4.3 Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий

Породы I группы.

При бурении пород этой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенках скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки» задерживающей осыпание рыхлой породы.

Породы III группы.

Основными требованиями при бурении пород этой группы являются:

• обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах;

• предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального прихвата.

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена явно выраженной способности разупрочнять глинистые породы.

Породы VI группы.

При бурении пород этой группы требования к промывочной жидкости минимальны, и основным является обеспечение высоких показателей работы долот.

Породы VIII группы.

Промывочная жидкость должна предотвращать возникновение затяжек и прихватов бурильной колонны, вызванных сужением ствола и действием дифференциального давления. Для этого она должна иметь малую водоотдачу.

Проводя сравнительный анализ литологического состава пород, слагающих разрез проектируемой скважины, видно, что на месторождении присутствуют породы I, III, VI, VIII групп. Это позволяет установить границы интервалов разного литологического состава с существенно различными требованиями к промывочной жидкости. Для каждого такого интервала в дальнейшем выбираем свою разновидность промывочной жидкости.

4.4 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900-1050 до 2200-2500 кг/м³. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей.

Уточнять расчленение разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента аномального пластового давления и индекса давления поглощения. Изменение пластового давления и давления гидроразрыва, а также их градиентов с глубиной представлено в таблице 4.

Уточняя расчленение по литологическому составу горных пород с учетом пластового давления и давления поглощения, получаем следующие интервалы:

1) 0 – 120;

2) 120 – 890;

3) 890 – 1650;

4) 1650 – 2770;

5) 2770 – 3000;

6) 3000 – 3300.

4.5 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород

Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойства некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов. Ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижении предельной для них температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможность влияния температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы.

Если принять во внимание термостойскость органических реагентов, выпускаемых промышленностью для регулирования свойств буровых промывочных жидкостей, и термостойкость эмульгаторов, применяемых в настоящее время в обращенных эмульсионных растворах, то можно весьма приближенно установить следующие температурные границы:

1. 100°С - предел термостойкости промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, хлоркальциевых глинистых растворов,растворов, обработанных нитролигнином, игетаном, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных эмульталом.

2. 130°С - предел термостойкости крахмальных реагентов, известковых глинистых растворов.

3. 160°С - предел термостойкости карбоксиметилцеллюлозы марок КМЦ-500, КМЦ-600, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных солями поливалентных металлов органических кислот окисленного петролатума, предел термостойкости модифицированных лигносульфонатов.

4. 220°С - предел термостойкости полиакрилатов.

Рисунок 3 – Зависимость температуры горных пород от глубины

Как видно из графика зависимости температуры горных пород от глубины, максимальная температура составляет 62,7°С. Таким образом, уточнение расчленения с учетом температуры не требуется.

4.6 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважины

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения: поглощения промывочной жидкости; газонефтепроявления; нарушения устойчивости стенок скважины, сопровождающиеся обвалами, осыпями, пластическим течением пород в ствол скважины кавернообразованием; затяжки, прихваты бурильной колонны; искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газонефтепроявлений является нарушение условия: , при выполнении каких-либо операций в скважине.

Таким образом, возможность возникновения этих осложнений и необходимые условия для их предотвращения уже определены при учете влияния давлений на расчленение разреза.

Нарушение устойчивости стенок скважины характерно для глинистых пород. Если глинистые породы встречаются в разрезе в виде толщ большой мощности, то они выделяются в самостоятельные интервалы по литологическому признаку. Часто глинистые породы встречаются в виде пластов ограниченной толщины, чередующихся с песчанистыми или карбонатными устойчивыми породами. Устойчивость глин в таких случаях зависит от их минералогического состава, вида поглощенных катионов, влажности, степени уплотненности, толщины глинистых пластов, частоты их чередования с песчаными или другими устойчивыми породами.

Возникновение затяжек и прихватов бурильной колонны может быть связано с нарушением устойчивости стенок скважины. В таком случае интервал разреза, выделенный вследствие жестких требований к буровому раствору из-за опасности обвалов или сужения ствола, признается и прихватоопасным.

Другой широко распространенной причиной затяжек и прихватов является прижатие дифференциальным давлением бурильной колонны к стенке скважины, покрытой фильтрационной коркой. Толщина фильтрационной корки, ее адгезионные свойства зависят от вида, состава и свойств промывочной жидкости. Добавляем интервал 0-300 тк там возможны размыв устья, осыпание стенок скважины, оттаивание вечной мерзлоты, вынос песков, гальки, подвалование валунов

На основании всего вышеизложенного произведем уточнения в расчленении геологического разреза:

1) 0 – 120;

2) 120 – 300;

3) 300 – 890;

4) 890 – 1650;

5) 1650 – 2770;

6) 2770 – 3000;

7) 3000 – 3300.

4.7 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды

При бурении непродуктивной части разреза основные требования к промывочной жидкости состоят в том, что она должна обеспечивать проводку скважины при минимуме осложнений и высоких показателей работы долота.

В процессе первичного вскрытия продуктивного пласта обеспечение высоких показателей работы долота отступает на второй план. Основным требованием к промывочной жидкости становится минимальное загрязнение продуктивного пласта, обеспечение высокой продуктивности скважины. Выдвижение этого нового требования обусловливает необходимость выделения в самостоятельный технологический интервал участка геологического разреза, где расположены нефтегазоносные пласты, которые будут одновременно эксплуатироваться данной скважиной. В нашей проектной скважине нефтегазоносные пласты расположены на глубине 3000 – 3300 м.

В верхней части разреза скважиной могут быть вскрыты водоносные пласты с пресной водой. Такие пласты используются или могут быть использованы в будущем, как источники водоснабжения. Проникновение бурового раствора или его фильтрата в пласты, насыщенные пресной водой могут вызвать их серьезное загрязнение и сделать воду непригодной для бытовых нужд. Во избежание этого необходимо, чтобы промывочная жидкость отвечала требованию экологической чистоты. Такое требование обуславливает необходимость выделить часть разреза, где расположены пласты с пресной водой, в самостоятельный технологический интервал. В нашей проектной скважине интервалы с пресной водой отсутствуют. Породы комплекса вмещают соленые воды (минерализация до 20-25 г/л) хлоридно кальциевые типа и хлоридно натриевого состава Содержание J- 5-10мг/л Br -40-50мг/л хлор-бромный коэффициент 260-300, коэффициент сульфатности – сотые, первые десятки единицы

Проводя расчленение по литологическому составу с учетом пластового давления и давления поглощения, температуры горных пород, осложнений, необходимости охраны недр и окружающей среды, получим следующие технологические интервалы:

1) 0 – 120;

2) 120 – 300;

3) 300 – 890;

4) 890 – 1650;

5) 1650 – 2770;

6) 2770 – 3000;

7) 3000 – 3300.

5 ВЫБОР ВИДА БУРОВОЙ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Проведя расчленение разреза, и определив границы интервалов, последовательно, рассматривая интервалы сверху вниз, следует обосновать выбор вида бурового раствора для каждого интервала.

5.1 Классификация буровых циркуляционных агентов

Циркуляционные агенты, применяемые при бурении скважин, в большинстве своем представляют дисперсные системы. Поэтому их целесообразно классифицировать по виду дисперсионной среды и дисперсной фазы.

Таблица 5,1 – Классификация циркуляционных агентов, применяемых при бурении

скважин

Агрегатное состояние дисперсной фазы	Отсутствует	Вид дисперсионной среды
		Вода	Углеводородная жидкость	Газ
		1. Вода 2.Растворы солей( рассолы)	11. Нефть и нефтепродукты	14. Воздух
	Твердая	3. Растворы высокомолекулярных соединений 4. Растворы с конденсированной твердой фазой( гидрогели) 5. Глинистые растворы 6. Суспензии с неглинистой дисперсной фазой	12. “Безводные” растворы на углеводородной основе	-
	Твердая + жидкая	7. Эмульсионные глинистые растворы 8. Эмульсионные растворы с конденсированной твердой фазой	13. Обращенные (инвертные) эмульсионные растворы	-
	Газо- образная	9. Аэрированные промывочные жидкости 10. Стабилизированные пены	-	-

За основу берем глинистый раствор: дисперсионная среда – вода, агрегативное состояние дисперсной фазы – твердое.

Характеристика бурового раствора:

1) тип: глинистый раствор ( в том числе эмульсионные);

2) способность передавать энергию забойным двигателям: неограниченная;

3) способность создавать противодавление на пласт: неограниченная;

4) способность образовывать фильтрационную корку: вполне удовлетворительная;

5) способность обеспечивать высокие показатели работы долота: неблагоприятное влияние на показатели работы долот усиливается при увеличении содержания твердой фазы, плотности, реологических свойств и при понижении водоотдачи;

6) способность загрязнять продуктивные пласты: загрязняют продуктивные пласты. Степень загрязнения меняется в зависимости от состава фильтрата, характера и гранулометрического состава твердой фазы;

7) способность растворять горные породы: может меняться в широких пределах в зависимости от вида и концентрации солей, растворенных в дисперсионной среде раствора;

8) способность разупрочнять глинистые породы и вызывать нарушение устойчивости стенок скважины: может меняться в широких пределах в зависимости от вида, концентрации электролитов, растворенных в дисперсионной среде, и органических реагентов, присутствующих в растворе;

9) способность растеплять мерзлые породы, сцементированные льдом: растепляет мерзлые породы. Интенсивность растворения уменьшается при увеличении содержания твердой фазы и полимерных реагентов в растворе.

Наиболее распространенным типом буровых промывочных жидкостей являются глинистые растворы. Эти промывочные жидкости применяются при бурении любых горных пород. Разнообразие требований обусловило разработку большого числа разновидностей глинистых растворов. Представляется целесообразным классифицировать глинистые растворы по солевому составу дисперсионной среды, поскольку вид и концентрация электролитов, растворенных в дисперсионной среде, влияют на выбор химических реагентов, которые необходимы для регулирования свойств глинистого раствора.

Наиболее часто дальнейшую классификацию глинистых растворов проводят по виду основного органического реагента – защитного коллоида, обеспечивающего агрегативную устойчивость глинистой суспензии и придающего глинистому раствору требуемые технологические свойства.

Все буровые растворы можно подразделить по признаку их взаимодействия с глинистыми породами на две группы:

- растворы обладающие способностью замедлять гидратацию и диспергирование выбуренной глины и ограничивать разупрочнение глинистых пород на стенках скважины – так называемые ингибирующие буровые растворы;

- неингибирующие растворы.

К ингибирующим буровым растворам относятся минерализованные, кальциевые, калиевые, известково-калиевые, гипсокалиевые, алюминированные, малосиликатные глинистые растворы; растворы с конденсированной твердой фазой, растворы на углеводородной основе и обращенные эмульсионные растворы с регулируемой активностью водной фазы. То есть ингибирующими могут быть такие системы, водная фаза которых содержит электролит в концентрации, достаточной для реакции катионного обмена на поверхности выбуренных частиц и на стенках скважины, или для реакций, в результате которых происходит модифицирование свежеобразованной поверхности глинистой породы.

Разновидности глинистых растворов представлены в таблице 10.

Таблица 5.2 – Разновидности глинистых растворов

№ п/п	Вид глинистого раствора	Вид электролитов, растворенных в дисперсионной среде	Концентрация электролитов в фильтрате
1	2	3	4
1	Пресные	NaCl и др.	менее 10 кг/м
2	Слабоминерализованные	NaCl и др.	10-35 кг/м
3	Минерализованные	NaCl	35-100 кг/м
4	Высокоминерализованные и соленасыщенные	NaCl	100-360 кг/м
5	С полисолевой минерализацией	NaCl, KCl, MgCl	более 100 кг/м до насыщения по MgCl
6	Известковые	Ca(OH)	до 0,8 кг/м ионов Ca
7	Гипсовые (гипсоизвестковые)	CaSO , Ca(OH)	до 3,0 кг/м ионов Ca
Продолжение таблицы 5.2
1	2	3	4
8	Хлоркальциевые	CaCl , Ca(OH)	до 5,0 кг/м ионов Ca
9	Хлоркалиевые	KCl	до 70 кг/м
10	Известково-калиевые	Ca(OH) , KOH	0,2-0,6 кг/м ионов Ca и до 3,0 кг/м ионов К
11	Гипсокалиевые	CaSO , KCl	1,0-1,2 кг/м ионов Са и 30-70 кг/м КСl
12	Алюмокалиевые	KAl(SO ) 12H O	до 5 кг/м
13	Малосиликатные	Na O nSiO	до 5%

5.2 Факторы, влияющие на выбор бурового раствора

На выбор типа промывочной жидкости влияют многие факторы:

1) Степень устойчивости горных пород 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 коэффициента 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) Допустимость места расположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы;

14) Затраты на бурение интервала.

Необходимо выбрать промывочную жидкость для бурения интервала 0-120 м., представленного преимущественно слабосцементированными обломочными породами: песками, рыхлыми песчаниками с прослоями суглинков и глин.

Поскольку интервал 0-120 м. сложен неустойчивыми обломочными породами, при бурении его необходима тиксотропная промывочная жидкость, способная к эффективному коркообразованию.

Наличие пресной воды обуславливает применение пресного бурового раствора. Труднодоступность точки бурения и дорогостоящее транспортирование грузов на буровую делают предпочтительным применение растворов, не требующих большого количества материалов.

Учитывая накопленный опыт использования глинистых растворов для проводки скважин в интервале 0 – 120 м., в качестве основного варианта для бурения данного интервала предусматривается применение полимерного малоглинистого раствора на пресной воде.

В интервалах 120 – 300, 300 – 890 м имеются пласты с минерализованной водой и в этом интервале возможен прихват вследствие обвала неустойчивых пород. Поэтому исключается необходимость применения ингибирующих буровых растворов. Возможно применения пресных слабоминерализованных промывочных жидкостей.

В интервалах 890 – 1650, 1650 – 2770 м требования к промывочной жидкости минимальны, и основным является обеспечение высоких показателей работы долот, поэтому возможно применение полимерных безглинистых, малоглинистых растворов, глинистых растворов из высококачественного бентонита, асбогуматного и торфогуматного растворов.

Интервал 2770 – 3000 м. Промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу, водоотдача должна быть минимальной. Возможно применение глинистых растворов, в том числе эмульсионных.

Интервал 3000 – 3300 м содержит продуктивный пласт. Поэтому к буровому раствору предъявляется требование минимального загрязнения пласта. Применяем промывочную жидкость на пресной воде.

Проведя анализ выбора промывочной жидкости по интервалам бурения, окончательно для бурения скважины принимаем полимерный малоглинистый раствор на пресной воде.

6 ВЫБОР ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

6.1 Выбор плотности бурового раствора

Плотность промывочной жидкости для бурения какого – либо интервала можно рассчитать по формулам:

и ,

где - пластовое давления в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

- глубина залегания кровли этого пласта, м;

= 9,81 м/с² – ускорение свободного падения;

= 1000 кг/м³ – плотность воды;

а = 1,04 – 1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;

= (1,5-3,5) МПа - максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Для расчета пластового давления используем градиент пластового давления, который равен:

Интервал 0-1650:

Интервал 1650-3000:

Интервал 3000-3300:

Рассчитаем пластовое давление для каждого интервала по формуле:

Интервал 0-120:

Интервал 120-300:

Интервал 300-890:

Интервал 890-1650:

Интервал 1650-2770:

Интервал 2770-3000:

Интервал 3000-3300:

Расчетная плотность по интервалам:

Интервал 0-250:

Принимаем плотность равную 1120 кг/м³.

Аналогично рассчитываем плотность для остальных интервалов, полученные значения приведены в таблице 9.

Таблица 5,3 - Значения плотности бурового раствора по интервалам бурения

Интервал бурения,м	Коэффициент аномальности пластового давления	Градиент пластового давления, МПа/100 м.	Расчетное значение плотности бурового раствора, кг/м	Принятое значение плотности бурового раствора, кг/м
0-120	1,0	1,0	1121	1120
120-300	1,0	1,0	1121	1120
300-890	1,0	1,0	1121	1120
890-1650	1,0	1,0	1121	1120
1650-2770	1,10	1,10	1195	1120
2770-3000	1,10	1,10	1189	1120
3000-3300	1,15	1,15	1233	1240