Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Буровые растворы

Принципы выбора бурового раствора для горизонтальных и вертикальных скважин одинаковы. Однако при выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки. Такими факторами являются:

Гидравлическая программа

Смазочные свойства раствора

Реологические свойства

Толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением

Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе

Загрязнение продуктивного пласта

Устойчивость стенок скважины

Вынос шлама и размыв стенок скважины

Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонтальных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бурении соседних вертикальных или наклонных скважин. Такой раствор служит хорошей основой для выбора. Однако для горизонтальных скважин потребуется его модифицирование.

Труднее всего обеспечить вынос шлама на участке скважины с зенитным углом 45-60~ при большом диаметре ствола. В этих участках часто бывает трудно обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости, и это может обусловить необходимость применения бурового раствора с повышенными реологическими свойствами.

Компьютерные программы для расчета крутящего момента и сил натяжения могут быть средством диагностики. Можно использовать для оценки степени очистки ствола скважины от шлама. Крутящий момент и осевые силы сопротивления можно уменьшить путем применения бурового раствора с хорошими смазочными свойствами и одновременного регулирования фильтратоотдачи и коркообразования. Хорошая очистка ствола от шлама также обуславливает уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления. Этому способствует вращение бурильной колонны и периодические промывки при подъеме инструмента.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию водоотдачи раствора.

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование — вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных скважин.

Гидравлическая программа

Составление гидравлической, программы бурения — это всегда поиск компромисса в выборе параметров с целью оптимизации процесса и удовлетворения определенных критериев. Такими критериями могут быть гидравлическая мощность, реализуемая в насадках долота, работа забойного двигателя, работа системы измерений в процессе бурения, сила удара струи бурового раствора, выходящей из насадок долота, минимальный размыв стенок скважины и т.п.

Оптимизировать все гидравлические параметры по каждому критерию невозможно, поскольку все параметры взаимосвязаны. Наиболее важными критериями являются обеспечение максимальной скорости проходки и совершенной очистки скважины. Необходимо установить, что вероятнее всего создаст наибольшие трудности: высокая твердость разбуриваемых пород, снижающая скорость проходки, или вынос шлама. От этой дилеммы зависит выбор решения, оптимизировать ли гидравлику долота с целью эффективной транспортировки шлама или силу удара струи жидкости о поверхность забоя. После того, как решение принято, нужно определить наибольший зенитный угол (на участие набора зенитного угла) и механическую скорость проходки для участка с этим зенитным углом. Это определит наихудшие условия для выноса шлама. Затем нужно выбрать забойный двигатель и систему измерения забойных параметров на основе ограничений по величине расхода промывочной жидкости и давления, характерных для этих инструментов. Совершенно очевидно, что имеется несколько диапазонов расхода жидкости и давления, при которых возможно эффективное бурение скважины.

Традиционные гидравлические программы не учитывают следующие моменты:

Тот факт, что реальные буровые растворы не подчиняются точно различным гидравлическим моделям (бингама, степенной и т.п.)

Влияние температуры и давления на реологические свойства раствора

Искривление скважины

Неровности ствола (во всех моделях стволы скважины рассматриваются как гладкий цилиндрический канал)

Вращение бурильной колонны и способность ее вызывать спиральное течение раствора

Эксцентричное положение бурильной колонны в скважине

Учет перечисленных факторов представляет серьезную задачу для горизонтального бурения. В значительной мере гидравлическая программа для горизонтальной скважины будет определять успешность ее бурения. Решению этих задач посвящены обширные исследования и некоторые фирмы разработали компьютерные программы на основе результатов их исследований. Однако большинство разработок несовершенны, поскольку они построены для вертикальных скважин.

ГИДРАВЛИКА ДОЛОТА

Рис. 1.1. Гидравлика долота.

Использование реологических данных

Буровой раствор выполняет три наиболее важные функции:

Очищает ствол скважины от разрушений породы

Удерживает во взвешенном состоянии утяжелитель

Передает гидравлическую мощность долоту

Реологические свойства промывочной жидкости могут повлиять на выполнение этих функций. Ниже рассматриваются случаи, в которых реологические свойства играют особо важную роль.

Гидравлические расчеты

Гидравлические расчеты выполняются обычно для того, чтобы:

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.

Вязкость в разной степени влияет на гидравлические потери, в зависимости от того, является ли поток ламинарным или турбулентным. Режим течения определяется величиной критерия Рейнольдса — Re. Эта безразмерная величина является мерой отношения сил инерции к силам вязкости. Для ньютоновских жидкостей критерий Рейнольдса можно определить из выражения:

где: v = скорость жидкости, м/с

D = диаметр трубы,

= плотность жидкости, кг/м2 т

m = вязкость, Н сек/м2

Выражения для неньютоновских жидкостей — иные из-за различия в вязкости. Однако такие выражения для определения Re при течении неньютоновских жидкостей существует и принципы остаются теми же самыми. Переход от ламинарного течения к турбулентному начинается при Re = 2100 и продолжается в переходной зоне до тех пор, пока поток не станет полностью турбулентным.

При ламинарном режиме течения потери давления сильно зависят от вязкостных свойств жидкости. При высоких значениях критерия Рейнольдса инерционные силы преобладают, и потери давления зависят больше от скорости течения. Типичные режимы течения в различных участках циркуляционного тракта таковы:

Наземная обвязка — турбулентный

Бурильные трубы — турбулентный или переходный

Утяжеленные бурильные трубы — турбулентный

Долотные насадки — турбулентный

Кольцевое пространство, — ламинарный или переходный

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.

Таблица 1.1

Зависимость потери давления для потока в трубе

Влияние параметров на потерю давления в системе для потока в трубе
Режим течения	Скорость потока	Диаметр	Вязкость	Шероховатость трубы
Ламинарный	Q	1/D4	m	Не влияет
Турбулентный	Q1,8	1/D5	m 0,3	Растет при увеличении шероховатости
Промывочные насадки	Q	Нет данных	Не влияет	Нет данных

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 (табл. 1.1)

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.

Удержание твердой фазы во взвешенном состоянии

Буровая промывочная жидкость должна удерживать во взвешенном состоянии утяжелитель (например, бариты, карбонат кальция) и в то же время легко освобождаться от выбуренной породы на поверхности.

Следовательно, между этими двумя функциями должен быть определенный компромисс. Скорость осаждения отдельной частицы зависит от ее размера, плотности и вязкости жидкости. При оценке скорости осаждения, так же, как и при гидравлических расчетах при течении в трубах, используют критерий Рейнольдса для частицы. Как было сказано выше, уравнения, характеризующие движения частицы в жидкости, будут разными, в зависимости от режима ее обтекания.

Конечная скорость осаждения в жидкости отдельной сферической частицы под действием силы тяжести определяется по закону Стокса:

где: V0 — скорость осаждения частицы, м/с

R — радиус частицы, м

— -плотность частицы, кг/м3

— плотность дисперсионной среды, кг/м3

g — ускорение свободного паления, м/сек2

— вязкость, Н сек/м2

Закон Стокса справедлив только при очень небольших скоростях осаждения. Если скорость увеличивается, ее зависимость от вязкости жидкости и радиуса частиц меняется (табл.1.2).

Закон Стокса и его эквивалент для турбулентного обтекания — закон Ньютона справедливы для случая осаждения одиночной частицы. Практически на процесс осаждения влияют соседние частицы, т.е. твердая фаза осаждается в стесненных условиях. Это обстоятельство снижает скорость осаждения. Поскольку осаждение в покоящейся жидкости происходит при очень малых скоростях сдвига, вязкость жидкости следует оценивать точнее при малых скоростях сдвига. Было установлено, что хорошим показателем удерживающей способности жидкости может служить показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 3 об/мин (скорость сдвига = 5,1 сек-1). Однако, поскольку вязкость сильно зависит от температуры, скорость осаждения в стволе скважины будет, вероятно, больше. Например повышение температуры от комнатной до 100~ может в 10 раз увеличить скорость осаждения.

Таблица 1.2

Влияние размеров частиц и вязкости жидкости на скорость осаждения

Влияние параметров на конечную скорость
Режим течения	Радиус частицы	Вязкость
Ламинарный	R2	1/m
Переходный	R	1/m 0.33
Турбулентный	R 0.5	Зависимость от вязкости отсутствует

Транспортировка шлама

Это очень сложная проблема, которую активно исследовали в течение последних 30-40 лет. По существу это — проблема осаждения частиц в потоке жидкости. Хотя для такого случая справедливы зависимости, представленные на рис. 1.3, трудность состоит в выборе надлежащего значения критерия Рейнольдса. Практическое правило таково: если режим течения жидкости в кольцевом пространстве турбулентный, то и режим обтекания падающей частицы тоже будет турбулентным. В зависимости от геометрических особенностей частицы и вязкости жидкости режим обтекания частицы, падающей в ламинарном потоке, может быть турбулентным, переходным или ламинарным. Транспортировка шлама

процесс очень сложный, но приведенные ниже положения могут прояснить механизм этого процесса:

Вынос шлама можно обеспечить при промывке водой, если скорость восходящего потока достаточно велика. Это свидетельствует о том, что для транспортировки шлама жидкость не обязательно должна иметь динамическое напряжение сдвига, отличное от нуля.

Обычный метод определения динамического напряжения сдвига у жидкостей, для которых характерно сдвиговое разжижение, может привести к ошибочным результатам.

Большинство исследователей утверждает, что при турбулентном режиме течения вынос шлама улучшается. Одно из возможных объяснений этого явления заключается в том, что профиль скоростей при турбулентном режиме более плоский, чем при ламинарном режиме течения и частицы породы поднимаются в виде скопления частиц. Однако вследствие опасности размыва стенок скважины стараются избежать турбулентного режима течения бурового раствора в кольцевом пространстве.

Благодаря способности к сдвиговому разжижению растворы полимеров даже при ламинарном режиме течения имеют плоский профиль скоростей. Чем сильнее поведение таких растворов отличается от поведения ньютоновских жидкостей, тем более плоским становится профиль скоростей.

Смазочные свойства

Выбор смазочной добавки и ее концентрация в буровом растворе являются очень важным фактором. Однако следует отметить, что смазочные добавки благоприятно проявляют себя при бурении. Хорошие смазочные свойства увеличивают долговечность долота, снижают крутящий момент и, возможно, уменьшают опасность возникновения прихвата бурильной колонны.

Уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления

В наклонных скважинах с большими зенитными углами и горизонтальных скважинах фактические значения могут оказался больше, чем было принято при составлении проекта бурения. Это может быть следствием влияния таких факторов, как:

Плохой вынос шлама

Сильная извилистость ствола скважины

Неудачная конструкция компоновки низа бурильной колонны

Применение долот и центраторов, изношенных по диаметру

Наличие толстой фильтрационной корки на стенках

Неудовлетворительное состояние ствола скважины, например сужение ствола.

Если при бурении возникают затяжки или наблюдается чрезмерно большой крутящий момент, то нужно учесть перечисленные факторы и устранить их влияние прежде, чем принимать решения о вводе смазочной добавки в буровой раствор.

Для расчета величины крутящего момента, сил натяжения, величины коэффициента трения на стадии проектирования скважины используют компьютерные программы, учитывающие состав компоновки низа бурильной колонны. На буровой сравнивают проектные и фактические величины крутящего момента и сил натяжения. Отклонения фактических значений от проектных может свидетельствовать о возникновении осложнений. Накопление данных о величине крутящего момента в процессе разработки месторождения может способствовать существенному снижению затрат на ликвидацию прихватов и на бурение в целом.

Смазочные свойства

Трудности, обусловленные большим крутящим моментом ц силами натяжения, особенно велики в наклонных скважинах с большими зенитными углами и в горизонтальных скважинах. Бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и имеет большую площадь контакта с породой и обсадной колонной. В таких условиях применение смазывающей жидкости может дать существенные преимущества при условии, если другие свойства бурового раствора оптимальны и применяется хорошая технология бурения.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе (РУО) принимают коэффициент трения в пределах 0,14-0,22; при использовании растворов на водной основе для (РВО) — в пределах 0,20-0,40. В обсаженном стволе для РУО коэффициент трения примерно равен 0,18, а для РВО — 0,25, в зависимости от типа раствора. Значения коэффициента трения в промысловых буровых растворах колеблется в довольно широких пределах. Диапазоны значения для РУО и РВО могут перекрываться, в зависимости от состава раствора и вида используемой компьютерной программы.

Программы для расчета крутящего момента и сил натяжения не следует использовать отдельно одну от другой. Следует подчеркнуть необходимость использования производственного опыта. Если при бурении предыдущих наклонных скважин с большим зенитным углом потребовалось применение смазочных добавок, а все остальные компоненты бурения были оптимизированы, то использование смазочных добавок следует заложить в проекты будущих скважин. При таких обстоятельствах приоритет следует отдавать производственному опыту.

Там, где это возможно, анализ, проводимый по окончании бурения, должен включать расчет значений коэффициента трения по фактической величине нагрузки на крюк и крутящего момента, зарегистрированного в процессе бурения. Полученные значения коэффициента трения можно затем использовать при проектировании следующей скважины.

Рис. 1.2. Результаты экспериментов по износу

В лабораторных условиях была проведена оценка смазочных свойств растворов на нефтяной и водной основе при разной их плотности и разной концентрации смазочных до-бавок. При проведении опытов гладкий бурильный замок диаметром 165 мм был прижат к внутренней поверхности обсадной трубы диаметром 244 мм и вращался. Усилие приложения менялось в пределах 4-8 кН, что соответствует контактному усилию, действующему на участке набора зенитного угла 3~/30 м. Частота вращения замка составляла 112 об/мин. Установку заполняли различными буровыми растворами.

Ссылка: Влияние состава буровых растворов на износ и работоспособность обсадных труб и бурильных замков. Дж. М. Бол Коримклийке. Лаборатории фирмы Shell E&P Laboratories. Статья 13457 Общества Инженеров-Нефтянников и Международной Ассоциации Буровых Подрядчиков.

При испытании в среде неутяжеленных буровых растворов разницы в смазочной способности у различных, имеющихся на рынке, смазочных добавок не обнаружено. До некоторой степени они все уменьшают износ обсадных труб (Рис. 1.3).

Рис. 1.3. Результаты экспериментов над обсадкой

Уменьшение износа от ввода смазочных добавок в растворы с плотностью более 1500 кг/м — обнаружено не было (Рис. 1.4).

Ввод в раствор стеклянных шариков или дизельного топлива не изменило смазочных свойств. Размер стеклянных шариков не позволял им проникать между бурильным замком и обсадной трубой. Дизельное топливо не образует смазочной пленки на поверхности стали.

Ввод соли и полимера привел к некоторому уменьшению крутящего момента и износа, но влияние их было меньше, чем от ввода стандартных добавок. Влияния ввода смазочных добавок на износ при испытаниях в среде утяжеленных растворов не обнаружено.

Наибольшее влияние на износ оказал тип утяжелителя (рис. 1.3).

Рис. 1.4. Коэффициент трения как функция плотности бурового раствора и концентрации смазывающего материала

Рис. 1.5 Смазки, снижающие коэффициент трения при бурении скважины.

Подобные эксперименты были проведены с 28 различными смазочными добавками. Проделано 800 опытов для двенадцати факторных матриц. Были использованы стальной замок с гладкой поверхностью, замок с наплавкой твердого сплава и модель центратора. Испытания проводили только в растворах на водной основе. Лишь одна комбинация: смазочные добавки высокого давления + ПАВ + полимеры обеспечила понижение коэффициента трения до уровня, характерного для растворов на нефтяной основе. Три добавки: стеклянные шарики, сульфированное таловое масло с жирными кислотами плюс амин и модифицированные жирные кислоты не оказали никакого влияния на величину коэффициента трения. Первые две добавки дали столь незначительное снижение коэффициента трения, что лучшего, результата можно добиться другими средствами, т.е. совершенствованием формы профиля скважины, компоновкой низа бурильной колонны, изменением плотности бурового раствора (Рис. 1.5).

Ссылка: Передовая технология лабораторных измерений коэффициента трения в среде бурового раствора. М. С. Кигли. Фирма Mobil R&D Corporation. Статья: 19537 Общества Инженеров-Нефтяников

Выбор смазочных материалов

Выбор смазочных добавок может быть ограничен экологическими и экономическими соображениями, а также совместимостью добавки с исходным буровым раствором. Если опыт бурения аналогичных скважин не позволяет сделать определенный выбор, то рекомендуется прибегнуть к помощи экспертов из фирмы, специализирующейся в области бурового раствора.

Смазочные добавки для растворов на нефтяной основе

Обычно РУО обладают достаточно хорошими смазочными средствами и без специальных добавок. На рынке имеется небольшое количество смазочных добавок для РУО, однако в настоящее время еще нет ни лабораторных, ни промысловых данных, которые подтверждали бы их эффективность.

Смазочные добавки для растворов на водной основе (РВО)

В настоящее время на рынке имеется большой ассортимент смазочных добавок для буровых растворов на водной основе. Выбор конкретной добавки зависит от характера действия, экологических соображений, типа раствора, его плотности, от температуры в скважине и от того, какой вид трения преобладает: сталь по стали или сталь по породе. При бурении длинных прямолинейных участков ствола большая часть ствола может быть необсаженной и будет преобладать трение «сталь по породе» («сталь по фильтрационной корке»).

Горизонтальный участок часто бурят после того, как вышележащий ствол перекрыт обсадной колонной. В таком случае будет преобладать трение «сталь по стали».

Смазочные материалы для растворов на водной основе можно подразделить на две группы:

Смазочные добавки на основе масел

Рафинированные биоразложимые природные продукты (рыбий жир, растительное масло) можно вводить в буровой раствор в концентрации 2-10%. В составе добавки часто присутствует ПАВ для улучшения диспергирования в буровом растворе. Такие смазочные добавки на поверхности воды будут образовывать радужную пленку, вследствие чего в некоторых экологически чувствительных районах применять их нельзя.

Водорастворимые смазочные добавки

Сервисные фирмы предлагают несколько водорастворимых или легко смешиваюихся с водой смазочных добавок, не образующих на поверхности воды радужной пленки. Эти добавки, в широком смысле, имеют сходный состав, основанный на гликолях, глицерине или полищелочных окислах. Характерная концентрация таких добавок в буровом растворе составляет 2-5%.

Важно подчеркнуть необходимость надлежащего предварительного планирования. Бурение следует проектировать без применения смазочных добавок, поскольку многие из них не очень эффективны. Они существенно повышают стоимость бурения скважины. Смазочные добавки следует применять прежде всего для уменьшения крутящего момента и сил сопротивления в тех случаях, когда при бурении крутящий момент и силы сопротивления оказались больше, чем ожидалось.

Смазочные добавки применяли для уменьшения сил сопротивления при спуско-подъёмных операциях или при спуске обсадных колонн.

Классификация буровых растворов и их особенности

Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы и недиспергированные растворы

Такие растворы применяют в таких районах, где не предъявляется таких требований к величине их водоотдачи и ингибирующей способности. Они обычно представляют собой раствор гуарового полисахарида или бентонитовый глинистый раствор и применяются для забуривания скважины с бурения под кондуктор. При неглубоком залегании продуктивного пласта и геологическом разрезе, сложенном устойчивыми породами, эти растворы могут обеспечить дешевое бурение интервала, расположенного над продуктивным пластом. Маловероятно их применение при бурении по продуктивному пласту из-за их высокой водоотдачи. Из-за высокой водоотдачи на проницаемых породах такие растворы образуют плотную фильтрационную корку; фильтрат сильно загрязняет продуктивный пласт, а толстая корка увеличивает опасность прихватов, вызванных действием дифференциального давления (дифференциальных прихватов).

Всем растворам с малым содержанием твердой фазы можно придать высокую вязкость при сохранении низкой концентрации твердой фазы. Такие растворы часто называют «недиспергированными», это означает, что они коагулированы и не содержат защитных коллоидов-разжижителей. Растворы с малым содержанием твердой фазы — это простые по составу системы, применяемые при бурении под кондуктор, когда стремятся получить максимальную механическую скорость проходки. Обычная их обработка состоит в разбавлении водой и вводе полимера. Поскольку от этих растворов не требуется обеспечения длительной устойчивости стенок скважины, их водоотдача составляет обычно 8-15 мл. Они чувствительны к действию электролитов и загрязнение цементом может вызывать серьезные затруднения. Водородный показатель растворов с малым содержанием твердой фазы поддерживают около рН = 9,0. В полной мере используют систему очистки раствора, чтобы предотвратить обогащение его твердой фазы. Область применения таких растворов ограничена температурой и величиной необходимой точности. Их тогда приходится преобразовывать в более сложные системы. Сложные растворы могут сохранять хорошие свойства в более тяжелых условиях. Коррозионная активность растворов с малым содержанием твердой фазы может быть довольно высокой из-за растворенного в них кислорода. Коррозионную активность можно понизить вводом реагентов, связывающих кислород, и сокращением числа точек в наземной циркуляционной скважине, где буровой раствор может абсорбировать кислород.

Реологические свойства раствора могут сильно повыситься вследствие обогащения твердой фазой или загрязнения электролитом, который невозможно удалить из раствора. В таком случае раствор можно обработать таннином или лигносульфонатом. Начальные концентрации реагентов должны быть очень малы (0,86 кг/м3) из-за очень сильного действия реагентов на коагулированный раствор. От обработки разжижителями раствор быстро превращается в «диспергированный» и теряет некоторые желательные реологические свойства раствора с малым содержанием твердой фазы. Таким образом, реагенты — разжижители следует вводить в раствор лишь тогда, когда дальнейшее разбавление водой становится нецелесообразном или невыгодным. Концентрацию и состав твердой фазы в растворе контролируют. Общее содержание твердой фазы в растворе не должно превышать 6-10% по объему. Содержание глины должно быть около 3% или менее. Отношение содержания выбуренной породы к содержанию бентонита менее 2:1.

