На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти готовые бесплатные и платные работы или заказать написание уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов по самым низким ценам. Добавив заявку на написание требуемой для вас работы, вы узнаете реальную стоимость ее выполнения.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Быстрая помощь студентам

 

Результат поиска


Наименование:


реферат Буровые промывочные и тампонажные растворы

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 19.11.2012. Сдан: 2011. Страниц: 11. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Буровые промывочные и тампонажные растворы
Глава 1
 
 
 
 
В результате бурения  скважины на нефтегазоносных площадях должен быть создан долговечный, прочный изолированный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке скважины имеют буровые промывочные и тампонажные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины.
Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых и тампонажных растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими. Все это и обусловливает целесообразность затрат на повышение качества этих систем.
С увеличением  глубины скважин повышаются температуры и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами (газ, нефть, пластовая вода), минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физико-химическим процессом. Этот процесс протекает в среде бурового и цементного растворов, пакерных, буферных и других специальных жидкостей.
Название  буровой промывочный раствор, буровой раствор или тампонажный раствор не отражает физико-химической сущности этих систем, и использование их в дальнейшем связано лишь с традициями в нефтяной промышленности. По составу эти системы должны быть отнесены к сложным полиминеральным дисперсиям, стабилизированным поверхностно-активными веществами (ПАВ).
 


§ 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ  УСЛОВИЯ ПРОВОДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Разрезы нефтяных и газовых месторождений  состоят из осадочных пород, которые представляют собой механические или химические продукты разрушения метаморфических и изверженных пород, содержащих продукты жизнедеятельности организмов. К этим породам относятся мономинеральные (каменная соль, гипс, ангидрит, известняк, доломит и др.) и полиминеральные (конгломераты, глины, песчаники и др.) породы.
Горные  породы в основном характеризуются  неоднородностью по минералогическому и механическому составу, ориентации зерен в массе, пористости, степени уплотнения и трещиноватости. Осадочные породы разделяются на обломочные, сложенные обломками различной величины — от коллоидных частиц до больших глыб, и кристаллические.
Горные  породы обладают комплексом механических свойств: упругостью, пластичностью и т.п. Взаимодействие разбуриваемых горных пород с буровыми и цементными растворами, а также возможность возникновения различных осложнений в значительной степени обусловливаются силами сцепления этих пород. По природе сил сцепления различают три группы горных пород.
    Скальные (песчаники,  известняки и др.). Силы сцепле 
    ния имеют электрическую природу,   одинаково   проявляются 
    как в микро-, так и в макростроении и не исчезают при на 
    сыщении породы водой.

    Пластичные  (глинистые).   Силы  сцепления  между  об 
    ломками   пород   обусловлены   взаимодействием   коллоидных 
    частиц,   адсорбирующихся   на   поверхности   обломков;    они 
    значительно уменьшаются при насыщении породы  водой   и 
    способны восстанавливаться при высыхании.

    Породы, у которых силы сцепления обусловлены наличи 
    ем   влаги   в   порах   (сыпучие   пески)    или    ее   отсутствием 
    (плывуны).
    В отличие от первых двух типов в породах  этой 
    группы силы трения преобладают над силами сцепления.

Разбуриваемые породы, пластовые воды, высокие  температуры и давления отрицательно влияют на свойства буровых и тампонажных растворов. Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при закачивании и продавли-вании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими ре-
 


агентами  для предотвращения осложнении и  оптимизации процесса бурения.
Наибольшее  влияние на качество бурового и тампонажно-го растворов, а также технико-экономические показатели бурения оказывают породы, которые активно взаимодействуют с этими системами. Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание этим раствором рыхлых пород вызывает их оползание или осыпание в ствол скважины.
Свойства  буровых и тампонажных растворов  в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов и ухудшают свойства тампонажных растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, гипса и других пород.
Отрицательное влияние на свойства буровых и  тампонажных растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Также в значительной степени изменяются сроки схватывания, время загустевания и реологическая характеристика тампонажного раствора.
Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, карбонатные, сульфатные и хлоридные. В пределах этих классов выделяют воды по преобладающему катиону кальция, магния или натрия. Наиболее минерализованными являются воды, которые находятся в осадочных породах, содержащих известняки, доломиты, гипсы и каменную соль. Минерализация пластовых вод, как правило, возрастает с увеличением глубины и колеблется в широких пределах, достигая 30 г/л и более (рассолы).
Газ, находящийся  как в свободном, так и в  растворенном состоянии, существенно  влияет на изменение свойств тампонажных и особенно буровых растворов. В пластовых водах в небольших количествах растворены гелий, азот, сероводород, в больших — углекислый газ. В водах нефтяных месторождений содержится метан, иногда бутан и пропан. Свободный кислород в пластовых водах на большой глубине от-
 


