Ареометр АБР-1. Водоотдача (В) — это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Существует несколько факторов, которые влияют на водоотдачу бурового раствора. Один из них — это физико-химические свойства раствора. Буровой раствор готовится в смесителе (гидроворонке) где техническая вода смешивается с глинопорошком и полимерами в необходимых количествах.
Промывочные жидкости
понизители водоотдачи. Дисперсная фаза буровых растворов на водной основе может со-стоять из частиц глины, утяжелителя, выбуренной горой породы. О сервисе Прессе Авторские права Связаться с нами Авторам Рекламодателям Разработчикам. Дисперсная фаза буровых растворов на водной основе может со-стоять из частиц глины, утяжелителя, выбуренной горой породы. Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях. Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину. Установлено, что состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям.
6.3 Показатели свойств буровых растворов
В приборе ВМ-6 водоотдачу измеряют в статическом состоянии при постоянном перепаде давления 0, 1 МПа. За величину водоотдачи принимают количество жидкости, отфильтровавшейся через бумажный фильтр за 30 мин. Прибор имеет две модификации. Первая рис. В фильтрационном стакане между собственно стаканом 5 и его поддоном 9, в специальной кольцевой выточке зажимается металлической корпус фильтра 7, на который при измерении укладывают смоченный в воде кружок фильтровальной бумаги 6. С помощью винта 11 клапана 10с резиновой прокладкой 8 прижимают к нижней стороне корпуса фильтра, перекрывая таким образом каналы фильтрации. Фильтрационный стакан в собранном виде устанавливают в кронштейн 13 и заливают в него исследуемую промывочную жидкость 14.
Мелкие частицы, в свою очередь, позволяют улучшить проникающую способность раствора и повысить эффективность разделения грунта.
Основной способ контроля размера частиц в буровом растворе — это использование специальных агентов, таких как гранулометрически активированная шламовая пробка. Данный тип агента позволяет регулировать размер частиц в широком диапазоне и обеспечивать стабильность параметров бурового раствора. Оптимальный размер частиц в буровом растворе выбирается на основе результатов лабораторных испытаний и учета специфических условий бурения. Правильно подобранный размер частиц позволяет достичь наилучших показателей процесса бурения и обеспечить высокую продуктивность работы скважины. Вязкость бурового раствора Вязкость бурового раствора зависит от его химического состава и концентрации добавок, а также от технологических условий процесса бурения. При повышении вязкости раствора увеличивается смачивание бурового инструмента и его способность удалять взвеси из скважины. Для измерения вязкости используются специальные устройства — вискозиметры.
Полученные значения используются для расчета необходимой силы для прокачки раствора через буровую колонну. Тип вязкости.
Он воздействует на осадок на стенках труб и агрегатов и помогает мягко удалять остатки породы. В результате осадок удаляется, при этом нет физического или химического воздействия на оборудование, а значит, продлевается срок его эксплуатации. Растворы для бурения В момент бурения также используются растворы — на водной основе.
В них добавляют содержащие углеводород вещества, например, известняк, битум или инертные эмульсии. При бурении в районе хемогенных отложений рецептура раствора будет включать гидрогели — вещества, насыщенные солями.
Различные рецептуры бурового раствора для разных типов грунтов В процессе создания бурового раствора очень важно проследить, чтобы в него не попали нежелательные примеси, такие, как известковые частицы, гипс и разного рода растворимые в воде соли. Согласно требованиям технических нормативов, основным качественным показателем сырья для приготовления бурового состава, представлено в порошкообразном виде, является так называемый конечный выход раствора. Другими словами, какое количество кубических метров раствора с нужным показателем вязкости можно получить из тонны сухого сырья. Кроме этого, к важным качественным показателям также относятся содержание в составе песка и плотность.
Основное назначение буровых составов Такие растворы готовят, исходя из целей их дальнейшего использования. Примеры таких целей таковы: охлаждение и смазывание поверхностей бурильного долота. Так как работа этого инструмента всегда связана с появлением большого трения, для повышения износостойкости необходимо использовать смазывающие составы, которые одновременно снижают температуру инструмента; очистка забоя скважины. Многие буровые растворы дают возможность эффективно вымывать выбуренные породы из скважины и выносить их на поверхность. Качество такой очистки зависит от физических и химических свойств конкретного состава, а также от геологических особенностей пробуриваемых горных пород, вследствие чего в процессе приготовления необходимо учитывать состав горных пород конкретного месторождения; образование на стенках ствола скважины очистного слоя. Формирующаяся на стенках ствола корка отличается низкой проницаемостью, что дает возможность обеспечить устойчивость в верхней песчаной зоне геологического разреза и отделить скважину от слоев с высокой проницаемостью; предупреждение водяных, газовых и нефтяных проявлений; защита стенок скважины от обвалов, которые возникают при бурении пород на основе неустойчивой глины; особняком стоит такая важная сфера применения буровых составов, как обеспечение качественного вскрытия продуктивных горизонтов.
Многие из существующих сейчас буровых растворов позволяют не допустить загрязнения продуктивного пласта во время его вскрытия и дают возможность избежать его полной закупорки, в случае которой его разработка становится очень трудной; уменьшение затрат, идущих на фиксацию скважины с помощью колонн; получение данных, необходимых для анализа, в процессе работы разведывательных скважин. Это также одна из вспомогательных функций таких составов, поскольку вместе с ними на поверхность выносится шлам и частички горных пород, которые являются предметом изучения; повышение устойчивости к коррозионному воздействию оборудования и труб; обеспечение выполнения требований техники промышленной безопасности и сведение к минимуму вреда, наносимого экологии окружающей среды. Читать также: Как используется рулетка для измерения уровня нефтепродуктов? Растворы на неводных основах: нефтепродукты, содержание газа в которых минимально. Пены и аэрированные жидкости. Реагенты, находящиеся в газообразном состоянии.
Буровая колонна улетела в скважину. Недостатки воды как бурового раствора: в перерывах между циркуляциями вода не удерживает шлам в скважине во взвешенном состоянии; глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Вода пригодна в качестве бурового раствора для бурения неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях. Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу, вследствие создания водяного барьера, образования устойчивых водонефтяных эмульсий, набухания содержащихся в пласте глинистых минералов, препятствующих притоку нефти в скважину, что серьезно затрудняет освоение и ввод скважин в эксплуатацию. Нестабилизированные глинистые растворы суспензии и суспензии из выбуренных пород представляют водные суспензии, образованные в процессе бурения путем «самозамеса» из разбуриваемых пород. Читайте также: Сланцевая нефть: нефтяные страны лидеры, последние новости Гуматные растворы К этому виду относится буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом УЩР.
Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующие глинистые породы. Лигносульфонатные растворы Буровые глинистые растворы, стабилизированные лигносульфонатными реагентами сульфит-спиртовая барда ССБ. Используются при разбуривании глинистых отложений, гипсов, ангидритов и карбонатных пород. Главной функцией лигносульфонатных реагентов является понижение вязкости, основанное на сочетании стабилизирующего и ингибирующего эффектов. Ингибирующее действие кальциевой ССБ в пресных растворах мягче, чем действие извести. Полимерные недиспергирующие буровые растворы Водные растворы высокомолекулярных полимеров акрилатов, полисахаридов , структурированные малыми добавками бентонита, или без него.
Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышение содержания твердой и глинистой фаз в растворе. Они характеризуются низким содержанием глинистой фазы, что способствует улучшению показателей бурения. Термостойкость полимерных недиспергирующих растворов зависит от применяемых полимеров. Полимерные растворы могут быть безглинистыми. В этом случае раствор представляет собой воду с добавкой полимера, обычно не гидролизованного ПАА, улучшающего реологические свойства воды и ее выносящую способность и флокулирующего выбуренную породу. Главная проблема применения таких растворов — предотвращение обогащения их выбуренной породой.
Поэтому в состав раствора вводят специальные реагенты-флокулянты селективного действия например, гидролизованный полиакриламид — ПАА , флокулирующие кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы. Ингибирующие растворы Для снижения интенсивности перехода выбуренной породы в глинистый раствор, повышения устойчивости стенок скважины используют ингибирующие растворы, в состав которых входит неорганический электролит, или полиэлектролит. Снижение размокаемости и диспергирования выбуренных шламов достигается в результате: — ввода в суспензию электролита, содержащего поливалентный катион гипс, хлорид кальция ; — добавки солей поливалентных металлов, переходящих в растворе в гидроокиси; — обработки высокощелочными соединениями, увеличивающими глиноемкость буровых растворов; — использования модифицированных лигносульфонатов; — обработки раствора полимерными соединениями. К ним относят растворы, обработанные лигносульфонатами в сочетании с едким натром, известковые, алюминатные, безглинистые, солестойкие. Все высокощелочные системы ограниченно термостойки, и чем выше коллоидность разбуриваемых пород, тем ниже термостойкость раствора. Химические реагенты-стабилизаторы в высокощелочной среде работают хуже.
Алюминатные растворы Буровые глинистые растворы из кальциевой глины, которые содержат ингибирующую добавку — высокощелочной алюминат натрия, стабилизированный лигносульфонатами. Алюминатные растворы бывают пресными и соленасыщенными. В качестве реагента-стабилизатора используются только ССБ, применяемые совместно с алюминатом натрия. Алюминатные глинистые растворы АлГР обладают устойчивостью в широком диапазоне хлорнатриевой минерализации и большими показателями фильтрации. Для предотвращения пенообразования в раствор вводят пеногасители. Известковые растворы с высоким РН Сложные многокомпонентные системы, включающие, кроме глины и воды, четыре обязательных реагента: известь, каустик, понизитель вязкости, защитный коллоид.
В их состав также могут входить нефть или дизельное топливо, утяжелитель и различные добавки специального назначения. Известковые растворы используют при разбуривании высококоллоидных глинистых пород и аргиллитов. В результате применения известковых растворов повышается их глиноемкость, снижаются пептизация выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев, слагающих стенки скважины, уменьшается опасность прихватов. Безглинистые солестойкие растворы БСК Такие растворы состоят из бурого угля, каустической соды, воды и гидроксида поливалентного металла, применяются при проводке скважин, осложненных наличием хемогенных отложе- ний, осыпающихся и склонных к обвалам терригенных пород. Крепящее действие основано на образовании в определенных температурных условиях нерастворимых в воде цементирующих веществ — гидросиликатов и гидроалюминатов двухвалентных металлов. При отсутствии двухвалентных катионов в буровом растворе и разбуриваемых породах происходит только химическое разрушение щелочью глинистых минералов без связывания продуктов разрушения в нерастворимые соединения.
При отсутствии каустической соды и наличии только ионов кальция буровой раствор превращается в разновидность кальциевого раствора. Вязкость БСК зависит от количества введенного бурового угля. Недостатки этих растворов — низкая термостойкость и высокая щелочность. Так как при использовании данного раствора не исключен переход в него выбуренной породы, то возможно сильное загустевание и даже затвердение раствора. Кальциевые растворы Ингибирующие буровые глинистые растворы, содержащие, кроме глины, воды, нефти и утяжелителя, реагентов — понижающих вязкость, фильтрацию и регуляторов щелочности, специальные вещества — носители ионов кальция. Действие их заключается в основном в предотвращении перехода выбуренной глины в натриевую форму, в переводе натриевой глины в кальциевую, в результате чего снижаются гидратация и набухание сланцев.
Известковые растворы с низким РН Кальциевые буровые растворы, содержащие в качестве ингибитора — носителя ионов кальция гидроксид кальция, более высокая растворимость которого обеспечивается пониженным значением рН раствора 9—9,5. Эти растворы предназначены для разбуривания глинистых отложений. Гипсовые растворы Ингибирующие кальциевые растворы содержащие в качестве носителя ионов кальция гипс и гидроксид кальция. Хлоркальциевые растворы ХКР Ингибирующие кальциевые растворы, содержащие в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Хлоркальциевые растворы наиболее эффективны при разбуривании аргиллитов. Калиевые растворы Калиевые растворы содержат в качестве ингибирующих электролитов соединения калия.
Действие калиевых растворов обусловлено насыщением ионами калия глинистых минералов. Калиевые растворы эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев. Существует ряд разновидностей калиевых растворов, отличающихся составом и некоторыми свойствами. Силикатные растворы Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.
6.3 Показатели свойств буровых растворов
Вредными примесями в глинах, ухудшающими стабильность глинистых растворов, являются гипс, растворимые соли, известняк. Согласно техническим условиям ТУ У 39-688-81 основным показателем качества глинистого сырья и глинопорошков, предназначенных для приготовления буровых растворов, является выход раствора — количество кубометров раствора взвеси заданной вязкости, получаемого из 1 т глинистого сырья. Кроме того, регламентируются плотность раствора и содержание песка. Обращение бурового раствора в скважине Большинство буровых растворов при буровых операциях рециркулирует по следующему циклу: Буровой раствор замешивается и хранится в специальных ёмкостях.
Буровой насос перекачивает буровой раствор из ёмкости через колонну бурильных труб в скважину. Буровой раствор по трубам доходит до забоя скважины, где буровое долото разбивает породу. Затем буровой раствор начинает возвращаться на поверхность, вынося при этом частицы породы шлам , которые были отделены долотом.
Буровой раствор поднимается по затрубу — пространству между стенками скважины и бурильной трубой. На поверхности буровой раствор проходит через линию возврата — трубу, которая ведёт к вибрационному ситу. Сито состоит из ряда вибрирующих металлических решеток, которые используются для отделения раствора от шлама.
Раствор протекает через решетку и возвращается в отстойник.
Но это-искусственный метод, изобретенный человеком. А здесь обыкновенная ошибка в расчетах плотности раствора может привести к аналогичному результату! Поэтому плотность должна контролироваться каждые полчаса! Для недопущения таких моментов, при составлении наряд-заказа на бурение четко указывается, с какой плотностью бурового раствора необходимо проходить бурить тот или иной пласт. Ареометр для измерения плотности.
Условная вязкость текучесть - величина, характеризующая течение жидкости способность раствора прокачиваться насосами и определяющая очистку забоя. Условная вязкость определяется временем истечения 0,5 л бурового раствора из воронки ВП-5 вискозиметр полевой или воронка Марша. Раствор не должен быть слишком вязким, так как при большой вязкости давление прокачки раствора особенно в начале или после остановки бурения значительно увеличивается , что может привести к гидроразрыву пласта. Если же раствор будет слишком жидким, то шлам не будет удерживаться в растворе, а будет осаждаться. Водоотдача - показатель, который определяет количество фильтрата бурового раствора, попадающего в пласт, при создании нагрузок на глинистый.
С забойной фильтрацией тесно связано перемещение поровой жидкости, насыщающей разрушаемую породу.
В зависимости от перепада давления поровая жидкость может или поступать в скважину при отрицательном перепаде давления , или находиться без движения дифференциальное равновесие давлений , или оттесняться фильтратом бурового раствора в глубь породы перед долотом. Количество жидкости или фильтрата, протекающего через плоскость забоя, зависит от давления фильтрации, подвижности жидкости в пласте и степени его кольматации глинистыми частицами бурового раствора. Количество фильтрата бурового раствора, проникшего в разбуриваемый пласт, зависит от соотношения скорости бурения и фильтрации через забой скважины. Забойную фильтрацию можно определять в лабораторных условиях на специально созданных стендах, имитирующих условия, близкие к скважине [70]. Скорость, с которой фильтрат может опережать разрушение породы долотом, можно рассчитать, рассмотрев случай потенциального истечения жидкостей из кругового источника в бесконечный пласт. Результирующая область проникновения фильтрата в породу забоя является функцией скорости бурения, пористости и проницаемости пласта, степени его обводнения, водонасыщенности, пластового давления и возникающего в процессе бурения перепада давления.
Для оценки проникновения фильтрата через забой можно применить три метода: первый — математический анализ процесса, хотя точного решения потенциального течения жидкостей через пористые среды еще не получено, но максимум и минимум границ проникновения фильтрата в породу может быть определен; второй — электрическая аналогия системы буровой скважины с целью определения скорости фильтрации, предварительно найденной по теории потенциального течения; третий — экспериментальный, требующий создания стенда и методики исследований в условиях, близких к натурным. Оценка динамической фильтрации математическими методами и методом электрической аналогии проводилась С. Фергюсоном и Д. Клотцем, которые пришли к выводу, что если пласт не меняет своих физических свойств в процессе бурения и не глинизируется твердой фазой бурового раствора, то возможно проникновение фильтрата на глубину от 1 до 15 радиусов скважины [70]. Однако фильтрация бурового раствора на забое протекает с кольматажем его глинистыми частицами, изменяя пористость и проницаемость пласта. В зависимости от степени кольматажа забоя его проницаемость может снизиться на один-два порядка и более.
В этом случае фильтрационные процессы на забое будут резко отличаться от первоначальной фильтрации, когда пласт еще не засорен глинистой фазой бурового раствора. К сожалению, аналитические методы не учитывают этих явлений на забое. Наиболее надежным методом оценки забойной фильтрации является экспериментальный. К- Фергюсон и Д. Клотц создали приближенную модель скважины для оценки динамической фильтрации буровых растворов и провели серию исследований на кернах различной проницаемости. В результате их исследований сделаны следующие основные выводы.
При забойной фильтрации в зависимости от гидродинамических условий промывки может возникать фронт оттеснения пластовой жидкости фильтратом, устанавливаться равновесие движений фильтрационных потоков в плоскости забоя или перемещение фронта фильтрации из пласта в скважину в случае превышения пластового давления над гидростатическим. Возможная глубина проникновения фильтрата в породу составляет 0,04—0,64 радиуса скважины. Буримость пород зависит не только от количества проникшего фильтрата в пласт, но и от свойств и состава самого бурового раствора.
Также может создавать условия для поступления из пласта в скважину газа, нефти и воды, и увеличивать возможность газоводонефтяного выброса.
Толстая глинистая корка отрицательно влияет на качество цементирования скважины, препятствуя прочному сцеплению цементного камня с горной породой. Статическая фильтрация не дает полного представления о реальной величине водоотдачи в скважине. Объясняется это тем, что при циркуляции бурового раствора происходит частичное размывание корки. Причем, после некоторого начального периода формирования корки устанавливается равновесие между ее нарастанием и размывам.
Размыв корки начинается с разрушения пограничного или переходного слоя. Пограничный слой образуется над коркой в статических условиях. Этот слой неоднородный. У поверхности корки он практически от нее ничем не отличается.
По мере удаления от поверхности корки концентрация твердой фазы в переходном слое падает и на расстоянии 3-5 мм становится равной концентрации бурового раствора. Высоковязкий структурированный слой является той средой, через которую идет диффузия отделившейся жидкой среды. Опыты показали, что смыв пограничного слоя не оказывает существенного влияния на водоотдачу. Величина разрушения пограничного слоя и самой корки зависит и от скорости циркуляции бурового раствора.
При более высокой скорости циркуляции бурового раствора происходит турбулентное течение потока и начинается разрушение корки [3]. Известны исследования, из которых следует, что при турбулентном течении бурового раствора эрозия корки возрастает приблизительно пропорционально квадрату скорости циркуляции.
Водоотдача (фильтрация) бурового раствора
При бурении в этом интервале принимается плотность бурового раствора 1,26 г/ см3, репрессия на вскрываемые продуктивные пласты при этом составит 1,265-1,647 МПа. это способность раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Классификация буровых растворов и их особенности. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы и недиспергированные растворы. Для обработки буровых растворов применяют два вида фосфатов: 1. Кислый пирофосфат натрия (SAPP) с рН 4,8. 2. Тетрафосфат натрия (STP или PHOS) с рН 8,0. показатель, который определяет количество фильтрата бурового раствора, попадающего в пласт, при создании нагрузок на глинистый.
Состав бурового раствора
| Принципы химической обработки буровых растворов | Классификация буровых растворов и их особенности. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы и недиспергированные растворы. |
| Оборудование для определения водоотдачи | Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. |
| Буровые растворы. Классификация, параметры, свойства. Курсовая работа (т). Геология. 2012-09-06 | О сервисе Прессе Авторские права Связаться с нами Авторам Рекламодателям Разработчикам. |
| Показатели свойств буровых растворов | Буровым раствором называют сложную дисперсионную систему жидкостей эмульсионного, аэрационного и суспензионного типа, которые служат для промывки стволов в ходе бурения. |
| Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин | § обеспечение информации о геологическом разрезе. Типы буровых растворов: Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. |
Определение свойств буровых растворов и регулирование их параметров сообщение
| Промывка скважин и буровые растворы | Буровой раствор, содержащий в своем составе газ, характеризуется ка-жущейся плотностью, а при его отсутствии определяется истинная плотность бурового раствора. |
| Влияние водоотдачи бурового раствора: факторы и последствия | Дисперсная фаза буровых растворов на водной основе может со-стоять из частиц глины, утяжелителя, выбуренной горой породы. |
| Промывочные жидкости | Особенно важными являются такие свойства, как плотность, водоотдача, вязкость, напряжение сдвига. |
| Памятка молодому инженеру по буровым растворам - Андрей Ляшков | Напряжение изменяется как в стволе, так и в призабойной зоне пласта, когда природные аргиллиты замещаются буровым раствором определенной плотности в стволе скважины. |
Стабильность бурового раствора
Влияние дифференциального давления на буримость горных пород, оцениваемое по изменению механической скорости бурения и проходке на долото, подробно рассмотрено в работах [2, 70]. Забойная фильтрация также оказывает значительное влияние на технологический процесс разбуривания горных пород. С забойной фильтрацией тесно связано перемещение поровой жидкости, насыщающей разрушаемую породу. В зависимости от перепада давления поровая жидкость может или поступать в скважину при отрицательном перепаде давления , или находиться без движения дифференциальное равновесие давлений , или оттесняться фильтратом бурового раствора в глубь породы перед долотом. Количество жидкости или фильтрата, протекающего через плоскость забоя, зависит от давления фильтрации, подвижности жидкости в пласте и степени его кольматации глинистыми частицами бурового раствора. Количество фильтрата бурового раствора, проникшего в разбуриваемый пласт, зависит от соотношения скорости бурения и фильтрации через забой скважины.
Забойную фильтрацию можно определять в лабораторных условиях на специально созданных стендах, имитирующих условия, близкие к скважине [70]. Скорость, с которой фильтрат может опережать разрушение породы долотом, можно рассчитать, рассмотрев случай потенциального истечения жидкостей из кругового источника в бесконечный пласт. Результирующая область проникновения фильтрата в породу забоя является функцией скорости бурения, пористости и проницаемости пласта, степени его обводнения, водонасыщенности, пластового давления и возникающего в процессе бурения перепада давления. Для оценки проникновения фильтрата через забой можно применить три метода: первый — математический анализ процесса, хотя точного решения потенциального течения жидкостей через пористые среды еще не получено, но максимум и минимум границ проникновения фильтрата в породу может быть определен; второй — электрическая аналогия системы буровой скважины с целью определения скорости фильтрации, предварительно найденной по теории потенциального течения; третий — экспериментальный, требующий создания стенда и методики исследований в условиях, близких к натурным. Оценка динамической фильтрации математическими методами и методом электрической аналогии проводилась С.
Фергюсоном и Д. Клотцем, которые пришли к выводу, что если пласт не меняет своих физических свойств в процессе бурения и не глинизируется твердой фазой бурового раствора, то возможно проникновение фильтрата на глубину от 1 до 15 радиусов скважины [70]. Однако фильтрация бурового раствора на забое протекает с кольматажем его глинистыми частицами, изменяя пористость и проницаемость пласта. В зависимости от степени кольматажа забоя его проницаемость может снизиться на один-два порядка и более. В этом случае фильтрационные процессы на забое будут резко отличаться от первоначальной фильтрации, когда пласт еще не засорен глинистой фазой бурового раствора.
К сожалению, аналитические методы не учитывают этих явлений на забое. Наиболее надежным методом оценки забойной фильтрации является экспериментальный. К- Фергюсон и Д. Клотц создали приближенную модель скважины для оценки динамической фильтрации буровых растворов и провели серию исследований на кернах различной проницаемости. В результате их исследований сделаны следующие основные выводы.
При забойной фильтрации в зависимости от гидродинамических условий промывки может возникать фронт оттеснения пластовой жидкости фильтратом, устанавливаться равновесие движений фильтрационных потоков в плоскости забоя или перемещение фронта фильтрации из пласта в скважину в случае превышения пластового давления над гидростатическим.