Кальциевые буровые растворы

К этой группе растворов относятся растворы, обработанные сульфатом кальция (гипсовые), гидрооксидом кальция (известковые) и хлоридами кальция (хлоркальциевые). Двухвалентные катионы кальция или магния ингибируют набухание глинистых пород, удерживая глинистые частицы в пакете. Кальциевые растворы применяют с целью предотвращения кавернообразования, обвалов глинистых пород и уменьшения загрязнения продуктивного пласта.

Отработка таких растворов реагентами-разжижителями приводит к образованию дисперсной системы, в которой глинистые частицы агрегированы, а система, в целом, агрегативно устойчива. Таким образом, количество связанной воды в системе уменьшается еще и вследствие взаимного слипания глинистых частиц. Это придает раствору низкие реологические свойства, слабую способность к структурообразованию, но высокую водоотдачу. Обычно необходима отработка раствора понизителями водоотдачи. Дополнительный ввод глины мало влияет на реологические свойства таких растворов. При вводе соединений кальция наблюдается сильное временное загустевание раствора. Однако конечные значения вязкости и статического напряжения сдвига понижаются в процессе ионного обмена и часто становятся ниже значений, которые имел исходный глинистый раствор.

Пониженная вязкость раствора позволяет иметь в нем относительно высокое содержание твердой фазы без серьезных отрицательных последствий. Такие системы часто используются как основа для утяжеленных растворов. Кальциевые растворы устойчивы к действию таких электролитов, как соль, цемент и ангидрит. У них ограниченная термостабильность. Лишь после внедрения лигносульфонатов их стали применять при температурах более 120~С. В течение многих лет применяли высокоизвестковые, среднеизвестковые и малоизвестковые растворы. Эти названия характеризуют количество избыточной извести в растворе. Фактическое содержание ионов кальция в растворе невелико в любой разновидности известковых растворов и выбор определенной разновидности зависит от забойной температуры или других факторов, влияющих на свойства раствора. Чем выше концентрация извести в растворе, тем ниже предел его термостабильности и выше устойчивость к влиянию электролитов и твердой фазы. Для ввода в раствор катионов кальция применяли и хлорид кальция. Однако у таких растворов труднее поддерживать рабочие свойства и поэтому хлоркальциевые растворы применяются редко. В настоящее время обычной практикой является применение известковых растворов с умеренным содержанием извести. Если ожидаются более высокие забойные температуры, то в качестве источника ионов кальция используют гипс. Если гипсовый раствор имеет недостаточную термостабильность, то целесообразно перейти на лигнит/лигносульфонатный раствор.

Лигносульфонатные глинистые растворы

Применявшиеся первоначально для повышения предела термостабильности кальциевых растворов лигносульфонатные системы превратились теперь в самостоятельную разновидность глинистых растворов благодаря их способности успешно работать в различных условиях.

Лигносульфонаты, главным образом, применяют как реагент-разжижитель, хотя после обработки различными ионами металлов им можно придать различные свойства. Было установлено, что хромлигносульфонат является сильным разжижителем глинистых растворов, обладающих высокой термостабильностью. Однако экологические соображения привели к применению ферролигносульфонатов, которые имеют несколько худшую термостабильность по сравнению с хромлигносульфонатами.

Вследствие способности к адсорбции на глинистых частицах лигносульфонаты обладают также способностью понижать водоотдачу. Адсорбционный слой лигносульфоната в фильтрационной корке находится в постоянном контакте с глинистыми частицами и образует вязкий слой. Следовательно, любая твердая частица или жидкая фаза, которые пытаются пройти сквозь корку лигносульфонатного раствора, должны пройти через этот вязкий слой, который мешает их проникновению. Таким образом, можно эффективно понижать водоотдачу без ввода в раствор полимеров и глины, которые могут вызвать нежелательное загущение раствора.

Другим возможным достоинством таких растворов является повышенная вязкость фильтрата, содержавшего большое количество лигносульфоната. По сравнению с фильтратом необратимого глинистого раствора или раствора, обработанного полимерами, фильтрат обладает ингибирующей способностью, что может способствовать сохранению устойчивости стенок скважины в глинистых породах.

Такие глинистые растворы часто неправильно определяют как «диспергированные» или полностью диспергированные системы. Хотя лигносульфонаты действуют как разжижители, они на самом деле предотвращают диспергирование пакетов и агрегатов глинистых частиц на отдельные элементарные чешуйки.

Заметной особенностью лингосульфонатных глинистых растворов является их способность улучшать устойчивость стенок скважины. Лигносульфонаты обладают достаточно высокой термостабильностью. Эта особенность объясняется тем, что лигносульфонаты тяжелых металлов обладают очень прочными связями. Для улучшения и стабилизации реологических и структурных свойств, особенно при высоких забойных температурах, в глинистый раствор можно ввести хромат или бихромат натрия. Такая обработка повышает концентрацию хрома в системе и, следовательно, ингибирует разложение лигносульфонатов. Хроматы и бихроматы могут быть опасны для здоровья. Чтобы правильно обращаться с этими реагентами, нужно пользоваться рекомендациями фирмы-поставщика по безопасному применению реагентов.

Солевые глинистые растворы

Солевые глинистые растворы предназначены для ингибирования гидратации и набухания глинистых пород .посредством обезвоживания их за счет осмоса. Содержание хлорида натрия в этих растворах колеблется в пределах от 34 кг/м3 (концентрация соли в морской воде) до 355 кг/м3 что соответствует насыщению по хлориду натрия.

Такие растворы применяют при бурении мощных толщ соли или в районах, где поровая вода в породах — соленая. Они также используются для обеспечения устойчивости глинистых пород с большим содержанием монтмориллонита. При бурении солевых толщ с применением насыщенного соленого раствора в нем должен быть избыток соли. Избыточная соль гарантирует насыщение раствора при повышенных забойных температурах.

Если соленые отложения содержат кроме натрия и другие соли (хлориды магния и калия), то необходимо попытаться добиться насыщения бурового раствора и этими солями. При температурах более 150~С необходимо обрабатывать полимерным реагентом с высокой термостабильностью.

При бурении в южной части Северного моря и в Великобритании эффективно использовали минерализованные растворы со сбалансированной активностью дисперсионной среды. В лаборатории исследуют активность порового раствора в глинистых породах и состав бурового раствора подбирают так, чтобы активность водной фазы раствора была бы аналогична активности порового раствора. Уменьшается катионный обмен между раствором и породой и это способствует улучшению устойчивости стенок скважины.

Калийные буровые растворы (системы KCL/Полимер)

Буровые растворы предназначены для бурения высокоактивных глинистых пород, которые вызывали особенно серьезные осложнения в Северном море. Такие породы увлажнены и содержат в своем составе большое количество глинистых минералов групп монтмориллонита и иллита. Благодаря таким свойствам эти породы, взаимодействуя с буровым растворами на водной основе, образуют сальники на долоте и элементах компоновки низа бурильной колонны. Такого явления можно избежать, вводя калий в буровой раствор.

Ион калия имеет малые размеры и положительный заряд. Он удерживает элементарные чешуйки глины в пакете, не давая им отделяться друг от друга. Анионные полиэлектролиты в таких растворах обеспечивают, вторичный уровень ингибирования. Полимеры присоединяются к краям глинистых частиц, чем уменьшают способность глины к гидратации и диспергированию.

Для поддержания низкой концентрации твердой .фазы в буровом растворе часть его обычно выбрасывают, а оставшийся разбавляют. Пульпу из гидроциклонов, отстойников с наибольшей концентрацией твердой фазы выбрасывают, а для разбавления используют свежий раствор, содержащий повышенные концентрации полимера и KCL. Недостаток ионов калия в растворе проявляет себя в том, что шлам становится мягким и может налипать на сетках вибросита.

Полимер-хлоркалиевый раствор примерно в два раза дороже гипсового глинистого раствора и имеет меньшую глиноемкость. Ингибирующая способность хлоркалиевого раствора значительно сильнее, чем у гипсового раствора обработанного лигносульфонатами.

Обращенные эмульсионные растворы

В этих растворах дисперсионной средой служит органическая жидкость, а водная фаза в виде капель размером менее 1 мкм образует дисперсионную фазу.

В качестве дисперсионной среды таких растворов в настоящее время используют малотоксичные нефтепродукты. Тем не менее, обращенные эмульсионные растворы считаются экологически небезопасными. Малотоксичные нефтепродукты содержат меньше серы и ароматических углеводородов, что может затруднить начальное приготовление раствора. Однако эти малотоксичные нефтепродукты с пониженной вязкостью предпочтительнее в растворах с высокой плотностью и в условиях высоких забойных температур.

Водная фаза действует по принципу «сбалансированной активности» подобно водной фазе минерализованных глинистых растворов. Осмотический потенциал водной фазы эмульсии делают равным осмотическому потенциалу воды, присутствующей в порах породы. Разница в «активности» водной фазы и поровой жидкости может привести либо к осмотическому увлажнению глин, либо к их дегидратации. В последнем случае глины становятся хрупкими и осыпаются, образуя каверны. Поскольку влажность глинистых пород уменьшается с глубиной, концентрацию солей в водной фазе эмульсии обычно повышают для того, чтобы осмотический потенциал водной фазы соответствовал осмотическому потенциалу порового раствора в глинах.

В обращенных эмульсионных растворах обычно используют два эмульгатора:

Основной эмульгатор, стабилизирующий эмульсию

Вспомогательный эмульгатор, гидрофобизирующий поверхность частиц выбуренной породы

В буровых раствора на нефтяной основе водная фаза ведет себя как твердая фаза в растворах на водной основе. Увеличение концентрации водной фазы повышает пластическую вязкость. Глобулы водной фазы действует также, как понизитель фильтратоотдачи.

Чтобы достичь оптимального баланса между фильтратоотдачей, вязкостью и стабильностью обращенного эмульсионного раствора, необходимо подобрать определенное соотношение между содержанием водной и неводной фаз в эмульсии. Повышенное содержание водной фазы необходимо в случае агрессии Н2S или СО2. Концентрация эмульгаторов в системе должна быть достаточной для эмульгирования посторонней воды, попадающей в раствор, и гидрофобизации обломков выбуренной породы.

При определенных обстоятельствах повышенная растворимость газа в углеводородной дисперсионной среде таких растворов может затруднить обнаружение газопроявлений. Растворимость газа сильно зависит от температуры и давления и попадания газа в раствор является серьезной проблемой в глубоких скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями. По этой причине необходимо регулярно проверять расход бурового раствора, выходящего из скважины. Контроль следует вести при подъеме бурильной колонны. Весьма вероятно, что произошло газопроявление, и попавший в раствор газ может быстро расшириться вблизи поверхности после того, как он перейдет из растворенного в свободное состояние.

Чтобы уменьшить потери раствора на нефтяной основе и вред, наносимый им окружающей среде, необходимо модифицировать буровую: установить обратный клапан на ведущей трубе, приспособление для снятия пленки раствора с наружное поверхности бурильных труб, устроить стойки и поддоны для пролитого раствора (табл. 1.3).

Таблица 1.3

ПРОМЫВОЧНЫЕ СИСТЕМЫ (матрица циркуляционных систем)

Достоинства	Недостатки
Растворы на нефтяной основе
Сильная ингибирующая способность Тонкая фильтрационная корка Хорошая устойчивость к обогащению твердой фазой Отличные смазочные свойства Низкая коррозионная активность Способность не ухудшать коллекторские свойства пласта Высокая термостабильность в различных условиях Устойчивость к действию H2S и С02 Способность не нарушать содержания остаточной воды в керне	Неблагоприятное воздействие на окружающую среду Высокая стоимость Трудности а эксплуатации Отсутствие способности к сдвиговому разжижению (пониженная механическая скорость проходки) Пожароспособность при высоком отношении содержания углеводородной и водной фаз
Полимерно-хлоркалиевые растворы
Ингибирующая способность Удовлетворительные смазочные свойства Слабое загрязняющее действие на продуктивный пласт	Умеренно высокая стоимость Низкая термостабильность Необходимость сброса части раствора и разбавления для поддержания реологических свойств Неблагоприятное воздействие на окружающую среду
Бентонитовый глинистый раствор
Низкая стоимость Простота состава Не загрязняет окружающую среду	Отсутствие ингибирующей способности Плохие смазочные свойства Способность загрязнять продуктивные пласты Толстая фильтрационная корка
Вода в сочетании с прокачкой порций вязкой жидкости
Низкая стоимость Простота состава	Не обеспечивает устойчивости стенок скважины Толстая фильтрационная корка Загрязнение продуктивных пластов Плохие смазочные свойства
Растворы с фракционированной солью в качестве твердой фазы
Хорошие смазочные свойства. Свойства, характерные для наполнителей по борьбе с поглощением Незначительная способность загрязнять продуктивные пласты (соль легко растворима)	Высокая стоимость, сравнимая со стоимостью ОВМ Ограниченная плотность
Кальциевые глинистые растворы
Обладает некоторой ингибирующей способностью Устойчивы к действию соли, цемента и ангидрита, H2S и С02) Слабо загрязняют продуктивные пласты	Ограниченная (120~) термостабильность Плохие смазочные свойства Высокий рН
Лигносульфонатные глинистые растворы
Повышенная термостабильность кальциевых растворов Низкие реологические свойства Слабо загрязняют продуктивные пласты Улучшают устойчивость стенок скважины Успешно работают в различных условиях.	Плохие смазочные свойства

Соленые глинистые растворы
Полезны при разбуривании соленостных отложений. Обладают ингибирующей способностью Слабо загрязняют продуктивные пласты Улучшают устойчивость стенок скважины	Возможны непредсказуемые изменения свойств при наличии в разрезе пропластков калийно-магниевых солей Не обладают смазочными свойствами Ограниченная термостабильность (150~С)

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Загрязнение продуктивного пласта проявляется двумя путями:

Пониженным дебитом скважины

Более значительной, чем ожидалось, величиной скин-эффекта. Однако следует отметить, что загрязнение пласта — это лишь один из факторов, влияющих на скин-эффект. Другими факторами, снижающими продуктивность скважины, являются несовершенство вскрытия перфорацией, несовершенство заканчивания, влияние искривления скважины, влияние операций по повышению продуктивности скважины, неоднородность пласта, влияние многофазного потока, влияние перфорационных каналов, заполненных песком и гравием, эффекты, связанные с естественной проницаемостью, а не с эффектом Дарси.

Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами:

Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины

Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта

Взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образование эмульсий, осадков

Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров

КАК ИЗБЕЖАТЬ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПЛАСТА

Чтобы уменьшить проникновение твердых частиц и фильтрата в продуктивный пласт, буровой раствор должен образовывать тонкую непроницаемую фильтрационную корку. Если фильтрат проникает в пласт: на расстояние более 51 мм от стенки скважины, он должен быть совместим с породой, т.е. он должен иметь достаточную минерализацию, чтобы ингибировать набухание пластовых глинистых минералов и их диспергирование. При вскрытии водочувствительных газоносных пластов с низким пластовым давлением следует рассмотреть целесообразность применения бурения с продувкой или применение пены в качестве циркуляционного агента для того, чтобы избежать необратимого блокирования пласта жидкостью. Следует использовать в буровом растворе водорастворимые или кислоторастворимые наполнители и утяжелители, если в продуктивном пласте ожидается поглощение. В водочувствительных песчаных пластах важным фактором может быть понижение водоотдачи цементного раствора.

Буровые растворы на нефтяной основе обычно в меньшей степени загрязняют продуктивный пласт по сравнению с растворами на водной основе. Растворы с фракционированной солью были с успехом использованы в горизонтальных скважинах, однако они не уменьшают загрязнения пласта. Фильтрационную корку такого раствора легко удалить. В противном случае такая корка может закупорить отверстия фильтра при вызове притока из пласта.

Ссылка: «Обзор проблемы загрязнения продуктивного пласта и продуктивности скважин», Крюгер Р. Ф., journal of Petroleum Technology февраль 1986 г., стр. 131-152.

ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН

В процессе перфорации, вызова притока установки гравийного фильтра следует использовать только чистые жидкости без твердой фазы.

Общая концентрация твердой фазы в таких жидкостях не должна превышать 200 мг/л, что эквивалентно 50 единицам непрозрачности в чистых жидкостях. Жидкости для заканчивания не должны содержать частиц, которые будут образовывать своды на поверхности породы, если ожидается значительная потеря жидкости (более 16 л на перфорационный канал). Большинство взвешенных твердых частиц должны быть более мелкими, чтобы не происходило засорения пласта в непосредственной близости от скважины. Трубы должны не иметь ржавчины, а емкости должны быть чистыми. Это поможет сохранить чистоту жидкости в скважине.

Если диаметр твердых частиц больше, чем 10% от размера входных отверстий пор, то будет происходит засорение пласта около ствола скважины. В сочетании с теорией фильтрования эти соображения дают набор обычно применяемых практических правил для определения поведения взвешенных жидкости частиц.

Ссылка: «Оценка качества воды и возможного загрязнения пласта», Баркман Дж. X., Д. Зидсон, JPT июль 1972г.

Чтобы обеспечить чистоту жидкости, следует избегать контакта жидкости с породой. В тех случаях, когда не требуется доступа к перфорационным каналам (например, при замене LCM), в жидкость для заканчивания, предпочтительнее ввести водорастворимый наполнитель для ликвидации поглощения.

Размер частиц наполнителя должен быть таким, чтобы обеспечивалось сводообразование.

ВЫБОР МАТЕРИАЛА ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ УХОДА ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ

Жидкость в стволе скважины должна быстро образовать тонкую непроницаемую растворимую фильтрационную корку на поверхности породы для того, чтобы предотвратить уход жидкости в процессе задавливания скважины и ремонтных работ. Чтобы выполнить эту задачу, жидкость должна содержать более 5% по объему твердых частиц с широким диапазоном размеров. Диаметр частиц должен находиться в пределах от среднего размера поровых каналов до размеров молекул полимеров, причем не менее 25% частиц должны иметь размеры, превышающие 1/3 размера пор.

Кристаллы соли или частицы нефтерастворимого воска или смол являются лучшими коркообразователями, поскольку они легко растворяются пластовыми флюидами. Очень эффективны частицы карбоната кальция, но для их удаления требуется кислота. В малопроницаемых породах утечку жидкости в пласт можно предотвратить, применяя пены или вязкую жидкость.

ВЫБОР МИНИМАЛЬНОЙ РЕПРЕССИИ

Для предотвращения проявлений минимальная величина репрессии, допускающая некоторое свабирование, составляет 1,4-2,1 МПа.

Репрессия необходима для предотвращения проявлений и неизбежна при осуществлении циркуляции при вскрытии истощенных пластов с низким давлением.

Достаточно экономичными циркуляционными агентами малой плотности являются: эмульсии, нефть с гелеобразующими добавками, аэрированная вода, пены, СО2 или N2.

КАК ИЗБЕЖАТЬ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ, ВЫЗВАННОГО ГЛИНОЙ В ПОРАХ ПЛАСТА И ОБРАЗОВАНИЕМ ОСАДКОВ

Водные жидкости, контактирующие с породой, должны иметь минерализацию, подобную минерализации пластовой воды для того, чтобы исключить загрязнение пласта глиной, присутствующей в порах. Часто рекомендуют для этой цели использовать КС1 (морская вода содержит 2% NaCl). Для водочувствительных пластов недорогим и очень эффективным выбором является пластовая вода, извлеченная из недр вместе с нефтью. В очень чувствительных породах возможно применение реагентов-стабилизаторов глин, если экономичность их использования подтверждается опытами на кернах.

Жидкости сложного состава и рассолы иных солей, чем NaCl, нужно оценить на способность образовывать твердые осадки в процессе приготовления и при контакте с пла-стовой водой.

ОЧИСТКА ТРУБ

Трубы нужно очищать, особенно перед проведением таких операций, связанных с нагнетаниями жидкости, как вызов притока, установка гравийного фильтра или операции по повышению продуктивности скважины. В обсадную колонну нужно спускать долото и скребок в процессе заканчивания скважины, после ремонтного цементирования. Но делать это нужно до перфорации колонны. При спуске эксплуатационной колонны нужно использовать минимум смазки для резьбовых соединений. Минимум смазки следует использовать и для НКТ и других труб. Для операций, связанных с нагнетанием жидкости, следует рассмотреть возможность применения специальных чистых труб или гибких НКТ.

ВЫБОР И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ПОЛИМЕРОВ

При бурении, гидроразрыве, установке гравийных фильтров используются различные полимеры. При выборе полимеров для этих операций нужно учитывать проблемы гидратации. При выборе полимера для гидроразрыва нужно учитывать величину остаточной вязкости и твердый остаток после того, как полимер подвергнут деструкции с целью понижения вязкости раствора.

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

Контроль качества начинается с проверки чистоты резервуаров, предназначенных для доставки и хранения жидкостей.

Проверить на месте чистоту рассолов в соответствии с требованиям документа API RP 13J

Необходимо постоянно проверять содержание твердых частиц в воде

Проверьте соответствие действия полимера требованиям документа API RP 13В

Проделать простой тест на вязкость, чтобы проверить гидратацию полимера. Этот тест рассмотрен Хаучином с сотрудниками

Проверить действие при забойной температуре реагента для деструкции полимера и понижения вязкости

Проверить вязкость раствора полимера после его деструкции и количество нерастворимого осадка

Провести испытание жидкости по методике API RP 42

Инженер должен проверить правильность расчетов количества вводимых материалов и наблюдать за приготовлением раствора

Отобрать образцы воды затворения, готовых растворов, гравия или песка, используемых при гидроразрыве, а также жидкостей, выходящих из скважины

Контроль качества, включая контроль чистоты твердых и жидких добавок к буровым растворам, качества коркообразующих материалов очень важен, хотя по этим вопросам нет письменных инструкций.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Зона загрязнения продуктивного пласта в горизонтальной скважине не имеет цилиндрической формы и неравномерна по длине горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она представляет собой эллипс (Рис. 1.6).

Рис. 1.6. Схематическое изображение зоны загрязнения в горизонтальной скважине.

Вследствие разной продолжительности контакта породы с жидкостями, загрязняющими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким основанием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис. 1.7).

Рис. 1.7. Форма загрязнения вокруг вертикальной и горизонтальной скважин.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующие рекомендации:

Хорошо изучить продуктивный пласт: проницаемость, ее анизотропию, распределение пор по размерам, минералогический состав глинистой фракции, трещиноватость, давление, температуру и т.п.)

Хорошо изучить свойства жидкостей: углеводородов, пластовой воды, воды нагнетания, жидкости для заканчивания, задавочных жидкостей, жидкостей для отработки пласта. Провести испытания на их совместимость. Проверьте растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов.

Изучить предыдущий опыт бурения на данный пласт или аналогичные пласты.

Обеспечить применение хорошей технологии буровых растворов при первичном вскрытии пласта. Нужно иметь достаточное противодавление на пласт, низкую фильтратоотдачу, надлежащий химический состав раствора; обеспечить удаление тонкодисперсной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители.

Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении, заканчивании скважины, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы, которые позволяют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости, подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, подобранным для заданных конкретных условий. Если можно, возьмите жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1,4 — 2,1.

Отфильтровать основу для жидкостей, применяемых при заканчивании скважин. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надлежащим образом очищены.

Убедитесь в том, что жидкости и фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта.

Проведите испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины, в особенности кислот.

Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть отработаны реагентами-поглотителями кислорода и бактерицидами.

Уменьшить влияние загрязнения пласта посредством увеличения длины горизонтального участка скважины.

УСТОЙЧИВОСТЬ СТВОЛА

При планировании горизонтальных скважин важно определить плотность бурового раствора, необходимую для того, чтобы в процессе бурения удерживать искривленные и горизонтальные стволы скважин открытыми и под контролем. Часто бывает, что плотности буровых растворов, требующихся для стабилизации вертикальных разведочных и оценочных скважин, отличаются от плотностей, требующихся для устранения проблем в таких стволах.

Нестабильность бурового ствола обычно вызвана несбалансированным бурением или набуханием. Набухание особенно характерно для сланцевых глин. Снижение поддерживающего действия бурового раствора (против воздействия горных пород) вызывает концентрацию напряжений вокруг ствола, приводя к неустойчивости разбуриваемой скважины. Проблема возникает, лишь когда концентрация напряжений по соседству со стволом превышает прочность пород, образующих стенки скважины. После этого порода обрушивается, рассыпаясь на куски. Таким образом, неустойчивость ствола является отчасти механической проблемой.

Сланцевые глины слабеют при контакте с плохо ингибированными буровыми растворами. Сниженная прочность делает сланцевые глины более подверженными осыпанию.

Доказательства связи механизма неустойчивости ствола с механическими напряжениями могут быть получены из многочисленных кавернограмм, которые обычно указывают на эллиптичность стволов. Единообразное увеличение размеров ствола можно предупредить, если несбалансированное бурение, набухание и гидравлическая эрозия явились единственными причинами неустойчивости.

ХИМИЧЕСКАЯ РЕАКЦИЯ

Буровой раствор может реагировать с пластом. Ствол может подвергнуться изменениям из-за набухания или обезвоживания. Оба фактора воздействуют на естественные напряжения в пласте и могут привести к закрытию или обвалу ствола.

Ингибирование (например, с помощью солей калия и/или полимеров) с помощью буровых растворов на водной основе повысит устойчивость ствола, в частности при бурении склонных к гидратации сланцевых глин.

Ингибирование с помощью буровых растворов на основе нефти производится добавлением соли (обычно хлорида кальция) к эмульгированной водной фазе. Хлорид кальция снижает тенденцию воды мигрировать из бурового раствора в пласт (или в противоположном направлении), повышая таким образом устойчивость ствола.

ГИДРАВЛИКА КОЛЬЦЕВОГО ПОТОКА

При бурении некоторых пластов следует учитывать влияние режима кольцевого потока.

Это предупредит эрозию ствола и его последующее обрушивание. Анализ условий сдвига может служить хорошим руководством в вопросе о возможном расширении ствола и его вероятных причинах.

МЕХАНИЗМЫ МЕХАНИЧЕСКОЙ НЕУСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА

Механическую неустойчивость ствола можно разделить на два механизма: разрушение при сжатии (раздавливание) и разрушение при растяжении (разрыв). (Рис. 1.8)

Разрушение при сжатии наблюдается, когда напряжения в горной породе превышают ее прочность или предел текучести пластических материалов. Разрушение при сжатии может быть причиной разрушения стенок скважины. Это показано на примере избыточного осыпания стенок скважины при бурении. Это может приводить к расширению, заваливанию и сужению ствола. Раздавливание может также снизить размер ствола скважины из-за оползания пласта в дуктильных или пластических породах (например, некоторые сланцы и соль). Решить проблемы, возникающие в стволе из-за разрушения при сжатии, можно утяжелением бурового раствора. Утяжеленный буровой раствор снижает критические «тангенциальные» нагрузки в стволе скважины.

Разрушение при растяжении требует снижения плотности бурового раствора и/или снижения эквивалентной плотности циркуляции (например, снижения расхода жидкости).

Разрушение при растяжении возникает при разрыве породы. В некоторых пластах разрушение при растяжении может приводить к выносу и прихвату под действием перепада давлений. Разрушение при сжатии требует дополнительного утяжеления бурового раствора, такой ствол остается сравнительно неповрежденным и не осыпается.

Раздавливание и разрыв могут иметь место в одном и том же участке скважины, не закрепленной обсадными трубами, в частности когда в искривленных скважинах при одной и той же плотности бурового раствора проявляются разные литологии

НЕУСТОЙЧИВОСТЬ И НАПРЯЖЕНИЯ

На рис. 1.9 отражен традиционный взгляд на устойчивость бурового ствола, при этом градиент давления гидроразрыва пласта для горизонтального участка принимается постоянным. Предлагаемое решение более сложно.

Рис. 1.9 Совмещенный график давлений.

Чтобы показать сравнительную устойчивость разных буровых скважин, существуют простые уравнения для расчета напряжений вокруг скважины. Они отражают влияние искривления скважины, ориентации, а также пластового давления на неустойчивость ствола.

Эти уравнения составлены на основе линейной теории упругости напряжений вокруг скважины. Эти решения не количественные их не следует применять для расчета утяжеления бурового раствора. «Большинство пород перед тем, как разрушиться, проявляют некоторую пластическую деформацию, следовательно, решения на основе линейной теории упругости имеют тенденцию преуменьшать прочность пород».

Действующие на земле вращение и концентрация этих «дальних полевых напряжений» порождают напряжения вокруг скважины. Такие дальние полевые напряжения действуют в трех измерениях, т.е. имеются два горизонтальных и одно вертикальное напряжение. Движения плит вызывают горизонтальные напряжения. Осадочные породы (или наносы) вызывают вертикальное напряжение.

Максимальное вертикальное напряжение направлено вертикально в геологически спокойных или пассивных осадочных синклиналях (например, Северное море) из-за наносов. В геологически активных регионах это максимальное напряжение может быть направлено горизонтально (например, Папуа — Новая Гвинея). Хотя ряд месторождений в Великобритании геологически пассивен, максимальное напряжение там также горизонтальное. В основном это касается углесодержащих геотермалей.

Рис. 1.10 Критические напряжения и устойчивость буровой скважины.

При рассмотрении устойчивости ствола критические напряжения существуют в поперечном сечении скважины (рис. 1.10). Напряжение, направленное по оси ствола, здесь не рассматривается.

Su — тангенциальное (кольцевое) напряжение.

Sr — радиальное напряжение.

Sasb — напряжения в земной коре.

Pw — давление в скважине.

Р — поровое давление.

Sa — вертикальное напряжение.

Sb — горизонтальное напряжение.

Тангенциальное (), или обручевое, напряжение ведет как к разрушению при сжатии, так и к разрушению при растяжении. Как и следует из его названия, это напряжение действует по периметру ствола.

ПЛОТНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИН ЧЕРЕЗ ПОКРЫВАЮЩУЮ ПОРОДУ

Напряжения вокруг искривленной буровой скважины могут быть больше, чем в случае вертикального бурового ствола, приводя к более нестабильной скважине. Другие факторы относятся к сравнительно низкой устойчивости сланцевых глин в искривленных скважинах. Когда напряжение направлено под углом к залеганию, сланцевые глины имеют тенденцию ослабевать по сравнению со случаем, когда напряжения действуют параллельно или перпендикулярно залеганию. Такие ситуации создаются в искривленных скважинах.

Повсеместно на месторождениях при бурении скважин с помощью буровых растворов на нефтяной основе показано, что для поддержания устойчивости искривленных скважин необходимо повышение плотности бурового раствора на 0,06/30~ (0,5фунт/галл./30~) наклона по сравнению с плотностями буровых растворов для вертикальных скважин.

Например, если плотность бурового раствора 1,38 (11,0 фунт/галл.) позволяет пробурить неразмытую вертикальную скважину нормальных размеров, то для бурения скважин нормальных размеров, искривленных под углами 30~ и 60~ потребуются буровые растворы с плотностями, соответственно равными 1,38 (11,5 фунт/галл.) и 1,44 (12,0 фунт/галл.).

Примечание: Этим «правилом большого пальца» стоит пользоваться лишь при отсутствии доступных данных по искривленной скважине. Необходимые для устойчивости плотности буровых растворов следует брать из данных по уже пробуренным искривленным скважинам. Это «правило большого пальца» и плотности буровых растворов для вертикальных скважин можно использовать как дополнительные данные.

Где это возможно, сланцевые глины должны быть изолированы от горизонтального участка, из-за:

проблем, связанных с бурением скважин под большими углами через сланцевоглинистые участки

временной зависимости процессов разрушения и обрушивания сланцевых глин. Если это возможно, обсадные трубы следует посадить на кровле участка продуктивного пласта или у основания сланцевоглинистой покрывающей породы. Количество сланцевой глины, остающееся без обсадки при бурении горизонтального участка, можно свести к минимуму, если пробурить пилотную скважину небольшого диаметра для определения кровли продуктивного пласта и глубины установки башмака обсадной колонны.

Необходимую для стабильности плотность бурового раствора следует определять для каждого участка скважины или литологической группы покрывающих пород. Такие плотности буровых растворов берут из, данных для соседней скважины и экстраполируют с учетом искривления и ориентации ствола.

Типы буровых растворов с соседних скважин также подлежат сравнению с учетом фильтрационной потери жидкости и вязкости бурового раствора.

Если соседних искривленных скважин не существует, плотности буровых растворов для искривленных скважин можно оценить с помощью «правила большого пальца»:0,06~/30~ (0,5 фунт/галл./300).

Примечание: Возможное влияние ориентации бурящейся скважины на ее устойчивость не рассмотрено.

Если для стабилизации наклонных или горизонтальных скважин требуются буровые растворы повышенной плотности, обращайте пристальное внимание на возможное растрескивание песчаниковых и меловых литологий в покрывающих породах.

В районах, для которых проходит обсуждение программа горизонтального бурения, перед тем, как покинуть уже оцененную скважину, рассмотрите образование мелких трещин. Это позволит на месте оценить минимальное горизонтальное, напряжение и плотность бурового раствора, превышение которой приведет к существенным потерям.

Программа изменения плотности бурового раствора должна пересматриваться после бурения каждых 2-3 скважин. Это позволит оптимизировать принимаемые решения с учетом ранее недоступных данных. Это также важно для установления плотностей буровых растворов, используемых в искривленных скважинах и оценки влияния ориентации скважины.

СТАДИИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТЕЙ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Рис. 1.11.

УСТОЙЧИВОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В-НЕУПЛОТНЕННЫХ ПОРОДАХ

На основании предыдущих разделов представляется, что бурение горизонтальной скважины сквозь слабые пласты, например, слабые песчинки и несвязанный песок, потребует большого утяжеления раствора. Это скомпенсирует большие напряжения, возникающие на стенках скважины.

Однако операторы, принимавшие участие в бурении таких пластов, указывают, что небольшой избыток плотности по сравнению с использовавшейся в вертикальных скважинах, может оказаться достаточным для поддержания устойчивости в таких пластах. Также следует учитывать необходимость минимизации давления гидравлических ударов поршневой пульсации и исключения, прихвата под действием перепаде давлений.

Неустойчивость горизонтальных скважин, пробуриваемых через слабые породы, может представить меньшие трудности, чем ожидается, отчасти из-за того, что они не действуют в «линейной эластичной» манере. Другим возможным доводом за возможный успех горизонтального бурения в таких слабых пластах является тщательное планирование и обширная практика бурения.

Состояние ствола и связанные с этим плотности буровых растворов в вертикальных скважинах следует проверять таким же образом, как и на искривленном участке. Затем можно оценить лучшую плотность бурового раствора, обеспечивающего правильность размеров ствола.

Полевые данные доказывают, что горизонтальные скважины, даже в слабых песчаниках и несвязанных песках, можно бурить при той же самой плотности бурового раствора, что и для вертикальных скважин, или при небольшом ее избытке. Однако это наблюдение базируется лишь на небольшом числе горизонтальных скважин, пробуренных в таких пластах. Было бы опрометчиво заключить, что слабые пласты никогда не представят трудностей в плане устойчивости стволов скважин.

Первым свидетельством неустойчивости ствола скважины очевидно будет заваливание при подъеме из скважины с возможным отсечением горизонтального участка. Следует определить устойчивость ствола и оценить плотность бурового раствора, если удалось пробурить и измерить нутромером первый участок в 50-100 м (165-328 фут) ствола. При планировании горизонтального участка следует учесть:

Плотности бурового раствора, требовавшиеся в предшествующих вертикальных скважинах для поддержания размеров стволов.

Дифференциальные давления, вызывавшие прихват под действием перепада давлений в предшествующих скважинах.

Градиент давления гидроразрыва пласта в продуктивном пласте перед бурением горизонтальной скважины (Это особенно важно для пластов с избыточным давлением).

Наиболее устойчивое направление бурения скважины.

Определите, необходимо ли устанавливать последний башмак обсадной колонны над продуктивным пластом. Если да, то сколько сланцевой глины останется в стволе без обсадки в ходе бурения горизонтальной секции.

Влияние плотностей бурового раствора и длины стола на величины эквивалентной плотности циркуляции (Приведет ли это к прихвату под действием перепада давлений или к гидроразрыву пласта при закачивании?).

Если эквивалентная плотность циркуляции снизилась в отсутствие циркуляции (например, при подъеме из скважины):

Снизьте скорости подъема, чтобы уменьшить давления гидравлических ударов поршневой пульсации, особенно в неуплотненных пластах

Проверьте или измерьте состояние ствола

ПРИМЕНЕНИЯ РАДИУСА ЗАКРУГЛЕНИЯ

С точки зрения устойчивости ствола обычно лучше предпочесть более высокую скорость проходки при радиусе меньшей длины.

На искривленном или наклонном участке с малым радиусом окажется меньшая по длине часть сланцевых глин. Следовательно, из-за неустойчивости ствола можно предполагать меньший объем обрушения. Также может представиться возможность отсечь ненадежный пласт обсадкой перед тем, как перейти к проходке участка с коротким радиусом.

Наоборот, проведение работ непосредственно в заведомо сложном пласте может создать больше сложностей для средних и коротких радиусов, при которых достичь планируемой скорости проходки будет гораздо сложнее.

ТРЕБОВАНИЯ К ПЛАНИРОВАНИЮ

Устойчивость ствола скважины является развивающейся технологией. Проводимые ниже пункты перечня следует сопоставить между собой. При возможности следует вступить в контакт с экспертами по устойчивости скважин для консультации.

Планирование устойчивости горизонтальных скважин следует разделить на две части:

Требования к плотности бурового раствора для искривленного участка

Плотности бурового раствора, необходимые для горизонтального участка

Для определения подходящих плотностей бурового раствора следует получить с соседних скважин следующую информацию:

Многоосевые замеры и данные о геометрии ствола с соседних вертикальных скважин

Плотности буровых растворов, прикидочные и измеренные давления в скважине

Величины фильтрации и имеющиеся данные о гидравлическом разрыве пласта

Отчеты о бурении и заканчивают скважины

В связи с рекомендациями о плотности бурового раствора следует также рассмотреть следующие проектные аспекты:

Оптимизацию наклона и направлений скважины

Решение по программе обсадки для сокращения до минимума ненадежных участков, не закрытых обсадными трубами

ВЫВОДЫ

Для устойчивости ствола скважины плотности буровых растворов должны быть достаточно высокими. Однако избыточно высокие плотности буровых растворов снижают механическую скорость проходки и повышают риск потери циркуляции/прихвата под действием перепада давлений. Таким образом, рабочий диапазон плотностей бурового раствора должен быть сбалансирован.

Используйте плотности буровых растворов (большие, чем были успешно использованы на соседних обычных скважинах), чтобы исключить трудности, связанные с неустойчивостью наклонно/горизонтальных участков скважин

При бурении сланцевоглинистых участков с РУО повышайте плотность бурового раствора на 0,06 /30~ (0,5 фунт/галл/30~ наклона сверх плотности бурового раствора, применяемого для вертикальных скважин. (При этом не учитывается ориентация ствола скважины). Это было с успехом использовано повсеместно.

В геологически неактивных регионах бурение параллельно минимальному горизонтальному напряжению обеспечивает большую устойчивость ствола скважины.

Определите направление минимального горизонтального напряжения, исходя из данных о геометрии стволов или о гидравлическом разрыве пласта.

Рассмотренный «градиент давления гидроразрыва пласта» в действительности больше, чем градиент инициирования гидроразрыва (ГИГ) и градиент распространения гидроразрыва пласта (ГРГ). ГИТ снижается с возрастанием угла ствола. ГРГ остается постоянным.

Эквивалентная плотность циркуляции (ЭПЦ) возрастает при горизонтальном бурении. ГРГ остается постоянным. Скважину невозможно пробурить без большой фильтрации, если ЭПЦ больше, чем ГРГ.

Это особенно важно для продуктивных пластов под высоким давлением с небольшой разницей между пластовым давлением и «градиентом давления гидроразрыва пласта».

ГРГ следует определить при планировании наклонного/горизонтального разбуривания. Для этого рассмотрите малые трещины в соответствующей точке одной из ранее оцененных скважин.

Ограниченный опыт в горизонтальном бурении неуплотненных песков показал, что для сохранения устойчивости требуется та же плотность, что и для вертикальной скважины, либо слегка повышенная.

Где возможно, программа обсадки профиля скважины должна предполагать защиту обсадкой потенциально опасных зон, расположенных под малыми углами.

В идеале перед бурением горизонтального участка следует оставить открытым минимальное количество лежащих сверху сланцевых глин.

ОЧИСТКА СКВАЖИНЫ

КАК ТРАНСПОРТИРУЮТСЯ ОБЛОМКИ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ

Рис. 1.12 иллюстрирует механизм транспортировки шлама для различных диапазонов зенитного угла наклонных скважин. В интервалах с зенитными углами до 30~ (зоны 1-и 3) шлам эффективно выносится потоком бурового раствора и осадок на стенках не образуется. При зенитных углах больше 30~ шлам осаждается на нижней стенке скважины. Осадок может соскальзывать вниз по стволу и образовывать пробки в кольцевом пространстве. Осевший шлам можно удалить из скважины сочетанием двух разных механизмов. Шлам, осевший на нижней стенке скважины, может:

Перемещаться вверх единой массой (Зона 4).

Подниматься на поверхности контакта осадка с буровым раствором в виде ряби или дюн (Зона 2).

Рис. 1.12 Механизмы транспортирования шлама в скважине.

Последний механизм перемещения лучше всего реализуется при турбулентном течении маловязкой жидкости. Идеальными для очистки ствола от шлама являются условия, соответствующие законам 1 и 2. Условия, соответствующие зоне 5, гарантируют возникновение затяжек инструмента.

ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ВЫНОС ШЛАМА

Зенитный угол

В общем, вынос шлама затрудняется при увеличении зенитного угла. Наибольшие трудности возникают при зенитных углах от 50 до 60~, поскольку при таких условиях осевший шлам имеет тенденцию соскальзывать вниз по стволу и образовывать пробки. При зенитных углах более 60~ обломки образуют устойчивую шламовую постель. Такая постель удерживается на стенке скважины за счет сил трения. Диапазон зенитного угла, в котором происходит соскальзывание осадка, в значительной степени зависит от реологических свойств бурового раствора. Трудности с очисткой ствола могут возникнуть в диапазоне зенитных углов от 40 до 60~.

Механическая скорость

Рис. 1.13. Зависимость содержания шлама в кольцевом пространстве от механической скорости проходки.

При повышении механической скорости проходки увеличивается количество шлама в кольцевом пространстве. Предыдущий опыт свидетельствует о том, что для эффективного бурения вертикальных скважин максимально допустимая концентрация шлама в кольцевом пространстве не должна превышать 0,5%. При бурении наклонных скважин увеличение скорости проходки приводит к росту толщины осадка. Для удаления более толстого слоя осевшего шлама необходимо увеличение подачи бурового раствора. Важно контролировать и ограничивать механическую скорость проходки в наклонных скважинах, Так как толстый слой осевшего шлама труднее удалить из скважины (Рис. 1.13).

Реологические свойства бурового раствора

Скорость осаждения частиц в буровом растворе зависит от его вязкости. Эта зависимость влияет на транспортировку шлама в вертикальных скважинах. Однако после образования шламовой постели на нижней стенке скважины с зенитным углом более 30~ изменение реологических свойств бурового раствора мало улучшает вынос шлама. Маловязкие жидкости наиболее эффективны в скважинах с зенитными углами более 30~, так как режим их течения — турбулентный и завихрения потока способствуют выносу шлама.

Для уменьшения гидравлических сопротивлений и обеспечения более плоского профиля скоростей в затрубном пространстве пластическую вязкость следует понизить до минимума. При минимальной вязкости и том же самом расходе промывочной жидкости увеличивается скорость течения ее в наружной части кольцевого пространства. Такой результат легко достигается в скважинах диаметром как 445 (17-1/2″), так и 311 мм (12-1/4″). При использовании растворов на нефтяной основе ввод специальных реагентов — модификаторов реологических свойств придает раствору необходимую вязкость в диапазоне малых скоростей сдвига.

Рис. 1.14. Графическое изображение наиболее известных реологических моделей.

В статье С. Окражи и Дж. Дж. Азара из Универ нефтяников. Август 1986 г. рассмотрена зависимость промывочной жидкости от величины зенитного бурильной колонны в скважине. Были четко установлены три диапазона зенитного угла:

0-45~ Шлам выносится эффективнее при ламинарном режиме течения. Транспортировка улучшается при повышении реологических свойств, особенно динамического напряжения сдвига

45-55~ Ни ламинарный, ни турбулентный режимы не имеют преимуществ друг перед другом. В этом диапазоне наблюдалось соскальзывание вниз шламового осадка.

55-90~ Увеличения отношения не приводит к улучшению выноса шлама. Ствол лучше очищается при турбулентном режиме течения.

Повышение реологических свойств совершенно не влияло на несущую способность при турбулентном режиме в любом диапазоне зенитного угла (Рис. 1-14).

Однако при малых зенитных углах и ламинарном режиме течения повышение динамического напряжения сдвига улучшает вынос шлама. (Уменьшает концентрацию выбуренной породы в кольцевое пространстве). (Рис. 1-18).

Рис. 1.15. Влияние динамического напряжения сдвига и режима течения на концентрацию выбуренной породы в кольцевом пространстве.

Рис. 1.16. Зависимость концентрации частиц в кольцевом пространстве от величины отношения (фунт./100 кв.фут./сПз)

При увеличении зенитного угла вынос шлама при ламинарном режиме течения можно улучшить, повысив отношение (Рис. 1.16).

Однако влияние повышения отношения уменьшается при увеличении скорости восходящего потока (Рис. 1.17).

Рис. 1.17. Зависимость степени очистки ствола от величины отношения ) при разных скоростях потока и ламинарном режиме течения.

(Проверить надпись в рисунке)

При зенитных углах до 55~ влияние эксцентричного положения бурильных труб в скважине невелико. При углах более 55~ и ламинарном режиме течения влияние эксцентричного положения труб становится заметным.

В своей последующей работе «Зависимость выноса шлама от реологических свойств раствора при направленном бурении» (Публикация 19535 Общества Инженеров-нефтяников. Октябрь 1989 г.) Т. Е. Беккер, Дж. Дж. Азар и С. Окражи сделали следующие выводы:

Лучшим параметром, характеризующим несущую способность буровых растворов, является показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 6 об/мин. Другими параметрами, которые могут характеризовать транспортирующую способность растворов, являются:

напряжение сдвига в буровом растворе при скорости сдвига, равной ее среднему значению при течении в кольцевом пространстве

показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 3 об/мин начальное статическое напряжение сдвига.

Производительность буровых насосов

Единственным наиболее важным фактором, от которого зависит очистка ствола от шлама, является производительность буровых насосов или расход промывочной жидкости.

Особую важность этот фактор приобретает при бурении наклонных скважин. Приблизительно можно считать, что скорость восходящего потока, необходимая для выноса шлама из наклонной скважины с зенитным углов в пределах 50-60~ примерно в два раза больше, чем в вертикальной скважине. Нужно принимать все меры для снижения гидравлических сопротивлений, что даст возможность увеличить производительность насосов. В трудных случаях следует тщательно проанализировать конструкцию компоновки низа бурильной колонны, выбор диаметра долотных насадок, дополнительные гидравлические потери в забойном двигателе и системе измерений в процессе бурения.

Выбор диаметра долотных насадок

Если можно обеспечить такую подачу буровых насосов, которая достаточна для хорошей очистки ствола, то диаметр долотных насадок можно выбирать обычным путем так, чтобы гидравлическая мощность на долоте была оптимальной. При выборе диаметра насадок очень важно иметь в виду, что:

Для некоторых забойных гидравлических двигателей существует оптимальный диапазон перепада давления в долоте.

При бурении хрупких пород насадки следует выбирать таким образом, чтобы свести к минимуму возможный размыв стенок скважины.

В таблице 1-4 приведены расчетные значения перепада давления в долоте и соответствующие скорости истечения из насадок при течении бурового раствора с плотностью 1200 кг/м3 и расходах, типичных для бурения долотом 216 мм (8-1/2″). До получения дополнительной информации следует придерживаться правила, согласно которому скорость истечения из насадок при бурении в легко разрушающихся породах не должна превышать 91 м/с (300 фут./с).

Таблица 1.4

Перепад давления в долоте и скорость истечения из насадок при бурении долотом 216 мм

Перепад давления в долоте и скорость истечения из насадок при бурении долотом 216 мм (8 1/2″)
Диаметр насадок, мм	22,1 л/с	25,2 л/с	31,6 л/с
3х15,9	0,92 МПа	1,2 МПа	1,88 МПа
	37,2 м/с	42,7 м/с	53,3 м/с
3х12,7	2,24 МПа	2,93 МПа	4,58 МПа
	58,2 м/с	66,4 м/с	82,9 м/с
3х8,7	100 МПа	13,1,МПа	20,5 МПа
	123,1 м/с	140,8 м/с	174,3 м/с

Использование бурильных труб диаметром 168 мм

Применение бурильных труб диаметром 168 мм существенно уменьшает гидравлические потери, что дает возможность увеличить подачу буровых насосов. Однако опыт показывает, что при бурении на 168 мм трубах редко удается обеспечить турбулентный режим течения раствора в кольцевом пространстве глубоких горизонтальных скважин. Необходимо оценить выгоды от увеличения скорости восходящего потока и дополнительных затрат, связанных с заменой бурильной колонны при бурении более глубоких интервалов долотами меньшего диаметра.

ВЫНОС ШЛАМА НА УЧАСТКАХ С ЗЕНИТНЫМИ УГЛАМИ БОЛЕЕ 40~

Наиболее эффективная очистка ствола и предотвращение образования шламового осадка имеют место при турбулентном и переходном режимах течения бурового раствора. Для того, чтобы достичь значения критерия Рейнольдса, превышающего 2100, нужно, чтобы буровой раствор имел низкие реологические свойства при скоростях сдвига, характерных для кольцевого пространства. В таком случае обломки выбуренной породы и шламовый осадок будут удаляться из скважины, причем осевший шлам будет перемещаться вверх по стволу в виде отдельных скоплений, по форме напоминающих дюны.

Однако турбулентный режим течения невозможно создать в большинстве скважин диаметром 445 мм (17-1/2″) и в некоторых скважинах диаметром 311 мм (12-1/4″). Это объясняется рядом причин, например, ограничениями, налагаемыми характеристиками оборудования и инструмента: наличием каверн и т.п. В таких случаях приходится мириться с промывкой при ламинарном режиме течения.

Применяйте максимально возможную производительность буровых насосов, обеспечивающую высокую скорость течения раствора в кольцевом пространстве.

Оптимизируйте реологические свойства, которые раствор проявляет при малых скоростях сдвига. Для этой цели обработайте РНО специальными модификаторами реологических свойства, а РВО реагентами типа ХС-биополимера. Такая обработка позволит избежать образования шламовой постели в скважине.

Высокое начальное статическое напряжение сдвига обеспечивает удержание во взвешенном состоянии обломков породы в периоды спуско-подъемных операций или геофизических измерений в скважине. Желательно, чтобы упрочнение структуры со временем происходило медленно.

Чтобы очистить скважину от шлама, применяйте механические средства: подъем с промывкой, вращение бурильной колонны, расхаживание, подъем с проработкой при наличии верхнего привода, прокачку порций маловязкой жидкости при турбулентном режиме течения.

Плотность бурового раствора

Плотность бурового раствора влияет на вынос шлама, поскольку она определяет архимедову силу, действующую на частицы породы. Это положение справедливо как для вертикальных, так и для наклонных скважин. При небольших изменениях плотности скорость потока, необходимая для полной очистки ствола, прямо пропорциональна разности плотностей породы и бурового раствора.

Однако в большинстве случаев выбор плотности бурового раствора предопределен другими факторами. Выбор плотности зависит от величины пластового давления, величины тектонических напряжений, свойств пород. Плотность должна быть достаточной для обеспечения устойчивости пород, предотвращения обвалов при данном угле падения пластов и данной величине зенитного угла. Она не должна быть чрезмерно высокой, чтобы не вызвать гидроразрыва пород.

Очень важно правильно выбрать плотность раствора, чтобы избежать овалов. Если такие осложнения начались, то их трудно ликвидировать.

Тип обломков выбуренной породы

Большая плотность обломков выбуренной породы затруднит вынос шлама как в вертикальных, так и в наклонных скважинах. На транспортировку обломков влияет также их размер и форма. Труднее всего в вертикальных скважинах транспортировать крупные округлые частицы. В сильно наклонных скважинах форма и размер частиц шлама мало влияют на их вынос, поскольку обломки движутся не по отдельности, а скоплениями.

Вращение бурильной колонны

В наклонных скважинах вращение бурильной колонны способствует разрушению осадка выбуренной породы. Вращающиеся трубы заставляют обломки перемещаться к верхней стенке скважины в область высоких скоростей восходящего потока бурового раствора. Вращение труб также стимулирует течение раствора в узком зазоре между бурильной колонной и нижней стенкой скважины, на которой образовалась шламовая постель. При ориентированном бурении забойным двигателем в наклонной скважине шламовая постель остается непотревоженной. Перед подъемом инструмента бурильную колонну полезно вращать. Промысловый опыт показывает, что вращение бурильной колонны при бурении улучшает очистку ствола скважины.

ПРИПОДНИМАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ПРОРАБОТКА В ПРОЦЕССЕ ПОДЪЕМА

Для удаления выбуренной породы механическим путем применяются частичные подъемы бурильной колонны с промывкой и проработкой. Этот способ очень эффективен, если буровая установка оснащена верхним приводом.

В случае необходимости при бурении долотами 311 и 216 мм рекомендуется для увеличения подачи раствора использовать вспомогательные насосы. При появлении любых признаков недостаточной очистки ствола скважины нужно чаще применять частичный подъем бурильной колонны с промывкой и проработкой, увеличить время промывки при наращивании и перед подъемом бурильной колонны для смены долота, увеличив, насколько это возможно подачу насосов.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕРЫ ПО ОЧИСТКЕ СТВОЛА ОТ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ

Предотвращение образования шламовой постели

Образование шламовой постели по нижней стенке наклонной скважины можно предотвратить, если буровой раствор обладает хорошо удерживающей способностью. Тем не менее, необходимо создавать высокую скорость восходящего потока в затрубном пространстве, ибо невозможно полностью исключить осаждение шлама. У растворов на водной основе отличная удерживающая способность достигается вводом ХС-биополимера. Для улучшения удерживающей способности растворов на нефтяной основе все основные сервисные фирмы предлагают специальные добавки-модификаторы реологических свойств.

Для определения минимальных реологических свойств, обеспечивающих удержание во взвешенном состоянии обломков породы, можно использовать принцип баланса сил.

— показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 6 об/мин

— показание вискозиметра при n = 3 об/мин

— диаметр частицы шлама, дюйм

и — относительные плотности шлама и бурового раствора соответственно.

Например, буровой раствор с относительно плотностью и дающий показания вискозиметра и фунт/100 кв. фут будет удерживать во взвешенном состоянии частицы шлама диаметром 0,25 дюйма при относительной плотности породы .

Прокачка порций смывающей жидкости

Для удаления обломков породы из скважины с зенитными углами менее 30~ следует применять прокачку порций вязкой или утяжеленной смывающей жидкости.

В скважинах с зенитными углами больше 30~ лучшим способом удаления шлама является прокачка порций маловязкой смывающей жидкости при турбулентном режиме течения. Для этой цели можно применять воду или углевородородную жидкость — дисперсионную среду раствора на нефтяной основе. Вслед за порцией маловязкой смывающей жидкости нужно немедленно закачивать порцию высоковязкой или утяжеленной жидкости, которая будет выносить из скважины обломки, поднятые со стенки скважины турбулентным потоком предыдущей жидкости, и не позволит обломкам вновь осесть на нижнюю стенку.

Суммарный объем порций легкой углеводородной и вязкой утяжеленной смывающих жидкостей должен быть подобран так, чтобы не происходило изменения эквивалентной плотности, характерной для циркуляции бурового раствора. Заранее следует рассчитать влияние статического давления легкой жидкости (чтобы не допустить проявлений) и давления утяжеленной жидкости (чтобы избежать гидроразрыва и поглощения).

Если возможно, следует применять смывающую жидкость с наиболее высокой плотностью (2160 кг/м).

Объем смывающих жидкостей и частота их применения должны быть таковы, чтобы влияние их на основной буровой раствор было бы минимальным. Типичные суммарные объемы легкой и тяжелой смывающих жидкостей составляют: для скважин диаметром 445 мм (17-1/2″) — 8-16 м3, а для скважин диаметром 311 мм (12-1/4″) — 4,8-9,5 м3.

Было обнаружено, что маловязкие смывающие жидкости могут неблагополучно влиять на устойчивость скважины. Глинистые сланцы с чешуйчатой структурой, которые залегают под острым углом к оси скважины, могут легко размываться турбулентным потоком жидкости, движущейся с высокой скоростью. При таких условиях необходимо повышать реологические свойства маловязкой смывающей жидкости.

Прокачка порций тяжелой жидкости

Прокачка порций тяжелой жидкости, имеющей относительную плотность, на 0,24 превышающую относительную плотность бурового раствора, улучшает очистку ствола от шлама. Однако такая практика мало улучшает удаление шламовой постели, образовавшейся на стенке скважины с большим зенитным углом, если перед тяжелой жидкостью не прокачивают маловязкую смывающую жидкость при турбулентном режиме течения. При прокачке тяжелой жидкости следует принять меры по недопущению гидроразрыва пород и поглощения.

ПРОМЫВКА ПЕРЕД ПОДЪЕМОМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Продолжительность промывки перед подъемом бурильной колонны зависит от диаметра скважины и величины ее зенитного угла. Данные приведенной ниже таблицы получены на основе расчетов скорости осаждения частиц и промысловой практики.

Коэффициент увеличения длины ствола

Зенитный угол, град. 445 мм 311мм 216 мм

0~-10~ 1,5 1,3 1,3

10~-30~ 1,7 1,4 1,4

30~-600 2,5 1,8 1,6

более 60~ 3,0 2,0 1,7

Рис. 1.18. Промывка перед подъемом бурильной колонны.

Рис 1.19. Расход промывочной жидкости, необходимой для выноса шлама из горизонтального ствола диаметром 216 мм

Рис. 1.20. Расчетные режимы течения в скважине диаметром 216 мм

КОНТРОЛЬ ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ ОТ ШЛАМА

Эффективность транспортировки шлама должна быть повышена до максимума путем оптимизации несущей способности бурового раствора, скоростей потока в кольцевом пространстве, размера частиц шлама, максимально допустимой механической скорости проходки и пр. Нужно также следовать надежной системе контроля за очисткой ствола для того, чтобы обнаружить ухудшение выноса шлама еще до того, как плохая очистка вызовет осложнения. Такая система включает в себя:

Сравнение общего объема выбуренной породы с объемом шлама, удаленного из раствора в очистных устройствах, и количеством твердой фазы, перешедшей в буровой раствор.

Тщательный контроль и регистрацию числа ходов насосов и развиваемого ими давления; нагрузки на крюк при подъеме и спуске бурильной колонны и ее вращении.. Повышенные значения могут быть первыми признаками начинающихся осложнений с очисткой ствола или осложнений, не связанных с очисткой.

Не следует думать, что из скважины выносятся все обломки породы. Если нужно, регулярно проводите закачку порции смывающей жидкости (в соответствии с величиной зенитного угла и геометрией ствола скважины), частичный подъем бурильной колонны с проработкой и промывкой для разрушения осадка и удаления его из скважины.

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ УЧАСТОК ДИАМЕТРОМ 216 мм (8-1/2″)

На рис. 1.19 представлен график, характеризующий минимальную подачу буровых насосов, обеспечивающий очистку ствола на горизонтальном участке.

При увеличении механической скорости проходки очищать скважину от шлама становится труднее. При увеличении плотности бурового раствора очистка скважины облегчается. При обычных значениях механической скорости проходки для очистки скважины от шлама достаточна производительность насосов в пределах от 20 до 30 л/с.

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ

В горизонтальных скважинах очистка ствола улучшается при турбулентном режиме течения бурового раствора. В скважинах диаметром 311 мм и более режим течения раствора в кольцевом пространстве бывает обычно ламинарным.

В скважинах диаметром 216 мм и менее режим течения может стать турбулентным в зависимости от величины расход и реологических свойств раствора.

На величину критического расхода жидкости сильно влияет ее динамическое напряжение сдвига. Данные, приведенные на рис. 1.20, относятся к буровому раствору с плотностью 1600 кг/м. Для того, чтобы создать турбулентный режим течения растворов с меньшей плотностью, потребуется более значительный расход потока. Из графика видно, что при нормальном расходе жидкости трудно достичь турбулентного режима течения, если динамическое напряжение сдвигу бурового раствора превышает 5 Па. Несмотря на это, реологические свойства бурового раствора и его статическое напряжение сдвига должны оставаться достаточными для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя. Это особенно важно для тех периодов, когда раствор в скважине остается в покое (во время геофизических работ, спуска обсадной колонны).

Хотя при турбулентном режиме течения вынос шлама из горизонтального участка улучшается, создание такого режима не является непременным условием, а иногда турбулентный режим просто недостижим. Важнее всего ограничивать механическую скорость проходки до пределов, определяемых шариками по очистке скважины.

При появлении признаков неудовлетворительной очистки скважины лучше увеличить подачу насосов, чем изменять реологические свойства бурового раствора или режим течения.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ

При выборе оптимальной производительности буровых насосов, обеспечивающей вынос шлама, пользуйтесь «Графиком очистки ствола». Для выноса шлама из горизонтального участка диаметром 216 мм обычно достаточно иметь производительность насосов в пределах 20-30 л/с.

Реологические свойства бурового раствора должны допускать возможность турбулентного режима течения.

Чтобы создать турбулентный режим течения, максимальное значение динамического напряжения бурового раствора должно быть около 5 Па.

Эквивалентная плотность бурового раствора при бурении горизонтального участка увеличивается, а градиент давления гидроразрыва остается постоянным. Следует принять меры к тому, чтобы при бурении горизонтального ствола не произошел гидроразрыв пласта.

Нужно выбирать забойный двигатель и систему измерений в процессе бурения таким образом, чтобы не приходилось ограничивать производительность насосов.

При выборе долотных насадок нужно иметь в виду, что при использовании некоторых забойных двигателей приходится ограничивать перепад давления в долоте.

По возможности следует выбирать такой профиль скважины, который не требует бурения длинных участков с зенитными углами более 50~. Нужно внимательно учитывать возможности буровых насосов.

БУРЕНИЕ

При бурении наклонных скважин необходима большая производительность насосов.

В сложных скважинах нужно применять компоновки низа бурильной колонны, которые создают меньше гидравлических сопротивлений.

Наиболее трудно транспортировать обломки породы на участках ствола с зенитными углами 50-60~. (Трудный диапазон может быть от 45~ до 60~ в зависимости от реологических свойств раствора).

Необходимо регулировать механическую скорость проходки.

Для улучшения очистки ствола наклонных скважин предпочтительнее повысить подачу насосов, чем менять реологические свойства бурового раствора.

Повышение плотности раствора улучшает вынос шлама.

В наклонных скважинах вращение бурильной колонны способствует улучшению выноса шлама. Рекомендуется, чтобы частота вращения была бы не менее 60 об/мин. Чем выше частота вращения, тем лучше вынос шлама.

Нужно свести к минимуму кавернообразование за счет размыва потоком бурового раствора.

Зумпф ниже башмака обсадной колонны должен иметь минимальную длину, обеспечивающую безопасный спуск колонны.

При бурении с полупогруженных буровых установок в случае необходимости следует включать на циркуляцию через бурильную колонную вспомогательный насос, предназначенный для выноса шлама по водоизолирующей колонне.

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

Всегда промывайте скважины перед подъемом бурильной колонны. Продолжительность промывки определяется расчетом, как это было показано выше. В процессе промывки перед подъемом бурильную колонну следует вращать со скоростью 60 об/мин.

В скважинах с зенитными углами более 30~\ перед подъемом следует подкачать порцию легкой маловязкой жидкости, определив объем ее с учетом недопущения проявлений.

После бурения интервала большой длины забойным двигателем следует сделать рейс с проработкой ствола роторным способом.

Обеспечьте наличие на буровой цементировочных насосов, которые могут быть использованы для промывки в случае возникновения чрезвычайных обстоятельств.

Оглавление учебника по бурению горизонтальных скважин

Комментарии запрещены.