сутствует. Зоны затрудненного обмена характеризуются  содержанием в водах углекислого газа и сероводорода.
В условиях минерализации большое значение имеют вопросы коррозионного разрушения тампонажного камня, особенно в случае его предельного деформирования до разрушения. Повышенная концентрация в водах хлоридов щелочных металлов ослабляет сульфатную коррозию, усиливает растворение оксида кальция и понижает рН, что в свою очередь ускоряет растворение содержащейся в цементе извести.
Наиболее  интенсивное изменение фильтрационных, реологических и тиксотропных свойств буровых и тампонаж-ных растворов, ускорение сроков схватывания последних и, как правило, ухудшение физико-механических свойств тампонажного камня наблюдаются при повышенных температурах и давлениях.
К наиболее важным факторам, определяющим выбор  тампонажных материалов, особенно для глубоких и сверхглубоких скважин, следует отнести температуру, давление и состав пластовых минерализованных вод.
Увеличение  глубин нефтяных и газовых скважин сопровождается постоянным ростом забойных температур. На разбуриваемых площадях забойные температуры изменяются в очень широких пределах.
В районах  Краснодарского края в интервалах залегания  преимущественно терригенных третичных и отчасти меловых отложений средние геотермические градиенты1 до глубины примерно 2700 м изменяются в пределах 2,25 — 2,59 °С/100 м. К 1970 г. достигнуты глубины 4500 — 6000 м, на которых температура окружающих пород составляет 190 — 200 °С.
В третичных и меловых отложениях нефтегазовых районов Ставропольского края геотермический градиент до глубины 2100 м изменяется в пределах 3,48 — 8,61 °С/100 м, в майкопских отложениях он возрастает до 10,7 °С/100 м. На глубинах около 4000 м температуры достигает 140 — 150 °С. Забойные температуры 175—186 °С зарегистрированы в ряде скважин. На глубине 5500 м температура составляет около 200 °С. Наиболее высокая температура на площадях Краснодарского края отмечена в скв. 1 Медведовская — 216 °С на глубине 6087 м.
В Чечне и  Ингушетии геотермическая характеристика раз-
'Под геотермическим градиентом  понимается изменение температуры  окружающих пород при углублении на следующих 100 м (размерность "С/100 м).
8
 


резов скважин отличается значительным влиянием циркуляции пластовых вод, что обеспечивает возникновение термальных очагов в местах залегания водоносных горизонтов. В связи с этим геотермический градиент изменяется по разрезу в существенных пределах и в отложениях, перекрывающих водоносные горизонты, достигает 12—16 °С/100 м. В Узбекистане при бурении скважин на глубине 5500 м зарегистрирована температура 224 °С. В зарубежной практике бурения отмечена температура 237,7 °С (Юго-Западный Техас, США).
Для выбора рецептуры тампонажного раствора при  цементировании скважин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру забоя скважины.
Высокие температуры оказывают существенное влияние как на технологию проводки и крепления скважин, так и на выбор применяемых при этом материалов. Увеличение глубин скважин до 10000—15000 м приведет к дальнейшему возрастанию роли температурного фактора в процессах, связанных с бурением. Поэтому оценка забойных температур в сверхглубоких скважинах имеет первостепенное значение.
На поверхности Земли температура колеблется в зависимости от времени суток и года. Амплитуда поверхностных колебаний температуры с глубиной быстро уменьшается. Температурные волны, вызванные суточными колебаниями температуры, проникают на глубину до 1 м. Глубина проникновения годовых волн достигает 30 м и более.
Глубина, ниже которой практически не сказывается  влияние поверхностной температуры, называется глубиной "нейтрального слоя". Для различных районов эта глубина колеблется от 10 до 30 м. Ниже нейтрального слоя температура непрерывно возрастает с глубиной.
В земной коре действуют горное давление, характеризующее естественное напряженное состояние пород, и давление флюидов, находящихся в горных породах. Эти давления определяют необходимые параметры буровых растворов и нагрузки, действующие на обсадные колонны, забойное и устьевое оборудование скважины.
Горное  давление, как существующее в породах  напряжение, вызывается действием сил тяжести вышележащих пород, тектоническими процессами, изменениями температурного поля, физико-химическими процессами образования и превращения горных пород и др.
Различают вертикальную и горизонтальную составляющие
9
 


