Принципы выбора бурового раствора для конкретных горно-геологических условий

Ответ на вопрос: «Принципы выбора бурового раствора для конкретных горно-геологических условий».

    Факторы, влияющие на выбор бурового раствора.

  1. степень устойчивости горных порол и способность бурового раствора разупрочнять породы;
  2. растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы;
  3. способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем: способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы;
  4. характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура;
  5. величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициентов аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты;
  6. температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости;
  7. наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов;
  8. способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты;
  9. способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот;
  10. способ бурения;
  11. наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости;
  12. географическое местоположение скважины. Экологические соображения, требования к утилизации сточных вод и шлама;
  13. доступность места расположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы;
  14. затраты на бурение интервала.

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины и пластовыми давлениями. При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте.

При проектировании технологического процесса бурения колонковых, разведочных и эксплуатационных скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется, определению состава и свойств буровых растворов (промывочных жидкостей) и газообразных агентов, находящихся в непрерывной и принудительной циркуляции.

В связи с многообразием горно-геологических условий бурения скважин такие требования предъявляется к промывочной жидкости как: укрепление стенок скважины в рыхлых, неустойчивых породах; уравновешивание высоких пластовых давлений путем обеспечения соответствующего гидростатического давления; закупоривание трещин и зон с низкими пластовыми давлениями; предотвращение растворимости и набухания разбуриваемых пород; обеспечение хорошего выхода керна в рыхлых, слабосцементированных породах; удержание шлама во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной средой. Поэтому в практике бурения скважин применяются различные виды циркулирующих агентов.

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

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

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

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

Данные о наиболее распространенных циркулирующих агентах используемых при бурении на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые приводятся в табл. Пользуясь ими, можно ориентироваться в выборе типа циркулирующего агента.

При разбуривании сцементированных песчаников, доломитов, известняков и других устойчивых пород не предъявляют специфические требования к выбору типа циркулирующего агента. Для этих целей наибольший экономический эффект будут давать такие агенты как техническая вода, пены, аэрированные жидкости и воздух.

Особую сложность представляет выбор типа циркулирующего агента для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Если в разрезе скважины глинистые породы представлены в небольшом количестве или отсутствуют, то требования к буровым растворам предъявляются в зависимости от их влияния на коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Если мощность глинистых пород составляет десятки и сотни метров, то к буровому раствору выдвигается еще и требование сохранения устойчивости стенок скважины.

Наибольшую сложность представляют интервалы сложенные чередующимися хемогенными, терригенными и гипсоангидритовыми породами. Здесь необходим научно обоснованный выбор типа бурового раствора, сохраняющего устойчивость стенок скважины.

При выборе типа циркулирующего агента для бурения скважин с горизонтальными стволами следует учитывать наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные температуру и давления, требования защиты окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растворы на углеводородной основе, стабильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.

При выборе бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами.
Плотность бурового раствора — ρб.р
Вязкость бурового раствора — T500
Статическое напряжение сдвига — СНС
Фильтрация бурового раствора — Ф30
Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1-2%.

При рН >7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при рН > 10 — труб из дюраля.

    При турбинном бурении к качеству бурового раствора предъявляются дополнительные требования:

  • максимальное снижение вязкости, что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидродинамическое давление на пласты при спускоподъемных операциях (выполняя при этом основную функцию — сохранение устойчивости ствола);
  • очистка от выбуренной породы и дегазация выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными;
  • максимально возможное равенство давления на забой столба раствора и пластового давления.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (ρб.р, T500, СНС и Ф30) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений.

Значение водородного показателя рН определяется типом промывочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, характером и интенсивностью взаимодействия фильтрата промывочной жидкости с породами и флюидами продуктивных пластов и неустойчивыми породами в стенках скважины. При выборе значения рН необходимо учитывать возможность изменения интенсивности коррозии бурового оборудования и инструмента. При этом требования к щелочности промывочной жидкости противоположны для работы бурильных труб, изготовленных из стали и легкосплавных материалов.

Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН = 7÷10, минимальная стабильность — при рН = 2,7÷4,0, наиболее высокая стабильность — рН = 10,5÷11,5, минимальная вязкость — при рН = 8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб — при рН > 7,0 а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов — при рН < 10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН = 8,0÷8,5.

В качестве примера

1. Техническая (или морская) вода.
Твердые устойчивые породы, обладающие высокой сопротивляемостью размывающему действию потока; отсутствии нефтегазоводопроявляющих горизонтов.

Истинные растворы.

2. Солевые
Устойчивые, весьма устойчивые скальные и полускальные породы; многолетнемёрзлые породы, соленосные отложения небольшой мощности.

3. Высокоминерализованный безглинистый крахмальный раствор (ВМБКР)
В соленосных глинистых отложениях, в солях Na, К для повышения выхода керна при бурении по солям

4. Безглинистый полимерщелочной раствор
В относительно устойчивых породах, осыпающихся песчаниках, аргиллитах, алевролитах, в том числе склонных к частичным поглощениям; для предупреждения кольматапии водоносных горизонтов

Дисперсные системы.

5. Эмульсионные буровые растворы (водомасляные эмульсии).
Породы устойчивые и весьма устойчивые при высокочастотном, алмазном бурении скважин малого диаметра с мягкими слабоминерализованными водами.

Глинистые растворы.

6. Нормальные.
Относительно устойчивые и устойчивые трещиноватые породы при общей минерализации до 1% по NaG

7. Улучшенные.
Слабоустойчивые и относительно устойчивые породы, слабо-диспергирующиеся породы при общей минерализации до 3% по NaCl.

8. Малоглинистые.
Алмазное бурение малого диаметра в относительно устойчивых монолитных и трещиноватых породах.

9. Гуматные растворы.
Сравнительно устойчивые разрезы при отсутствии набухающих и диспергирующих глинистых пород.

10. Лигносульфонатные растворы.
Разбуривание глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород.

11. Утяжеленные.
Высокие пластовые давления; неустойчивые обваливающиеся и осыпающиеся породы; сужение ствола скважины.

12. Ингибирующие растворы.
Снижение интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор; повышение устойчивости стенок скважины.

13. Соленасыщенные (солестойкие) растворы.
Тяжелые жидкости (NaCl, СаС12, СаВr2).
Вскрытие продуктивных горизонтов; закачивание и глушение скважин с давлениями в продуктивных пластах, превышающими гидростатическое; предотвращение кольматации продуктивного пласта.

Растворы на углеводородной основе.

14. Безводный известково-битумный (ИБР).
Разбуривание легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; вскрытие продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

15. Высококонцентрированный инвертный эмульсионный.
Вскрытие и освоение продуктивных пластов.

Выбор и проблема оптимизации качества бурового раствора.

Качество бурого раствора главным образом определяется геолого-техническими условиями бурения скважины или ее отдельного интервала.

К геологическим элементам относятся: минералогический состав и физико-технические свойства горных пород (прочность, влажность, проницаемость, пористость, абразивность, набухаемость, размокаемость, трещиноватость и др.); степень и состав минерализации подземных (поровых) вод; агрессивность пластовых флюидов; пластовое давление; давление гидроразрыва пластов; температурные условия пластов и др.

К техническим элементам относятся: способ бурения; глубина скважины; диаметр скважины; зенитный и азимутальный углы скважины; зазор между бурильными трубами и стенками скважины; техническое состояние бурильных труб и др.

К технологическим элементам относятся: параметры режима бурения; тип породоразрушающего инструмента; механическая скорость бурения; способ вскрытия продуктивного пласта; величина проходки за рейс и др.

Как известно идеального раствора, соответствующего всем геолого-техническим условиям и технологии бурения скважины не существует, раствор не может в одинаковой мере выполнять все вышеперечисленные функции поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций, т.е. свойства которые обеспечивают их выполнение.

Требуется оптимизировать качество бурового раствора, путем его химической обработки и придания заданных физико-химических и технологических свойств для обеспечения качественного и безаварийного бурения скважин.

Концепция выбора и обоснование типа бурового раствора.

    Основные этапы:

  • определение геолого-технических условий бурения скважин;
  • формулирование требований к буровым растворам;
  • анализ имеющегося опыта бурения;
  • изучение конъюнктуры рынка;
  • аналитический подбор оптимальной рецептуры;
  • оценка экологической безопасности;
  • разработка нормативной документации (регламент, инструкции).

Выбору типа, компонентного и долевого состава, а также рецептуры приготовления бурового раствора должны в обязательном порядке предшествовать лабораторные испытания оценки качества материалов, используемых для приготовления буровых растворов и самих растворов.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Обновлено: Май 17, 2016 автором: admin
Поделитесь с друзьями: