Страница 29 из 31
Наибольшее влияние на качество бурового раствора, 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 несцементированных пород вызывает их обвалы или осыпание в ствол скважины.
Свойства буровых растворов в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, карналита, гипса и других пород. Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются.
Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, 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 буровых растворов. В пластовых водах в небольших количествах растворены гелий, азот, сероводород, а в больших – углекислый газ. В водах нефтяных месторождений содержится метан, иногда бутан и пропан.
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. [82]
Технологическое оборудование промывки скважин 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 высокому расходу химреагентов; недостаточная дегазация бурового раствора не позволяет буровым насосам обеспечить необходимую подачу, ухудшает свойства раствора и т. д.
§ 32. Функции и свойства промывочной жидкости
Функции промывочной жидкости очень многообразны, и их значения при бурении скважин трудно преувеличить. К основным функциям промывочной жидкости следует отнести:
• Охлаждение и смазка долот, бурильных труб, при вращении, в процессе разрушения горной породы.
• Благодаря наличию жидкости в скважине коэффициент трения уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения долота, труб – рассеивается. Образующаяся на стенках скользкая корка способствует уменьшению сил трения, которые действуют на бурильный инструмент при вращении и подъеме бурильных труб.
• Очистка забоя от выбуренной породы – это основная функция раствора, способствующая достижению максимальной скорости проходки. При полной очистке поверхности забоя, КПД долота повышается. Качественная очистка забоя достигается различными технологическими приемами и конструктивными особенностями долот, в сочетании с режимами течения раствора.
• Вынос выбуренной породы с забоя скважины на дневную поверхность. В выносе выбуренной породы основным фактором является свойства промывочной жидкости. (Реологические и структурно механические свойства)
• Создание на стенках скважин непроницаемой корки. Фильтрационная корка препятствует проникновению фильтрата в пласт, тем – самым, предотвращая набухание пород и загрязнение продуктивных пластов.
• Предупреждение нефтегазопроявлений. Давление пластового флюида должно уравновешиваться давлением столба бурового раствора. В противном случае пластовый флюид будет выходить на поверхность. Промывочная жидкость должна обеспечивать широкий диапазон плотности бурового раствора.
• Предупреждение поглощений промывочной жидкости. Поглощение промывочной жидкости может привести к открытому фонтанированию скважины, или к значительным затратам средств и времени на ликвидацию поглощения. Для предупреждения поглощения промывочная жидкость должна иметь требуемые свойства по плотности, вязкости и др.
• Предупреждение кавернообразования, обвалов, стенок скважины, которые являются результатом потери устойчивости горных пород. Для предупреждения и ликвидации осложнений, из-за потери устойчивости глинистых, хемогенных пород, разработаны и используются многочисленные методы прогнозирования зон осложнений, технические приемы, системы буровых растворов.
• Предотвращение растепления ствола скважины при бурении многолетнемерзлых пород. Растепление ствола скважины сопровождается интенсивным кавернообразованием, образованием кратеров на устье скважины, смятием обсадных колонн, с нарушением целостности труб, при эксплуатации. Промывочная жидкость должна иметь минимальную теплоотдачу, не замерзать при воздействии низких температур, минимальные значения величины фильтрации.
• Предохранение продуктивного пласта от загрязнения. Раствор, который при взаимодействии с пластом ухудшает его продуктивные возможности, не должен применяться.
• Обладать устойчивостью к сероводородной агрессии, способностью поглощать сероводород.
• Получение качественных материалов геофизических исследований и правильная их интерпретация зависит от типа и состава раствора.
• Снижение затрат на крепление скважины. Правильно выбранный тип бурового раствора, может позволить уменьшить количество спускаемых промежуточных колонн, предупредить аварии при креплении скважин.
• Промывочные жидкости не должны иметь свойств вредных для здоровья, увеличивающие опасность для жизни и опасные в отношении пожара и взрыва. [9]
§ 33. Основные параметры бурового раствора и их определение
Параметры бурового раствора и методы их контроля: [50]
Параметры (показатели) бурового раствора, подлежащие контролю, можно разделить на 3 группы:
1. Параметры, контроль которых обязателен для всех скважин:
• Плотность (ρ);
• Условная вязкость (УВ);
Статическое напряжение сдвига (СНС);
• Показатель фильтрации (Ф);
• Толщина фильтрационной корки;
• Концентрация водородных ионов (рН);
• Концентрация твердых примесей (песка).
В случае использования специальных буровых растворов (ингибирующих, эмульсионных) необходимо контролировать:
• Состав фильтрата бурового раствора;
• Содержание нефти;
• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов);
• Концентрацию твердой фазы (общую и глинистую).
2. Специальные параметры, контроль которых обязателен для скважин с осложненными геологическими условиями (поглощения, нефте-газопроявления, высокая минерализация пластовых вод и др.). Эта группа включает:
• Фильтрацию при повышенных температурах (Ф);
• Содержание газа;
• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);
• Пластическую вязкость (ηпл.);
• Степень минерализации;
• Содержание Са2+, Mg2+, Na+, Сl-, К+;
• Содержание и состав твердой фазы;
• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).
3. Факультативные параметры, дающие дополнительную информацию о свойствах бурового раствора. Это:
• Динамическое напряжение сдвига (ДНС) и пластическая вязкость (ηпл.) при повышенной температуре;