Определить гидростатическое давление бурового раствора в нижней точке скважины

Обновлено: 07.07.2024

Расчет возможных изменений давлений в скважине

Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: метод. указания по выполнению практических работ / сост.: В.Г. Заливин – Иркутск : Изд-во ИРНИТУ, 2018. – 40 с.

Предназначены для подготовки студентов 23.03.01 «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин» заочной формы обучения.

Осложнения и аварии при бурении нефтяных

И газовых скважин

по выполнению практических работ

Составитель:

Заливин Владимир Григорьевич

В авторской редакции

Вид учебной работы

Трудоемкость в академических часах (Один академический час соответствует 45 минутам астрономического часа)

Курс №3

№ п/п

Наименование раздела и темы дисциплины

Вид контактной работы

Курс №4

№ п/п

Наименование раздела и темы дисциплины

Вид контактной работы

Контрольный опрос, тестирование,

Отчёт по практи-ческим работам

Перечень практических занятий

№ п/п	Темы практических (семинарских) занятий	Кол-во акад. часов
1	Расчет возможных изменений давлений в скважине	2
4	Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора	3
5	Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления	3
Итого	8

1. Расчет возможных изменений давлений в скважине. 4

2. Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора …………………. 24

3. Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления. 37

Расчет возможных изменений давлений в скважине

Цель:изучить виды давлений в скважине, научиться рассчитывать максимально допустимое давление на устье скважины если на забое есть зоны интенсивных поглощений.

Задание: на основе примера 1 и таблицы с исходными данными выполнить расчет давлений в скважине.

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления k_a) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

В первой части курсовой работы построить график совмещенных давлений по стволу скважины на основании пластового, гидростатического, коэффициента анамальности, давлениям: поглощения и гидроразрыва пласта. По результатам расчета определить оптимальную плотность бурового раствора и по результатам выявить области несовместимых условий бурения и определить глубины спуска обсадных колонн.

Давления в скважине и околоствольном пространстве

Практически все осложнения и большинство аварий возникает в результате того, что давление в скважине не соответствует необходимому. Так, например, если давление на забое ниже требуемого, то возможны проявления различной тяжести, обвалы стенок скважины. При высоком давлении возникает поглощение бурового раствора. Поэтому необходимо рассмотреть вопросы, связанные с действующими в скважине давлениями, их влиянием на процесс бурения, методикой определения, изменением во времени, способами регулирования.

Горное (геостатическое) давление

Горное давление Р_гор это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть определено из выражения

МПа

где Н – глубина залегания пласта, м;

- средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, Гс/см 3 .

Удельный вес горных пород может быть определен геофизическими методами или по керну.

На площадях с незначительной тектонической активностью градиент горного давления, т.е. величина его повышения с углублением на единицу длины, составляет примерно 22620 Па/м, а в тектонически активных зонах 18100 Па/м.

Напряжения, возникающие в массиве горных пород под действием горного давления, после бурения скважины существенно изменяются. Это приводит к деформации стенок ствола и, как следствие, к осложнениям.

Пластовое (поровое) давление

Поровое давление - это давление, создаваемое флюидом (вода, газ, нефть или их смесь) на стенки пор горной породы. Если поры соединены между собой (порода проницаема), то давление чаще называется пластовым. Нормальное пластовое давление Р_пл равно гидростатическому давлению столба слабосоленой воды на данной глубине, т.е.

где - плотность воды;

g – ускорение свободного падения.

Градиент нормального пластового давления составляет порядка 10500 Па/м. Однако в результате различных геологических процессов залежь углеводородов после ее формирования может переместиться относительно поверхности земли вверх или вниз. При этом пластовое давление при увеличении горного давления может возрасти в результате деформации (уплотнения) скелета породы. Однако если порода сильно сцементирована, то уплотнение ее не происходит. При возрастании температуры поровое давление возрастает, так как коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким (АНПД). Степень этой аномальности оценивается коэффициентом К_а, равным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е.

. Коэффициент аномальности не может быть меньше 0 и больше индекса горного давления К_г, определяемого по формуле .

Для большинства месторождений коэффициент аномальности колеблется в пределах от 0,8 до 1,2. Его максимальное известное значение равно приблизительно 2. При бурении скважин на новых площадях К_а принимается равным 1,2. Коэффициент анормальности всегда существенно больше в кровле пласта и прилегающих породах, чем в подошве.

Величина пластового давления определяется на стадии разведки месторождения с помощью глубинных манометров. В процессе бурения, если начинается поступление флюида в скважину, то пластовое давление можно определить следующим образом. Устье скважины герметизируется превентором, и определяется давление бурового раствора на стояке Р_ст. Пластовое давление будет равно

Однако следует учесть, что с течением времени внутрь колонны бурильных труб может попасть флюид, в результате чего плотность раствора уменьшится, а величина ее будет неизвестна. Поэтому давление на стояке необходимо зафиксировать в течение нескольких минут после закрытия превентора. Нельзя держать скважину закрытой длительное время, так как в этом случае давление на устье может стать равным пластовому.

В процессе разработки месторождения пластовое давление снижается, однако если используются различные методы его поддержания (ППД), то оно сохраняется или даже повышается.

Гидростатическое давление

Давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, называется гидростатическим Р_гс, и может быть определено из выражения

Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность бурового раствора при известном пластовом давлении определяется по формуле ,

где - необходимое превышение давления над пластовым.

Следует отметить, что с увеличением глубины, а следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимоисключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.

Гидростатическое давление в скважине может снижаться по следующим причинам.

Во первых, из-за снижения плотности раствора в процессе бурения, поэтому необходим постоянный контроль этого параметра в соответствии с регламентом.

Во вторых, за счет опорожнения скважины при подъеме инструмента, поэтому необходим долив раствора.

При остановках более 10 час. .

В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.

Давление гидроразрыва

Давление гидроразрыва - это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне нежелателен, так как это приводит к уходу бурового раствора в окружающие породы. Давление гидроразрыва зависит от:

- величины горного давления;

- естественной трещиноватости горных пород;

- реологических свойств и расхода жидкости разрыва.

С увеличением глубины давление гидроразрыва увеличивается и приближается к горному. Как показывают визуальные наблюдения (на нефтяных шахтах) и специальные исследования, раскрытие искусственных трещин при гидроразрыве может доходить до 20 мм, а их протяженность до нескольких десятков и даже сотен метров.

Рис. 1. Зависимость давления от объема закачиваемой жидкости при гидроразрыве

Величина давления гидроразрыва может быть определена следующим образом. Устье скважины герметизируется и в колонну бурильных труб закачивается буровой раствор, при этом постоянно фиксируется его давление и объем, и строится диаграмма, показанная на рис. 1. На участке ОА пласт противостоит создаваемому давлению, в точке А начинает поглощать жидкость и зависимость «давление–объем» становится нелинейной. В точке В давление превышает напряжения в стенках скважины, что приводит к образованию искусственных трещин и резкому падению давления на устье

Это и есть давление гидроразрыва. Давление в точке С называется давлением распространения разрыва. При этом образовавшиеся трещины уходят вглубь массива горных пород.

При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва Р_гр может быть определено по следующим формулам, предложенными разными авторами

где - коэффициент Пуассона.

Его ориентировочные значения приведены ниже.

Глина плотная 0,25-0,4

Глина с прослоями песчаников 0,33-0,4

Глинистые сланцы 0,1-0,2

Для большинства пород коэффициент Пуассона может быть принят равным 0,25.

Давление страгивания (инициирования течения)

После спуска колонны бурильных труб в скважину включается промывка. Для того, чтобы началась циркуляция бурового раствора, необходимо создать некоторое избыточное давление, которое называется давлением страгивания Р_стр. Его величина может быть определена по формуле

где - предельное СНС, мГс/см 2

L – глубина спуска бурильных труб, м;

D– диаметр скважины, см;

d – диаметр бурильных труб, см.