Анализируют параметры раствора на выходе из скважины. По нему определяют: наличие углеводородных газов в водном растворе; содержание горючих газов в кусках породы; характеристики промывочной жидкости и другие полезные данные для инженеров. Анализ позволяет составить подробную кривую скорости бурения. Регулирование свойств бурового раствора Жидкости для промывки ствола предназначены для упрощения бурения и повышения добычи на нефтегазовых месторождениях.
Фильтрация увеличивается при увеличении разности давлений между гидростатическим в скважине и пластовым. При увеличении температуры водоотдача и толщина корки увеличиваются. Большая величина водоотдачи бурового раствора вызывает ряд негативных последствий: а при бурении в слабосцементированных породах вода способствует их осыпанию и обваливанию. В соляных отложениях вода увеличивает размыв и растворение соли, образуя пустоты, каверны; б большая фильтрация в продуктивном горизонте может резко снизить возможные дебиты нефти и газа. Вода проникает в пласт и создает дополнительные трудности продвижения нефти или газа к забою. В результате чего увеличиваются сроки освоения скважины, и уменьшается дебит нефти газа ; в при большой водоотдаче на стенках скважины отлагается толстая липкая фильтрационная корка. Толстая липкая корка уменьшает диаметр скважины и значительно увеличивает опасность прихвата бурильного инструмента. Прихват может привести к тяжелой аварии. При спуске и подъеме толстая рыхлая корка может быть причиной длительных проработок ствола скважины. Налипшая на бурильный инструмент долото, турбобур, УБТ, замки бурильных труб корка может действовать при подъеме инструмента как поршень и создавать в скважине условия, вызывающие осыпи и обвалы неустойчивых пород. Также может создавать условия для поступления из пласта в скважину газа, нефти и воды, и увеличивать возможность газоводонефтяного выброса. Толстая глинистая корка отрицательно влияет на качество цементирования скважины, препятствуя прочному сцеплению цементного камня с горной породой. Статическая фильтрация не дает полного представления о реальной величине водоотдачи в скважине. Объясняется это тем, что при циркуляции бурового раствора происходит частичное размывание корки. Причем, после некоторого начального периода формирования корки устанавливается равновесие между ее нарастанием и размывам.
Раствор буровой с низким содержанием твёрдой фазы low-solid phase drilling mud - высококачественный буровой раствор, основным назначением которого является повышение технико-экономических показателей бурения. Растворбуровой, утяжеленный weighted drilling mud раствор различного состава, содержащий в дисперсной фазе утяжеляющие тонко измельченные порошки минералов барит, гематит и др. Раствор буровой, эмульсионный, инвертный ИЭР invert-emulsion drilling muds - относится к гидрофобным эмульсиям и предназначены для высококачественного вскрытия и освоения продуктивных пластов, для проходки набухающих, осыпающихся и хемогенных пород. Растворыбуровые, естественные natural drilling muds - жидкости в которых твердая фаза состоит в основном из неглинистых пород. Растворы минеральных солей — рассолы mineral salt brines — технологические жидкости, не содержащие твёрдой фазы и применяемые для глушения скважин применяют растворы солей NaCl, CaCl2, CaBr2, ZnBr2, смеси солей и др. Эмульсии прямые direct emulsion — технологические жидкости, содержащие лигнин, щелочь, КМЦ, нефть или дизельное топливо, ПАВ, воду. Термины и определения основных показателей свойств буровых и цементных растворов Адсорбция бентонита bentonite adsorbtion проникновение или кажущееся исчезновение молекул или ионов одной или более субстанций внутрь жидкости или твёрдого тела: напр. Водоотдача фильтрация бурового раствора filtration, water loss - показатель, характеризующий объём фильтрата см3 , отделившегося от бурового раствора за 30 мин. Выход бурового глинистого раствора drilling mud yield — количество кубических метров глинистой суспензии с заданной вязкостью и содержанием песка, полученное из одной тонны глины сортность глины. Вязкость бурового раствора mud viscosity - внутреннее трение - свойство раствора оказывать сопротивление перемещению её частиц, которое проявляется при движении одной частицы жидкости относительно другой. Вязкостьбурового раствора,кажущаяся mud apparent viscosity — функция пластической вязкости и предела текучести. Вязкость бурового раствора,пластическая mud plastic viscosity - величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига бурового раствора при увеличении скорости сдвига в случае, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой не проходящей через начало координат , определяемая углом наклона этой прямой. Или: пластическая вязкость hпл - это условная величина, характеризующая вязкое сопротивление течению бурового цементного раствора, не зависящая от касательных напряжений давлений прокачивания. Здесь: В - константа прибора указывается в паспорте , j2 и j1 — углы закручивания в градусах определяются по графику , n — скорость сдвига частота вращения. Вязкостьбурового раствора,условная funnel mud viscosity - величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, измеряемая временем истечения заданного объёма бурового раствора через вертикальную трубку определённого диаметра. Или: вязкость бурового раствора, определяемая с помощью стандартного прибора СПВ-5, с. Вязкостьбурового раствора,эффективная mud effective viscosity - величина, косвенно характеризующая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига. Или: эффективная вязкость - один из наиболее важных показателей, характеризующий сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению бурового цементного раствора; снижается с увеличением касательных напряжений давления прокачивания. Замещение обменного комплекса base exchange замещение катионов, связанных с поверхностью, катионами других видов, то есть превращение натриевой глины в кальциевую. Засорение бурового раствора mud contamination — наличие любого постороннего материала в буровом растворе, которое создаёт вредное на него воздействие. Засорение бурового раствора, кальциевое американская терминология calcium contamination — присутствие растворимых ионов кальция в избыточной концентрации, снижающие качество бурового раствора: увеличивается водоотдача и др. Консистенция глинистой корки американская терминология cake consistency — согласно RP АНИ термин расшифровывается словами твёрдая, мягкая, плотная, разнообразная, жёсткая и т. Концентрация газа в буровом растворе gas concentration in mud — величина, косвенно характеризующая содержание газообразной фазы в буровом растворе, определяемая объёмом газа в единице объёма бурового раствора. Концентрация глинистой фракции в буровом растворе clay fraction concentration in mud — величина, определяемая отношением количества частиц размером менее 10 мкм определённой влажности к общему количеству бурового раствора. Концентрация посторонних твёрдых примесей в буровом растворе concentration of solid contaminant in mud — величина, определяемая отношением количества твёрдых нерастворимых посторонних примесей к общему количеству бурового раствора. Концентрация твёрдой фазы в буровом растворе mud solid concentration — величина, определяемая отношением всего количества нерастворённого твёрдого вещества определённой влажности к общему количеству бурового раствора. Концентрация утяжелителя в буровом растворе weighting material concentration in mud — величина, определяемая отношением количества утяжелителя определённой влажности к общему количеству бурового раствора. Коркаглинистая cake, clay cake — фильтрационная корка, образующаяся в пустотном пространстве пород стенки скважины и на её поверхности, обеспечивающая уменьшение проницаемости стенок скважины, усиление связности слабосцементированных пород, уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины, повышающая скин-эффект при эксплуатации пластов. Или американская трактовка : взвешенные твёрдые вещества, осевшие на пористой среде во время фильтрации. Коэффициент давления бурового раствора,термический mud thermal pressure coefficient — величина, характеризующая изменение давления постоянного объёма бурового раствора при изменении температуры, определяемая относительным изменением давления в системе при нагревании на один градус, отнесённым к давлению при данной температуре. Коэффициент вязкости бурового раствора coefficient of drilling mud viscosity - величина, равная силе внутреннего трения, которая возникает между двумя слоями площадью, равной единице, при градиенте скорости, равном единице.
Состав бурового раствора
Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при заканчивании и продавливании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими реагентами для предотвращения осложнений и оптимизации процесса бурения. Наибольшее влияние на качество бурового раствора, а также технико-экономические показатели бурения оказывают породы, которые активно взаимодействуют с этими системами. Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание этим раствором, рыхлых несцементированных пород вызывает их обвалы или осыпание в ствол скважины. Свойства буровых растворов в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, карналита, гипса и других пород. Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа.
Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные. В пределах этих классов выделяют воды по преобладающему катиону кальция, магния или натрия.
Заполнить фильтрационный стакан глинистым раствором. Собрать напорный узел и подготовить прибор к началу замера как это описано в п. При установке нулевого деления шкалы против риски пробку придерживать пальцем. Вынуть пробку из отверстия, освободив путь фильтрату. Одновременно заметить время начала замера и записать в лабораторный журнал. Вести замер как описано в п. Измерение толщины глинистой корки: 1. Разобрать фильтрационный узел, извлечь глинистую корку вместе с фильтрами. Положить корку на плоскую поверхность. Измерить толщину корки в нескольких местах погружая в нее перпендикулярно поверхности линейку с миллиметровыми делениями. Записать в лабораторный журнал среднее значение толщины фильтрационной корки с точностью до 0,5 мм. Объем фильтрата приближенно пропорционален корню квадратному из продолжительности фильтрации. В соответствии с этой зависимостью объем фильтрата, полученный за 30 минут, в два раза больше объема фильтрата, прошедшего через фильтрационную корку за 7,5 минут. Поэтому для приближенной оценки водоотдачи за 30 мнут достаточно взять отсчет по шкале прибора ВМ-6 через 7,5 минут от начала замера и удвоить показание прибора. Принцип измерения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига. Измерение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига происходит с помощью ротационного вискозиметра. Измерительное устройство ротационного вискозиметра состоит рис. Испытуемая жидкость находится в зазоре между наружным и внутренним цилиндрами. При вращении наружного цилиндра крутящий момент передается жидкости в зазоре. Скорость вращательного движения концентрических слоев жидкости в зазоре уменьшается в направлении от вращающегося цилиндра к измерительному. Между слоями жидкости возникают касательные напряжения, величина которых зависит от пластической вязкости и динамического напряжения сдвига. Чем больше эти величины, тем больше касательные напряжения в жидкости, тем больше крутящий момент, передаваемый измерительному цилиндру, и тем больше угол поворота этого цилиндра. Используя различные скорости вращения наружного цилиндра то есть, изменяя скорость сдвига измеряют угол поворота измерительного цилиндра, пропорциональный величине касательного напряжения в жидкости. Полученные данные позволяют вычислить значения пластической вязкости и динамическое напряжение сдвига испытуемой жидкости. Принципиальная схема ротационного вискозиметра. Вискозиметр ВСН-3. Определение вязкости и динамического напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра ВСН-3: 1. Установить выключатель 6 рис. Присоединить гибкие штанги термостата к штуцерам 9 стакана. Включить вискозиметр в сеть переменного тока 220 вольт. Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски. В стакан 3 налить до риски исследуемый раствор и установить стакан на подъемный столик 8. Поднять столик до упора и зафиксировать его в верхнем положении поворотом вправо. Включить насос термостата для циркуляции термостатирующей жидкости через рубашку стакана вискозиметра. Включить двигатель вискозиметра поворотом выключателя 6 в положении «вкл». Выключить электродвигатель вискозиметра, поставив выключатель 6 в положение «откл». Выключить электродвигатель, поставив выключатель 6 в положение «вкл». Выключить двигатель, опустить подъемный столик, выключить насос термостата, отсоединить гибкие шланги от стакана с испытуемым раствором.
С использованием гидравлических программ программа Landmark рассчитываются оптимальные показатели реологических свойств раствора для бурения наклонных, пологих и горизонтальных участков стволов скважин. Компонентный состав для конкретного месторождения уточняется по результатам анализа геолого-технической документации и проведения дополнительных исследований кернового материала или шлама. Выбор комплекса ингибиторов проводится по стандартам АНИ и отечественным методикам. Положительно то, что этот раствор легко модифицируется в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта путем дополнительного ввода крахмала, карбоната кальция и биополимера. В настоящее время этот раствор применяется на месторождениях республики Коми, Казахстана. Буровые растворы на основе полисахаридов для вскрытия продуктивного пласта Выбор оптимальной рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта рассматривается как ключевой момент сохранения коллекторских свойств пласта. В лаборатории разработано несколько типов безглинистых систем на основе полисахаридов ББР , которые предназначены для вскрытия продуктивных пластов. Методически выбор компонентного состава бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта обосновывается по результатам оценки его влияния на изменение проницаемости пористой среды и по коэффициенту восстановления проницаемости образцов керна после фильтрации бурового раствора при реальных перепадах давлений, возникающих при первичном вскрытии. Для предотвращения глубокого проникновения дисперсной фазы и дисперсионной среды бурового раствора в пласт предусматривается ввод кислоторастворимого кольматанта, фракционный состав которого выбирается по результатам исследования кернового материала конкретного месторождения. Применение полимерных реагентов из класса полисахаридов и правильный подбор фракционного состава кольматанта обеспечивает быстрое формирование в призабойной зоне пласта незначительной по глубине и низкопроницаемой зоны кольматации, которая предупреждает глубокое проникновение бурового раствора и его фильтрата в пласт в период первичного вскрытия, но легко разрушается в период освоения. Зона кольматации, сформированная ББР на основе полисахаридов, может быть легко разрушена в процессе освоения при использовании специальных деструктурирующих реагентов, например, комплексного реагента КДС, который предлагается в качестве основы перфорационной среды. В зависимости от геолого-технических условий, конструкции скважины разработано несколько вариантов ББР. Присутствие ингибиторов набухания и диспергирования глин КС1, силикаты и др. ББР-СКП стабилен при любой минерализации, фильтрационная корка устойчива к воздействию тампонажного раствора. Дополнительное физико-химическое модифицирование фильтрационной корки ББР в процессе подготовки ствола скважины к цементированию обеспечивает плотный контакт цементного камня с породой. Уникальные структурно-реологические и низкие фильтрационные свойства раствора обеспечивают минимальное проникновение его в пласт, одновременно раствор характеризуется высокими капсулирующими свойствами, обеспечивая незначительную смачиваемость выбуренной породы, тем самым препятствуя диспергированию шлама, но обеспечивая полное осаждение шлама при низкой скорости течения в отстойниках, желобах и приемных емкостях буровых насосов. Буровой раствор не создает в проницаемых пластах на стенке скважины толстой фильтрационной корки и способствует высокой степени замещения бурового раствора тампонажным. Входящий в состав бурового раствора антиоксидант предотвращает ферментативное разложение полисахаридов. Эффективность этого раствора с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта не ниже, чем у известных систем буровых растворов с биополимером и мраморной крошкой, но стоимость раствора значительно ниже за счет использования только отечественных реагентов. Исследования показали, что наибольший эффект по сохранению стабильности сланцев достигается в углеводородсодержащих средах в присутствии ингибирующих добавок KCl, силикаты, CaCl2.
По нему определяют: наличие углеводородных газов в водном растворе; содержание горючих газов в кусках породы; характеристики промывочной жидкости и другие полезные данные для инженеров. Анализ позволяет составить подробную кривую скорости бурения. Регулирование свойств бурового раствора Жидкости для промывки ствола предназначены для упрощения бурения и повышения добычи на нефтегазовых месторождениях. Улучшение свойств бурового раствора обеспечивают особые химические реагенты: утяжелители;.
Определение свойств буровых растворов и регулирование их параметров сообщение
показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. Для измерения водоотдачи служит прибор ВМ-6 (рис.1), имеющий фильтрационный и напорный узлы. Заказать основу с высокими качественными показателями для буровых растворов. Химические реагенты для промывочных сред от производителя в Екатеринбурге с доставкой по России.
Буровые растворы для скважин
Основные характеристики и свойства буровых растворов для бурения нефтяных и газовых скважин. Основное назначение и классификация. буровым раствором или промывочной жидкостью (Drilling mud, drilling fluid). Буровой раствор, содержащий в своем составе газ, характеризуется ка-жущейся плотностью, а при его отсутствии определяется истинная плотность бурового раствора. показатель, характеризующий объем фильтрата (в см3), отделившегося от бурового раствора за 30 мин.
Строительство нефтяных и газовых скважин
| Руководящий документ | Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий. |
| Основные технологические свойства буровых растворов. Параметры, характеризующие эти | Проанализированы существующие составы буровых растворов для бурения и заканчивания скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений. |
| Как влияет водоотдача бурового раствора на результаты бурения | Концентрация водородных ионов (рН) – показатель характера и интенсивности физико-химических процессов в буровом растворе. |
| РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов | При введении в буровой раствор ингибирующего компонента происходит физико-химическое взаимодействие глины и электролита, приводящее к модификации ее поверхности. |
| Буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин - Нефть | объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 мин при пропускании. |
Руководящий документ
Проверить совпадение нулевого деления шкалы 4 с вертикальной риской смотрового окна. При несовпадении «нуля» с риской снять винт-головку 5 и установить нулевое деление против риски. В стакан 3 налить до риски исследуемый раствор и установить стакан на подъемный столик 8. Поднять столик до упора и зафиксировать его в верхнем положении поворотом вправо. Включить насос термостата для циркуляции термостатирующей жидкости через рубашку стакана вискозиметра. Включить двигатель вискозиметра поворотом выключателя 6 в положении «вкл». Выключить электродвигатель вискозиметра, поставив выключатель 6 в положение «откл». Выключить электродвигатель, поставив выключатель 6 в положение «вкл». Выключить двигатель, опустить подъемный столик, выключить насос термостата, отсоединить гибкие шланги от стакана с испытуемым раствором. Опорожнить стакан, вымыть его и протереть насухо. Вычислить величины пластической вязкости и динамического напряжения сдвига по формулам: К1 и К2 — константы, зависящие от упругости пружины вискозиметра.
Источник Показатели свойств буровых растворов Ареометр АГ-ЗПП рисунок 26 состоит из мерного стакана 5, поплавка 4 со стержнем 3 и съемного грузика 6; стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 1, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды. Рисунок 26. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиметром. Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор, тем больше времени потребуется для его вытекания. Рисунок 27. Стандартный вискозиметр СПВ-5 Рисунок 28. Прибор для определения показателя 11-чашка для фильтра Водоотдача — это способность бурового раствора отдавать воду пористым породам под действием перепада давления. Определяется водоотдача с помощью прибора ВМ-6 рисунок 28.
Испытуемый раствор наливается в фильтрационный стакан 5 с фильтром на решетке 6, закрытой клапаном 8, до его открытия фильтрация не может начаться. На фильтрационный стакан навинчен цилиндр. В цилиндр 3 входит плунжер 1 с грузом-шкалой 2, создающей давление 0,1 МПа. Для установки шкалы прибора на нуль и спуска масла из цилиндра после определения показателя фильтрации в нижней части цилиндра имеется отверстие, перекрываемое иглой 4. После создания давления открывается канал 8 и начинается фильтрация. Объем пробы раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза опускается. Количество выделившегося фильтрата определяют по перемещениям плунжера по шкале, градуированной в кубических сантиметрах. Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют помощью стальной линейки.
Этим методом пользуются в полевых условиях. В условиях лаборатории для определения толщины корки пользуются прибором Вика. Прибор Вика рисунок 29 состоит из цилиндрического стержня 1, свободно перемещающегося во втулке 5 и укрепленного на станине 8. Ось стержня перпендикулярна к плите 9 станины 8. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит пружинная защелка 6. На стержне укреплен указатель 3, а на станине—шкала 4 с делениями от 0 до 40 мм. Положение указателя на стержне регулируется стяжным винтом 2. В нижнюю часть стержня ввинчен на резьбе наконечник-пестик Тетмайера диаметром 10 мм.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Настоящая методика устанавливает правила контроля параметров бурового раствора в процессе бурения скважин и является основным руководящим документом для работников буровых предприятий, занимающихся контролем параметров буровых растворов.
В методике даны рекомендации по выбору контролируемых параметров, методы определения необходимой периодичности и точности контроля, основные характеристики технических средств, используемых для измерения и оценки параметров буровых растворов. Задачей контроля является получение достоверной информации о значениях параметров бурового раствора, позволяющей своевременно обнаружить отклонения параметров от их проектных значений и принять соответствующие решения по регулированию свойств бурового раствора. Суть контроля параметров бурового раствора заключается в том, что в заданные моменты времени из циркулирующего раствора отбирается определенное количество проб и производится измерение необходимых параметров. По результатам измерений определяются средние значения параметров, которые наносятся на контрольные карты. В зависимости от положения этих значений относительно границ регулирования принимают решения об управлении свойствами бурового раствора. Контроль параметров на буровой проводится лаборантом в соответствии с разделом 2 настоящей методики. Порядок проведения измерений и описание используемых при этом приборов отражен в разделе 3. Все ранее действующие РД и инструкции по контролю качества буровых растворов следует считать утратившими силу. Подготовка контрольных карт к работе Контрольные карты представляют собой отпечатанный бланк, в который заносятся измеренные в течение суток значения параметров бурового раствора.
Пример заполненного бланка контрольных карт приведен в приложении 6. Вертикальные линии на бланке указывают время суток и нанесены с интервалом в один час. Горизонтальные линии в определенном масштабе указывают значения параметров бурового раствора.
Прежде всего необходимо перечислить некоторые особенности проводки горизонтальных участков ствола, в наибольшей степени определяющие требования к буровым растворам. Вот некоторые из них: значительно худшая очистка ствола скважины в горизонтальной ее части из-за изменения гидродинамики потока в сравнении с вертикальной частью ствола. Это приводит к зашламлению ствола и прихватам бурильного инструмента.
Возникновение избыточного крутящего момента по причине увеличившегося трения, лежащего в горизонтальной плоскости бурильного инструмента. Увеличение кольматации приствольной зоны продуктивного пласта в течение всего периода проходки горизонтальной части ствола. Плохое качество цементирования из-за эксцентричного расположения колонны. Нарушение устойчивости стенок скважины. Более вероятна потеря циркуляции и др. Конечно, многое из перечисленного в зависимости от сложности геологического разреза встречается и при бурении вертикальных скважин, но при равенстве условий вероятность проявления их в горизонтальных скважинах встречается значительно чаще, а тяжесть последствий выше.
Вот почему подбору буровых растворов для бурения сильно искривленных и горизонтальных стволов скважин должно уделяться самое пристальное внимание. При решении этой задачи должен соблюдаться принцип - от простого к сложному. При наличии на месторождении вертикального фонда скважин вначале необходимо решить все вопросы, связанные с их бурением, в том числе и по отработке рецептур буровых растворов, и лишь затем решать вопросы, связанные с особенностями искривленного и горизонтального бурения. Ниже в краткой форме мы перечислим некоторые рекомендации, касающиеся буровых растворов, опубликованные сотрудниками американской компании M-1 Дриллинг Флюидз М-1 Drilling Fluids Co , знание которых, безусловно, упростит решение задач для наших условий. Вполне понятно, что такие растворы должны обладать повышенной универсальностью, т. Наиболее близко удовлетворяют этим требованиям инвертные эмульсии, буровые растворы на нефтяной основе.
Они обладают высокой ингибирующей и смазывающей способностью, что является немаловажным по перечисленным выше причинам. К сожалению, их применение ограничено из-за несоответствия высоким экологическим требованиям в большинстве нефтедобывающих районов. В то же время следует отметить, что немало скважин с искривленным и горизонтальным стволами пробурены и на глинистых буровых растворах на водной основе с добавлением полимеров и химических реагентов. Одним из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, для успешной проводки искривленных и ГС является возможность регулирования плотности раствора. Плотность раствора должна постоянно поддерживаться в узком диапазоне, чтобы обеспечить устойчивость стенок скважины при бурении. Она должна быть достаточно высокой для того, чтобы сдерживать пластовое давление и сохранять устойчивость стенок скважины, и в то же время достаточно низкой для того, чтобы не произошло гидроразрыва пород.
Исследования, проведенные американскими учеными Б. Ладноу и М. Ченевертом, показали, что с увеличением глубины и угла наклона скважины вероятность обвала стенок скважины возрастает, а градиенты гидроразрыва пласта, как правило, уменьшаются.
Кроме того, использование составов для бурения позволяет продлить срок эксплуатации погружного оборудования. Что необходимо знать о буровых растворах?
Расчет бурового раствора необходим для подбора компонентов основы рабочей среды и определения потребности в химических реагентах для стабилизации показателей плотности, водоотдачи, вязкости, смазочной способности промывочной жидкости. Анализ бурового раствора Исследование необходимо для обнаружения в промывочной жидкости следов природного газа или чистой нефти.
Буровые растворы. - Бурение нефтяных и газовых скважин
Ареометр АБР-1. Водоотдача (В) — это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Напряжение изменяется как в стволе, так и в призабойной зоне пласта, когда природные аргиллиты замещаются буровым раствором определенной плотности в стволе скважины. Чтобы обеспечить или улучшить устойчивость ствола скважины, регулиру-ют водоотдачу в проницаемые пласты и тщательно контролируют химический состав бурового раствора.