Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Тип и параметры буровых растворов выбирают­ся с учетом: геологических и гидрогеологических условий зале­гания пород, их литологического и химического составов; устой­чивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давле­ний; давлений гидравлического разрыва; накопленного опыта, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважи­ны раствор иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно скважины, но и для бурения раз­личных интервалов в одной скважине.

Тип и свойства бурового раствора в комплексе с техноло­гическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими техни­ко-экономическими показателями, а также качество вскрытия продуктивных горизонтов.

При выборе вида газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Некоторые данные [4, 5] о наиболее распространенных бур0′ вых растворах и газообразных агентах приводятся в табл. 4.1′ Пользуясь ими, можно ориентироваться в выборе тина буровой раствора. При выборе типа бурового раствора для бурения скв3′ жин с горизонтальными стволами учитывают наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные поКа’ затели, забойные температуру и давления, требования заШЯтЬ1 окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растЭ0 ры на нефтяной основе, стабильные по составу и обладаю!^ хорошими смазывающими свойствами.

jjpH выборе параметров бурового раствора следует руковод­иться следующими правилами.

С Цлотность бурового раствора рбр выбирается исходя из яовИЙ создания противодавления, препятствующего притоку уСсКБажину пластовых флюидов, и предотвращения гидрораз — 0 ва наиболее слабых пластов.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение рб р должно определяться для горизонта с максимальным гради­ентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в табл. 4.2 с учетом глубины скважины и коэффи­циента аномальности пластового давления Ка (проектного или

фактического).

Т аб л и ц а 4.1

Область применения

Параметры

Тип бурового раствора

Рв. р = 1030 -=- 2200 — f — 60 4-6,0 10; pH = 120-9-

г 2200 -4- 40 4- 10 Ч- 4, 5 4-9; pH < 130

Буровые раство­ры на водной основе

Техническая или морская вода (безглинистый раствор)

Нестабилизированные глинистые суспен­зии и суспензии из выбуренных пород

Гуматные

Растворы

^Игносу льф он атные Атворы

В твердых, устойчивых породах карбонатно-пес­чаного комплекса; гип­сах и других отложе­ниях, слабогидратиру — ющих в воде при от­сутствии в разрезе неф­тегазоводопроявляющих пластов

При бурении с поверх­ности в сравнительно устойчивых разрезах, сложенных малопрони­цаемыми породами Сравнительно устойчи­вые разрезы при от­сутствии набухающих и диспергирующих глини­стых пород

При разбуривании гли­нистых отложений, ги­псов, ангидритов и кар­бонатных пород

Рб. р = 1000 Ч — 1030; Т^оо, Фзо, СПС и pH не регламенти­руются

Рб. р = 1050 -=- 1240; Тьоо = 25 — г 50; Фзо, СНС не регламен­тируются

TOC o "1-5" h z Т500 — 20

CHCj = 1,8

СНС10 = 4 ^ = 9-г 10; ТС = 140

рб. р = 1060 — і Ї500 = 18

Фзо = 5

CHCj =0,6 СНСю = 1,2- = 8 н — 10; ТС

X ром л иг носу л ьфон ат — ные растворы

Полимерные недиспергирую­щие растворы с

небольшим содер­жанием твердой фазы

Глинистые и аргил­литоподобные породы при высоких забойных температурах

В разрезах, сложенных устойчивыми низкокол­лоидными глинистыми и карбонатными порода­ми, для предупреждения диспергирования раз­буриваемых пород и повышения содержания твердой и глинистой фазы в буровом растворе

ръ р = 1160 — f. 2200 Т500 = 18 -4- 4Q

Фзо = 4-4-1о

СНС] = 0,6 — J — 4)5; СНСю = 1, 2-4-9; pjj

= 9-7-10; ТС < 180

рб р ~ 1030 — г — 2000- Тьоо = 20 -4- 60.

Фзо = 5-4-8; CHCj ^

1,2- 4- 6,0; CUCjo = 2, 4 — г — 9; pH = 8 -4-9- ТС < 250

Безглиннстые

рЁр = 1020; Фзо =

8 -4- 10; СНС, =7 7; СНСю = 11; pH =

9 -4-10

1500;

Ингибирующие

растворы

Алюминатные

Кальциевые

Известковые с вы­соким pH

Известковые с низ­ким pH

Для снижения интенсив­ности перехода выбурен­ной породы в глини­стый раствор; повыше­ние устойчивости стенок скважины

Разбуривание глинис­тых отложений в услови­ях невысоких забойных температур (до 100 °С)

В глинистых отложени­ях и аргиллитах для предотвращения перехо­да выбуренной глины в натриевую форму Разбуривание высоко­коллоидных глинистых пород и аргиллитов

Разбуривание глинис­тых отложений, тем­пературный предел — 160 °С = 1300

р е. р

Ть00 = 35 — 60;

Фзо З-і-5; СНС, =

6; СНСю = 9; pH = 10, 5 -4-11, 5 ре р = 1300 -4- 2200; Т500 = 70-4- ЮО;

Фзо — 2-4-8; СНС! = 9; СНСю = 15; pH т= 8.5 г9

рбр = Ю80 4- 2200; По о = 18 — f — 30;

Фло = 4-7-8; СНС, — 0,6 ч — 2,4; СНСю = 0,9-4-3,6; pH == И* 12,5; ТС = 100 120

ре. р = 1040 — 2200; Г500 = 25 — г №

ф30 7= 4-4-8; CHCj —

1,2- 6; СНС10 9; pH =7 8, 5 -4-9JL

‘^дбуРовОГО РаствоРа

^доркальциевын

Ъ,

Длюмокалиевыи Силикатные Гидрофобизирующие

Разбуривание неустой­чивых аргиллитоподоб­ных отложений

Разбуривание увлажнен­ных отложений при тем­пературе до 90 °С

Для повышения устойчи­вости ствола скважины при разбуривании осы­пающихся пород (мощ­ных отложений гипсов и ангидритов)

Для предотвращения ув­лажнения, набухания и диспергирования глини­стых пород, сохранения свойств растворов ста­бильными в течение дли­тельного времени

ре. р = 1080 4- 2000;

40;

Фзо = 44-8; СНСі =

1.2 —- 6.0; СНСю = 3.6-г 1, 2; pH = 9 4- 9,5; ТС = 100

р6 р = 1080 4- 2000; Г*оо = 25 4- 40;

Фзо ~ 44-6; СНСі ■ pH = 9-4- 9,5; ТС = 100 рб. р = 1050 ч — 2000; Тьоо = 20 4- 40;

Фзо = 44-8; СНСа = 0,5 4-4,5; СНС10 = 2,7 4- 13.5; pH = 8,54-9,5

р6 р = 1000 4- 1240; Тьоо = 25 4- 30;

Фзо = 5-^-8; СНС, =

1.2 4- 6; СНС10 =

2,4 4-9; pH = 84-9

Соленасыщенные

растворы

Необработанный глинистый солена­сыщенный

Стабилизированный солен асыще и н ы й

На основе гидроге­ля магния

Тя*е*ые жидко — №аС1, СаС12, СаВг2)

При разбуривании соле — носпых отложений во из­бежание кавериообразо — ваний без терригенных отложений, а также при высокой забойной темпе­ратуре (до 160 °С) Бурение в солях с пропластками глини­стых отложений при температуре 100-220 °С

Разбуривание терриген­ных пород для повыше­ния устойчивости ство­ла скважины соленос­ных пород — бишофита, карналлита

При вскрытии продук­тивных горизонтов; за­качивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидро­статическое, предотвра­щение кольматации про­дуктивного пласта

Рб. р = 1200 4- 2000; Тьоо = 20 4- 40; Фзо не регламентирует­ся; СНСа = 1,’2 4- 3,6; СНСю = 2,4 4- 7, 2; pH = 74-8

р6 р = 1200 4- 2000; Тьоо = 25 4- 60;

ф30 = 34-5; СНСі = 24 4- 90; СНСю = 364-135; pH = 7,54-

8,5

рб р = 1200 4- 2000 Тъао = 22 4- 40

Фзо = 5 4- 10

СНС, = 1,6 4- 3,6 СНСю = 1,2 4-4,2 pH =7,54-8,5 Рб. р = 1400 4- 1820; Фзо = 9 4- 15

Примечание. Значения рб. р Фзо — в см3/30 мин, ТС (температурная стабильность)

Ца.

Растворы на нефтяной основе (РНО)

Безводный извест — ково — битумный (ИБР)

Эмульсионный

(ЭЙБР)

Высококонцентркро- ванный инвертный эмульсионный (ВИЭР)

Термостойкий инвертно-эмульси — онный (ТИЭР) Термостойкая инвертная эмуль­сия на основе ггорошкообрзного эмульгатора ЭК-1

Г азообразные агенты

Сжатый воздух, природный газ, выхлопные газы

две

Туман (аэрозоль, состоящая из га­зовой среды)

Пены

АБР

Разбуривание легко иа бухающих, склонных к обвалам глинистых по­род; соленосных отло­жений; при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторски­ми свойствами Для вскрытия и освоения продуктивных пластов При бурении скважин с забойными температура­ми Т, а.6 < 70 °С

Для бурения скважин с забойной температурой до 200 °С

Для предотвращения пе­рехода выбуренной поро­ды в эмульсию в услови­ях высоких температур (до 200 °С) и солевой агрессии

Устойчивые породы, в которых отсутствует во­да и нефть

При поступлении в сква­жину воды, нефти или газа свыше допустимых объемов (в случае ис­пользования воздуха или газа.)

В твердых породах (известняки, доломи­ты), многолетнемерзлые породы; в пористых поглощающих гори­зонтах; при вскрытии продуктивных пластов; освоение и капитальный ремонт скважин Для прохождения зон поглощений, в которых пластовое давление во­ды, нефти или газа ниже гидростатического

в кг/м3, Тъоо

рб. р = 980 — 1020- Тъоо = 80 — 1о0! Фзо = 0; СНС, !: 0,3 -0,5; СНС10 I 0,4 — 2,0; ТС ‘ 200 -220

рб. р — 1130 — 1140" Тъоо = 90 — 100- Фз о = 0 — 0,5′

СНС, = 0,2 -0 3: СНС10 = 0, 3-0,5’ СНС] = 1,8 — 8,5- СИС10 =2,4-11

Рб. р = 1030 — 2100; Тъоо = 150 — 200; ф30 = 3-6; СНС, = О, 3-2, 4; СНСю =

1,2 — 4,8

в с, СНС — в

°С.

Минимальное превышение гидростатического давления раствора, над пластовым (репрессия) Дргшп, МПа

Глубина скважины (интервал), м

для иефтенасыщен — ных пластов

для газоносных, га­зоконденсатных пла­стов, а также пластов в неизученных интер­валах разведочных скважин

<1000 1001-2500 2501-4500 >4501	1 1.5 2,0 2.5	1.5 2,0 2,25 2,7

(4.1)

Давление циркулирующего бурового ра. створа не должно п водить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возц*’[2]‘ ’ новению поглощения. ,1:’ |

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродица(> ( ческих потерь) должна исключать возможность гидрора. зрЬ1Ц!’ ; или интенсивного поглощения бурового раствора на любой гл^ ^ бине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва

/ |Ргр| ~" | Дрож 1

Рб. р(тах) Ь, (4.4] ‘

где ргр — давление гидроразрыва (критическое давление бур0, вого раствора в скважине, при котором возможен разрыв горное породы, или раскрытие трещин); Арож — ожидаемое повышен^ давления в скважине.

Рациональная плотность АБР вычисляется из уравнения

Н-Н„

Р абр — Рб. р ц 1 (4.5)

где Рб. р — плотность исходного бурового раствора; Л. ст — — стати­ческий уровень в скважине.

Пример 4.2. При бурении скважины па глубине Н — 400 м возникло поглощение бурового раствора плотностью р6р = 1100 кг/м3. Статический уровень в скважине установился на! глубине /гст = 40 м. Для ликвидации поглощения решено бы­ло уменьшить гидростатическое давление бурового раствора на поглощающий горизонт снижением его плотности путем аэра-, ции. Определить рациональную плотность АБР.

Решение. По формуле (4.5)

400 — 40

/?абр = 1100——— = 990 кг/м3.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинисты­ми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химически! состав бурового раствора устанавливаются исходя из необхоДЯ" мости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускаете* депрессия на стенки скважины в пределах 10-15 % эффективны* скелетных напряжений (разница между горным и поровым Да влением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обва-Л и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Пример 4.3. Вскрытие глинистой толщи ПЛОТНОСТЬЮ ргя 2300 кг/м3 с коэффициентом аномальности Л’а = 1,4. залег» щей в интервале 3400-4100 м, предусматривается с депРесС1о;11 на стенки скважины равной 10 % скелетных напряжений пор Подобрать плотность бурового раствора.

решенпе — Норовое давление на глубине 4100 м = 1,4 ■ 9,81 — 1000-4100 = 56,3 МПа;

рпор "

^рное давление

_ о 81 ■ 2300 ■ 4100 = 92, 5 МПа;

рт " ’

скелетное напряжение

„ = рг — Рпор = 92, 5 — 56,3 = 36,2 МПа;

усК 1

^0 % от Рек составляет 3,6 МПа.

Тогда, плотность бурового раствора

(56,3-3,6) Ю6′ 101П

„ — —————————— 1310 кг/м.

Рб-р 9,81-4100 ‘

Вязкость Т50о и статическое напряжение сдвига СНС

буровых растворов должны быть возможно меньшими, но доста­точными для удержания во взвешенном состоянии частиц выбу­ренной породы и утяжелителя при данной плотности бурового раствора.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определенный прибором ПВ-5, дол­жен составлять Т500 < 30 с для раствора с р6р < 1400 кг/м3 и Т5оо < 45 с для раствора с рЬр > 1400 кг/м3, а пластиче­ская вязкость г] соответственно 1] < 0,006 Па-с и т] < 0,01 Па-с. Для неутяжелепных буровых растворов на базе бентонитовых порошков г/ < 0,002 Па-с.

Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на днев­ную поверхность ламинарным потоком и предотвращения вы­падения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе Достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига го = 1,5-г 2,0 Па.

Минимально допустимое значение СНС (в Па) можно вычи­слить из выражения

= (Ц1п — 7б р)/6, (4.6)

Где — диаметр частиц, м; 7П и ■уб р — удельный вес соответ — стВенно породы и бурового раствора, П/м3.

По ЧН° достаточно5 чтобы 01О < 5 Па. Лишь при операциях ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно спрльзова. ть раствор с высоким СПС.

АРимер 4.4. Частицы выбуренной породы удельным весом Док" ^ И/м1’ и диаметром <1Ч — 1,5 • 10~3 м находятся в

^мся буровом растворе с ]6р = 12 • 103 Н/м3. Опреде — ПаДе 1йИ1Шмалы10 Допустимое значение СНС, препятствующего 111510 частицы на. забой.

Р е ш е н и е. По формуле (4.6) втп = 1,5- 10~3(26 — 12) Ю3/6 = 3, 5 Па.

Величина фильтрации бурового раствора Ф30 строго п гламентируется при проходке проницаемых песчаников, гт ‘ с НИЗКИМ поровым давлением И продуктивных горизонтов. Дц этих условий поддерживают Ф30 = 3 т 6 см3.

При бурении в нормальных условиях Ф30 < 20 25 см3.

Содержание песка в буровом растворе не должно нревы шать 1-2 %.

При рН<7 существенно интенсифицируется коррозия сталь ных труб, а при pH>10 — труб из дюраля.

При турбинном бурении к качеству раствора предъявляются дополнительные требования: максимальное снижение вязкости что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидр0’ динамическое давление на пласты при спускоподъемных опе­рациях (выполняя при этом основную функцию — сохранение устойчивости ствола); очистка от выбуренной породы и дегаза­ция выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными; максимально возможное равенство давления на забой столба раствора и пластового давления.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (р, Т500, СНС и Ф30) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

Комментарии запрещены.