Принципы выбора состава и свойств циркулирующих агентов
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. 3.1. 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.