горного давления, которые называют соответственно полным и боковым горными давлениями.
Обычно  давление флюидов в залежах воды, нефти и газа приблизительно равно условному гидростатическому давлению, за величину которого принимается давление столба пресной воды, равное по высоте глубине залегания залежи. Однако имеются залежи, где давления флюидов превышают обычные в 1,3—1,6 раза и даже достигают горного давления. Такие давления называют аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).
Количество  нефтяных и газовых залежей с  АВПД на глубинах до 3500 — 4000 м сравнительно невелико и не превышает 10—15 %. При дальнейшем увеличении глубин объем флюидных скоплений с АВПД возрастает. Абсолютная величина АВПД тем больше, чем глубже оно встречено.
Давление в  пласте может быть и ниже гидростатического.
Отношение пластового давления к давлению столба воды на данной глубине называется коэффициентом аномальности:
а = Рпл/Рт-
Известны  пласты с коэффициентом аномальности, равным 1,5 — 2,0 и выше (Краснодарский край, Чеченская, Ингушская и Дагестанская республики, Украина, Азербайджан и другие регионы).
При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры.
Статическая температура — это температура  пород нетронутого массива. В скважинах температура забоя принимается близкой к статической, если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2 — 4 сут.
Под динамической температурой понимается установившаяся температура в скважине на некоторой глубине в процессе циркуляции в ней бурового раствора. Практически считается, что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора. Динамическая температура на забое всегда ниже статической. Разность температур зависит от ряда геолого-технических и технологических условий и составляет для скважин глубиной до 6000 м десятки градусов. Однако в каждом конкретном случае ее следует проверять.
Для первичного цементирования скважин рецептуру  там-понажного раствора подбирают с учетом динамической температуры, для проведения повторных цементирований — исходя из статической температуры.
 


Таблица 1.1 Химический состав пластовых вод (месторождения Краснодарского края) 

Место отбора пробы воды, глубина, м Стратиграфический комплекс   Содержание  ионов, 10 3 моль
    СГ HCO3 CO42- Ca2+ Mg2+ Na+ +K+
Скв. 1  Медве-довская, 4280-4265 Ниж-       930,0 ний
мел
6,40          1,28         227,0 14,06 696,60
Скв. 6 Южно- То же       263,0 18,80         3,77          5,05 1,55 278,90
Советская, 3008-3003        
Скв.  26   Севе-ро-Ахтырская, 1050-1029 Кара-       779,7 ган 20,54         0,96         14,65 3,67 782,91
Примечание. Ионы СО3 отсутствуют.    
Подбирать рецептуры тампонажных растворов  и определять их физико-механические свойства необходимо с учетом совместного воздействия температуры и давления.
Минерализованные  воды, находящиеся в пластах, могут привести к ускорению сроков схватывания движущегося в заколонном пространстве скважины тампонажного раствора. Совместное действие температуры, давления и пластовых вод разрушает камень многих типов тампонажных цементов. Поэтому выбору типа цемента с учетом его коррозионной стойкости против минерализованных пластовых вод следует уделять серьезное внимание.
По классификации  Г.М. Сухарева, воды нефтяных и газовых месторождений могут быть разделены на сульфатно-натриевые, гидрокарбонатно-натриевые, хлормагниевые, хлоркальциевые. На нефтяных месторождениях наиболее распространены гидрокарбонатно-натриевые, среди которых на нефтяных промыслах часто встречаются воды, относящиеся к подгруппам хлоридно-щелочных и сульфатно-хлоридно-щелочных.
В качестве примеров состава минерализованных пластовых вод можно привести следующие данные (табл. 1.1).
§ 2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Различают физические и химические свойства бурового раствора. В свою очередь, физические свойства делятся на термодинамические, коллоидно-реологические, фильтрационные, теплофизические и электрические (рис.  1.1).    Термины,
 



Рис.  1.1. Классификация  основных свойств бурового раствора
 
 
 
 

 


 

Продолжение табл. 1.3

Основная технологическая операция промывки скважины — прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др.
Технологическое оборудование для промывки скважин (рис. 1.3) представляет собой ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем. Например, некачественная очистка бурового раствора от шлама приводит к более напряженной работе блока обработки; недостаточная дегазация бурового раствора не позволяет буровым насосам обеспечить необходимую подачу и т.д.
 
17
 



Рис.  1.2. Классификационная  схема промывки скважины
 



Рис.  1.3. Классификационная  схема технологического оборудования для промывки скважины
 


§ 3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений, приведенных в табл. 1.4.
Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.
Рассмотрим  более детально значимость функций  и ограничений процесса промывки скважин. Одной из важнейшей функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.
С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим буровым раствором в некоторых зарубежных странах ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно-струйное бурение).
Стремясь  максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в ре-
20
 



зультате повышения дифференциального  давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.
  Очевидно, очень валено в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.
  Основной  функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.
  Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет каверзность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы   оборудования для очистки   буровых   растворов,   увеличе-
нию затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.
Таким образом, величина подачи бурового раствора к забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах.
Обязательное  требование к процессу промывки скважин — выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.
Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного превышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.
Практические  данные о скоростях и стоимости  бурения скважин показывают, что существует некоторое оптимальное значение скорости циркуляции, при котором данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам на дневную поверхность и не наблюдается его накопления в скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.
Основной  параметр, обеспечивающий компенсацию  пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом рас-
22
 


творе, что может привести к заметному  падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.
Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.
Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.
Однако  осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.
Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов  стенок скважины с учетом возможности возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности.
Важное  технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.
23
 


При промывке должны быть обеспечены отделение и  сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.
Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.
Буровой раствор должен обладать смазывающей  способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резцов долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.
Охлаждение  долота, бурильных труб, гидравлического  оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважины.
§ 4. ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ  РАСТВОРАМ
Буровые растворы по целесообразности применения можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой   раствор   на   водной   основе,    буровой   раствор   на
24
 


углеводородной  основе. Однако тип бурового раствора выбирают, как правило, не для обеспечения лучших условий работы породоразрушающего инструмента, а с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Рассмотрим наиболее общие требования, которые необходимо предъявлять к буровым растворам всех типов и, прежде всего, к растворам на водной основе, с помощью которых бурится основной объем глубоких нефтегазовых скважин.
Для обеспечения  высоких скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:
жидкая  основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;
концентрация  глинистых частиц в твердой 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 показатели;
буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание;
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 неизменных других показателях;
смазочные добавки  должны составлять не менее 10 %.
Выполнение  этих требований во многом зависит  от геолого-технических условий бурения. 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. В каждом конкретном случае необходимо решать комплексную задачу о целесообразности применения того или иного раствора с учетом технической вооруженности буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификации работников, географического положения скважины и т.д.
Выполнение  на практике сформулированных общих  требований к буровому раствору — необходимое, но не достаточное условие для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей
25
 


бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.
Плотность. 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 нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород. Для выбора значения плотности определяющим фактором является пластовое (внутрипоровое) давление флюида; 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 пластовой флюид не прорывается на поверхность во время наращивания бурильной колонны, спускоподъемных операций, в период отсутствия циркуляции при открытом превенторе и т.д. Соотношение между гидростатическим давлением бурового раствора и пластовым давлением называют показателем безопасности: 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. Таким образом, для технологических операций, не связанных с циркуляцией, плотность бурового раствора должна удовлетворять следующему соотношению:
Рпл  ?   Ро9*   ?   Ргр.п,
гДе Рпл ~~ пластовое давление; р0 — плотность бурового раствора; h — рассматриваемая глубина; ргрп — давление гидроразрыва породы.
В период работы долота на забое плотность  бурового раствора можно понизить, так как в процессе его циркуляции давление на пласты увеличивается в результате возникновения сопротивлений в кольцевом пространстве скважины и на устье. В случае обычной схемы циркуляции без противодавления на устье так называемая эквивалентная плотность бурового   раствора   рэ   (отношение   гидравлического   давления   в
26
 


скважине  к давлению на рассматриваемой глубине) определяется истинной плотностью раствора и потерями давления рк в кольцевом пространстве скважины:
рэ = Ро +
Условие безопасности при этом  можно  выразить формулой
Рпл ? Ро9* + Рк ? Ргр.п
(Ро   —   требуемая плотность бурового  раствора при циркуляции).
Очевидно, величина pK/gh является безопасным резервом снижения плотности бурового раствора в процессе работы долота на забое при традиционной схеме циркуляции:
Ро = Ро -pJgh.
Еще больший  резерв снижения плотности бурового раствора можно реализовать в процессе бурения при равновесном и несбалансированном давлении на забое, когда выполняется условие
Ро9* + Рк + Ро * рпд
0   —   противодавление на устье скважины при циркуляции бурового раствора).
В этом случае плотность бурового раствора при циркуляции может быть определена из соотношения
При несбалансированном давлении на забое теоретически можно достичь бесконечно низкой плотности бурового раствора и бурить при управляемом выбросе пластового флюида на максимальных скоростях. Поэтому, несмотря на необходимость существенного усложнения устьевого оборудования, взрывоопасность такого технологического процесса и трудность разделения газожидкостного потока в поверхностной циркуляционной системе, в Канаде и США значительный объем бурения осуществляется при несбалансированном давлении.
Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода — лучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко 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
27
 


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 (гематитом, магнетитом, баритом, галенитом и др.) обусловлены главным образом необходимостью удержания во взвешенном состоянии выбуренной породы в период прерванной циркуляции. Поэтому одно из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, — способность к тиксотропному упрочнению их в покое.
Показатель  тиксотропных свойств бурового раствора — статическое напряжение сдвига, измеряемое через 1 и 10 мин покоя (V! и v10 соответственно). 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-технических условий. В результате этого в ряде случаев она оказывается ниже требуемой, что приводит к различным осложнениям при бурении (затяжкам, посадкам и прихватам бурильной колонны образующимися в скважине сальниками и пробками из утяжелителя), или выше требуемой, что вызывает необходимость восстановления промежуточных циркуляции бурового раствора и может быть причиной возникновения его поглощения.
Необходимость применения научно обоснованного метода выбора показателей тиксотропных свойств бурового раствора очевидна, так как при этом можно не только избежать осложнений при бурении, но и повысить степень очистки раствора виброситами и гидроциклонами, исключить засорение резервуаров грубодисперсным осадком и др.
Предлагаемый  метод основан на математическом описании процесса оседания обломков выбуренной породы в неподвижном тиксотропно упрочняющемся буровом растворе. В этом случае задача сводится к определению параметров 9' и К уравнения Гаррисона, так как с ними однозначно связаны показатели V! и v10:
v = (Q'Kt)/(l+Kt),
где  t — время пребывания  бурового  раствора в покое:   при
t = 60 с v = Vj, при t =   600 c v = v10.
28
 


Значения 9' и К определяются из условия  минимизации 9', осуществляемой с целью снижения продавочного давления, при ограничениях, налагаемых на 9', К и толщину осадка h, образуемого выбуренной породой в призабойной зоне за время отсутствия циркуляции. В зависимости от геолого-технических условий бурения цель ограничения h < hu может быть различной: предупреждение прихватов инструмента осадком выбуренной породы, сокращение затрат времени и энергии на разбуривание осадка, уменьшение происходящего при этом вторичного диспергирования выбуренной породы, ведущего к усложнению очистки и загрязнению раствора, и т.д. В связи с этим предельно допустимая толщина осадка hu будет иметь разные значения, также зависящие от условий бурения.
Важно выбрать значение vlr а значение v10, очевидно, необходимо приближать к значению vlr чтобы минимизировать затраты времени и энергии на восстановление промежуточных циркуляции.
Нетрудно  установить, что в такой постановке величина Kt (при t > 60 с) существенно больше единицы, поэтому в первом приближении можно принять V! = 9', причем значение 9' должно быть не менее:
9' > DM(pn - р)/6ш,
где Duэффективный диаметр наиболее крупных частиц выбуренной породы, находящихся в скважине; рп, р — плотность соответственно выбуренной породы и бурового раствора; т — коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц;   т = 1,6+2,5.
Значение  DM приближенно можно оценивать из эмпирических формул:
для долот типа С DM = 3,5 + 0,037 dc; для долот типа Т DM = 2,0 + 0,035 dc
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.