где и - соответственно СНС в момент времени t₁ и t₂, мГс/см 2 ;

t₁ и t₂ – время покоя до замеров СНС, с.

Для уменьшение величины давления страгивания необходимо перед плавным запуском насосов производить расхаживания и вращение инструмента, что приведет к уменьшению СНС.

Динамическое давление

В процессе спуска инструмента под долотом создается избыточное давление – репрессия, а при подъеме – разряжение – депрессия, так как скважину и движущийся в ней инструмент можно рассматривать как цилиндр и поршень. Поэтому этот процесс называется «поршневанием». Абсолютная величина этого давления, называемого динамическим Р_д, может быть найдена как сумма давления страгивания и составляющей, зависящей от скорости движения труб.

где V – скорость движения колонны, м/с;

- удельный вес раствора Гс/см 3 ;

При структурном режиме течения

где R_e – число Рейнольдса.

Для глинистого раствора структурное течение наблюдается при условии

В большинстве случаев

Гидродинамическое давление

При прокачивании бурового раствора по скважине в результате потерь напора в кольцевом пространстве на забое возникает некоторое избыточное давление, называемое гидродинамическим Р_гд. Его величина может быть определена по формуле Дарси–Вейсбаха

где Q – производительность насоса, л/с.

Рис. 2. График изменения давления забойного двигателя Показания манометра; БВ- остановка; ВГ- промывка; ГД- отсоединение ЕЖ- промывка; ЖЗ- создание избыточного давления; ЗИ- подъем инструмента; ИК- промывка; КМ- создание избыточного давления; МН- спуск инструмента; НО- подъем инструмента

На рис. 2 показано изменение давление на забое скважины глубиной около 4000 м, измеренное с помощью глубинного манометра, при выполнении различных операций, откуда видно, что давление в скважине всегда существенно отличается от расчетного гидростатического (85 МПа), и может превышать его на 15 МПа и более.

Дифференциальное давление

Давление поглощения

В процессе бурения при определенном соотношении давлений в скважине Р_с и пласте возможно поглощение бурового раствора. В ряде случаев поглощение происходит, если

При отсутствии таких данных ориентировочно давление поглощения можно определить по формуле

Пример 1: Пусть на глубине z₁ = 2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления к_а= 1,5. Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине z₂ = 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы k_П = 2,1.

1. Пластовое давление в газоносном пласте:

2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта:

3. Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м:

4. Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью:

5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м:

6. Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, которое может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с k_П= 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.

7. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород:

P_доп.2200 = P_г.р.: k = 45,3 : 1,05 = 43,1 Мпа, где k =1,05 – коэфициент запаса

Гидростатическое давление столба бурового раствора

Плотность бурового раствора r напрямую зависит от пластового давления. Поэтому точность выбора величины плотности в значительной степени связана с точностью прогноза пластового давления по интервалам глубин. Не нуждается в доказательстве утверждение о том, что следом за изменением р_пл должна меняться и величина регламентируемого r.

В пределах России выбор r осуществляется в соответствии с "Правилами безопасности….", утвержденными Госгортехнадзором РФ. И это совершенно не случайно, так как речь идет о предупреждении проявлений из проницаемых пластов при бурении с негерметизированным, открытым, устьем. При этом имеют в виду нефтяные или газовые проявления и фонтаны, поскольку именно они представляют особую опасность. В таблице 1 приведены нормативы для выбора плотности раствора, изложенные в упомянутых "Правилах".

Таблица 1 - Нормативы выбора плотности бурового раствора

Глубина кровли проявляюшего пласта L, м

Превышение гидростатического давления над пластовым, %

Предельно нормируемая репрессия на пласт, МПа

Допустимое отклонение фактической плотности от номинальной (±), кг/м 3

10 – 15

5 – 10

4 - 7

Пример расчета плотности бурового раствора:

Предположим, что на глубине 1700 м находится кровля газового пласта с давлением 20,8 МПа. Минимально допустимое превышение столба раствора над пластовым для этой глубины: в процентах - 5% и по величине - 2,5 МПа.

Расчет плотности по 1-му условию (по условию превышения в %):

r = [(20,8*10 6 *1,05)/ (9,81*1700)] +20 = 1330 кг/м 3 .

Комментарий: вначале определяется плотность из условия обеспечения минимально необходимого запаса (коэффициент 1,05), а затем добавляется 20 кг/м 3 для обеспечения колебания плотности в допустимых границах.

Расчет плотности по 2-му условию (по величине допустимой репрессии):

r = [(20,8+2,5)*10 6 / (9,81*1700)] -20 =1380 кг/м 3 .

Комментарий: Перед цифрой "20" стоит знак минус, так как при неизбежном колебании плотности относительно номинального значения предельно допустимая репрессия (в нашем случае это 2,5 МПа) не должна быть превышена.

Из двух результатов выбираем меньший: при плотности 1330 кг/м 3 оба условия соблюдаются.

Проектируя величину r имеют в виду, как правило, только нефте- или газопроявляющие пласты. Водопроявляющие пласты обычно в расчет не берут. Если "открытый" ствол (не обсаженный) составляет несколько сот метров, а плотность поддерживается без изменения, ориентируясь на открытый продуктивный пласт, то всегда найдутся пласты проницаемые, где рассмотренные условия не будут соблюдаться, особенно в отношении водоносных пластов. До вскрытия нефтяных или газовых пластов в достаточно изученных площадях строгое соблюдение перечисленных условий не столь обязательно. Излишняя репрессия приводит к снижению показателей работы долот и провоцирует осложнения в скважине.

График изменения гидростатического давления в скважине имеет вид ломаной линии, расположенной строго на лучах, исходящих из начала координат, так как скважина при нормальном бурении заполнена до устья.

Переход на буровой раствор другой плотности осуществляют за 30-50 м до вскрытия того пласта, пластовое давление которого требует изменения плотности (чаще – увеличения) раствора.

Гидростатическое давление, давление гидроразрыва горной породы

где р г.д - гидродинамическое давление, рассматриваемое в зависимости от выполняемой технологической операции: при циркуляции раствора в затрубном пространстве или при пуске насоса.

Давление гидроразрыва горной породы р г.д (МПа) - давление столба жидкости в скважине на глубине H, при котором происходит разрыв связной породы и образование в ней трещин. Определяется опытным путем.

При полном отсутствии данных

р гр = 0,87 р г ;
р гр =0,83Н + 6,6 р пл (1.31)

Давление поглощения p погл - давление в скважине, при котором начинается утечка бурового раствора по искусственным трещинам, образующимся в результате гидроразрыва связной породы, либо по естественным каналам в трещиноватых и закарстованных породах. Принимается по фактическим данным или по опытным нагнетаниям (подача 1-2 л/с).

При отсутствии данных

Относительное давление по воде в закрытой скважине k отн - отношение давления р H на глубине Н в скважине с закрытым устьем, частично или полностью заполненной пластовой жидкостью, к давлению пресной воды

p' погл =p погл /p (1/34)

где p р.т - давление раскрытия микротрещин или давление гидроразрыва монолитных пород.

Для прогнозирования ориентировочных значений k погл можно воспользоваться формулой

Пример 1.9 Определить давление, оказываемое буровым раствором плотностью р бр =1260 кг/м3 на стенки скважины на глубине 2000 м.

Основные понятия о давлениях в скважине

Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).

ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах:
для скважин с глубиной до 1200м Р=10-15% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной до 2500м Р=5-10% Р пл, но не более 2,5 Мпа
для скважин с глубиной свыше 2500м Р=4-7% Рпл, но не более 3,5 Мпа

При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

Определение забойных давлений ( Р заб )

Забойное давление при механическом бурении и промывке

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.

Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому

Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину D Рст

Для того, чтобы не возникало ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта необходимо, чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое Рзаб > Рпл.

Основные принципы анализа давлений

Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr. c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.

Гидравлические расчеты бурового раствора

· Определить гидравлические потери в кольцевом пространстве и эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции
· Выбрать оптимальный размер долотных насадок
· Оценить способность раствора выносить из скважины выбуренную породу

Важно подчеркнуть, что любой расчет хорош лишь настолько, насколько хороши исходные данные. Это особенно важно, поскольку реологические свойства бурового раствора в условиях температуры и давления на поверхности, можно измерить непосредственно на буровой. Однако расчеты по этим свойствам обычно дают завышенные гидравлические потери и, следовательно, результат даст некоторый запас давления.

Re = vDp/m,где:
v = скорость жидкости, м/с D = Диаметр трубы, р = Плотность жидкости, кг/м2
m, = Вязкость, Н сек/м2

В зависимости от величины критерия Рейнольдса вязкость в различной степени влияет на величину гидравлических сопротивлений. Приведенная ниже таблица составлена для ньютоновского жидкостей, но она справедлива и для неньютоновских жидкостей.

Влияние параметров на потерю давления в системе для потока в трубе

Растет при увеличении шероховатости

При ламинарном течении жидкостей с хорошо известными свойствами в каналах определенных геометрических размеров потери давления можно рассчитать достаточно точно, если поведение жидкостей подчиняется простым реологическим моделям: степенной или модели Бингама. Зависимости для турбулентного течения являются эмпирическими. Эти зависимости справедливы для ньютоновских жидкостей. Зависимости для определения потерь давления при турбулентном течении неньютоновских жидкостей не в такой степени точны. Но вообще-то турбулентность потока оказывает более существенное влияние, чем вязкость и гидравлические сопротивления сильно зависят от расхода жидкости и шероховатости стенок труб. В большинстве учебников и служебных руководств различных фирм приводятся примеры таких зависимостей.

Наилучший совет разработчикам гидравлических программ: применять эти зависимости с осторожностью. Результаты расчетов не следует считать точными. Размеры бурильных труб и УБТ точно определены. Следовательно, расчетные значения гидравлических потерь в них достаточно точны. Точны результаты расчетов перепада давления в насадках долота, где перепад не зависит от вязкости. Для расчетов гидравлических потерь в кольцевом пространстве характерна наименьшая точность, поэтому:
· Гидравлические потери при ламинарном течении очень сильно зависят от вязкости
· Зависимость вязкостных свойств от температуры и давления точно не установлена
· Из-за наличия каверн неизвестна точно геометрия ствола скважины

Типичное распределение гидравлических потерь в циркуляционном тракте, выраженных в процентах, таково:
Наземная обвязка 3-5%
Долотные насадки 50-60%
Бурильная колонна 30-40%
Кольцевое пространство 5-10%

В расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве много неопределенностей. Престон Моор предлагает определять эти потери как разность между фактическим давлением в стояке и суммой расчетных потерь давления во всех остальных элементах циркуляционного тракта.Итак, гидравлические программы могут быть полезны для оценки гидравлических потерь, но пользователь должен помнить о возможных погрешностях в расчетах.

Многие нефтедобывающие и сервисные фирмы имеют компьютерные программы для гидравлических расчетов. Из-за присущих этим программах неточностей ни одной из них нельзя отдать предпочтения. Большинство сервисных фирм имеют программы, базирующиеся на различных реологических моделях. Рекомендуется пользоваться той моделью, расчеты по которой дают наиболее пессимистический результат.

Функции бурового раствора

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.

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.

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.

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:

снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок,
теряется дорогостоящая промывочная жидкость;
осложняется контроль за процессом промывки;
загрязняются подземные воды.

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

При бурении скважин и по достижении проектной глубины обязательно проводится комплекс геофизических исследований, позволяющих уточнить геологический разрез и измерить ряд важных характеристик пласта. Эффективность таких исследований зависит от качества промывочной жидкости. Так, при повышенных реологических параметрах геофизические приборы могут зависать в скважине, в то время как бурильный -: инструмент опускается свободно. В отдельных случаях параметры промывочных жидкостей влияют и на показания приборов. Все эти обстоятельства должны учитываться при выборе качества промывочной жидкости.

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

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.

Читайте также: