промывочную жидкость либо при приготовлении» либо в процессе бурения. Совместное действие абразивного износа и коррозии усиливает процесс разрушения металла, приводит к преждевременному выходу из строя инструмента и оборудования, поломкам и авариям. Поэтому при выборе промывочной жидкости необходимо учитывать ее коррозионную и абразивную активность. Коррозионную активность снижают введением специальных добавок – ингибиторов коррозии. Для уменьшения абразивного износа промывочные жидкости следует регулярно очищать на поверхности от твердых абразивных частиц.
Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков
Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это достигается введением измельченных веществ – наполнителей. Отлагаясь в сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором осаждается твердая фаза, формируя изоляционные тампоны. Постепенно такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины водонепроницаемую завесу.
Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости, поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой, препятствующей осаждению наполнителя. Размеры частиц наполнителя и его концентрация не должны существенно ухудшать работу буровых насосов.
Предотвращение ГНВП
Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах, пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения (фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и высоты столба жидкости. Давление в стволе скважины также зависит до некоторой степени от давления от ударной нагрузки, вызванных циркулирующей глинистым раствором и движением бурильной трубы. Давление от ударной нагрузки, по очереди, связаны с пластической вязкостью, пределом текучести, и предельным статическим напряжением сдвига глинистого раствора.
Снижение коэффициента трения
Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента трения является введение в них специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции.
Сохранение заданных технологических характеристик
В процессе бурения раствор как можно более длительное время должен сохранять предусмотренные проектом технологические свойства. В противном случае он перестанет выполнять необходимые функции, что может привести, с одной стороны, к возникновению осложнений и аварий, а с другой, к необходимости дополнительной его обработки химическими реагентами, что вызывает увеличение стоимости буровых работ.
Экологическая чистота
При бурении наклонно-направленных скважин буровой раствор может попадать в водоносные горизонты, в русло рек и разливаться по поверхности в прирусловой зоне. По этой причине (несмотря на мероприятия по предупреждению этих явлений) раствор не должен оказывать губительное влияние на окружающую среду – должен быть экологически безопасным.
Для этой цели буровой раствор должен изготавливаться из нетоксичных материалов, не способных создавать ядовитые соединения. Токсичность материалов и их соединений должна контролироваться на этапе проектирования.
Экономическая эффективность
При условии выполнения буровым раствором всех вышеперечисленных функций он должен иметь минимально возможную стоимость. Это обеспечивается оптимальным подбором рецептуры приготовления бурового раствора и применением наиболее дешевых материалов для его производства (без ущерба качеству).
Таким образом оптимальный процесс промывки скважин обеспечивается правильным сочетанием вида бурового раствора, режима промывки (подачи насоса) и организационных мер по поддержанию и регулированию свойств раствора в процессе бурения. Только такое сочетание позволит эффективно реализовать технологические функции процесса промывки.
В зависимости от геологического разреза и физико-механических свойств горных пород конкретного района работ одни функции промывочной жидкости являются главными, другие – второстепенными. Необходимый комплекс функций процесса промывки предъявляет к промывочному агенту требования, для удовлетворения которых он должен иметь определенные свойства. Эти свойства обусловливают вид промывочной жидкости.