Содержание к диссертации
Введение
1 Буровые растворы, применяемые на газовых и газоконденсатних месторождениях западной сибири для бурения, вскрытия пластов и капитального ремонта скважин 10
1.1. Современное состояние разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири 10
1.2. Геолого-технические условия вскрытия пластов, анализ применяемой технологии 12
1.3. Буровые растворы для бурения скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. 26
1.4. Жидкости, применяемые для заполнения скважин при их капитальном ремонте 30
1.5. Направления совершенствования технологии вскрытия продуктивных горизонтов, буровых растворов и жидкостей для заполнения скважин при их капитальном ремонте 32
1.6. Обоснование задач исследований 37
2 Разработка методики исследования влияния вида и 'свойств буровых растворов на устойчивость терригенных горных пород - коллекторов и вынос шлама. выбор экспериментальных установок и средств измерения 40
2.1. Оценка напряженного состояния открытой призабойной зоны и его изменения в процессе разработки залежи 40
2.2. Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния вида и свойств бурового раствора на устойчивость горных пород-коллекторов 44
2.3. Анализ выноса шлама из скважин с большими, до 90, зенитными углами 54
2.4. Разработка методики и выбор эксперименталь ных установок для исследования влияния свойств бурового раствора на вынос шлама из скважин с большими зенитными углами 55
2.5. Методика статистической обработки резуль татов исследования, оценка погрешности измерений 58
3 Влияние вида и свойств буровых растворов на устойчивость терригенных горных пород - коллекторов 62
3.1. Влияние буровых растворов на устойчивость при сжатии 62
3.2. Влияние буровых растворов на устойчивость при изгибе 70
3.3. Влияние буровых растворов на устойчивость при растяжении 71
4 Влияние вида и свойств буровых растворов на вынос шлама из скважин с "большими зенитными углами 75
4.1. Влияние буровых растворов на осаждение шлама в стволе скважины 75
4.2. Влияние бурового раствора на транспортирова ние шлама по стволу скважины 79
5. Буровые растворы, рекомендуемые для вскрытияпродуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной, их практическая апробация 84
5.1. Требования к буровым растворам для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной 84
5.2. Рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов, глушения скважин и проведения в них ремонтных работ 90
5.3. Промысловые испытания рекомендуемых буровых растворов 96
5.4. Результаты опытного и промышленного применения рекомендуемых буровых растворов 104
Заключение. выводы и рекомендации 110
Список литературы 113
Приложения 125
- Геолого-технические условия вскрытия пластов, анализ применяемой технологии
- Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния вида и свойств бурового раствора на устойчивость горных пород-коллекторов
- Влияние буровых растворов на устойчивость при изгибе
- Влияние бурового раствора на транспортирова ние шлама по стволу скважины
Введение к работе
Газовая промышленность сегодня и в перспективе является одной из немногих отраслей, которая поддерживает всю экономику России [1,79,81]. В 1994 году было добыто около 600 млд.м3 природного газа, которые обеспечили требуемые объемы внутреннего потребления и экспорта. Практически весь объем добычи и запасов
газа России (на 1993 г. 79,9% разведанных запасов и 87,2% добычи) сосретоточен в Тюменской области [2]. Однако самые крупные газовые и газоконденсатные месторождения вступили в зрелую стадию разработки и буквально в ближайшие, годы следует ожидать начала резкого снижения добычи при существующей системе разработки и технологии добычи. Чтобы хотя бы удержать достигнутый уровень добычи в условиях неуклонного снижения пластового давления, необходимо совершенствовать добычу как из старых, так и из вновь бурящихся скважин.
Отечественный и зарубежный опыт свидетельствуют о том, что значительные резервы таятся в технологии первичного и вторичного вскрытия продуктивных горизонтов, что дебиты отдельных скважин, как правило, значительно ниже потенциально возможных. Дебиты скважин можно существенно увеличить, если, с одной стороны, предупредить снижение проницаемости пластов в процессе первичного, вторичного вскрытия их и капитального ремонта скважин. С другой стороны, необходимо всемерно увеличить площадь фильтрации пластового флюида в скважине. Последнее достигается оставлением при-забойной зоны открытой взамен традиционного крепления трубами с последующей перфорацией колонны и цементного кольца. Более впе-чатляющие результаты можно получить, применяя горизонтальные
- 6 скважины без их обсадки [3,4]. Недаром за рубежом состоялось их второе рождение и они сейчас переживают там настоящий бум. Можно смело утверждать, что в скором будущем скважины с открытой при-забойной зоной, в том числе и горизонтальные, получат очень широкое распространение и в Западной Сибири.
Одной из принципиальных трудностей при строительстве таких скважин является ограниченная прочность терригенных горных пород значительной части продуктивной толщи газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Другой проблемой является очистка от шлама пологого и горизонтального ствола скважины. Поскольку эти трудности тесно связаны со свойствами буровых растворов, то разработка последних для данного случая представляется весьма актуальной, особенно в расчете на перспективу и имея в виду необходимость сохранения устойчивости горных пород.
Цель работы
Предупреждение разрушения стенки и снижения проницаемости открытой призабойной зоны скважин, а также осложнений при бурении путем разработки буровых растворов для вскрытия пластов и капитального ремонта.
Задачи исследований
1. Изучение влияния вида и свойств буровых растворов на устойчивость терригенных горных пород-коллекторов.
2. Установление связей между свойствами бурового раствора и выносом шлама из скважин с большим, до 90 °. зенитным углом.
3. Разработка рецептуры буровых растворов для вскрытия продуктивных горизонтов и капитального ремонта в скважинах с открытой призабойной зоной.
Геолого-технические условия вскрытия пластов, анализ применяемой технологии
В Западной Сибири выявлены 3 этажа газоносности. Верхний -сеноманская залежь на глубине 1000 - 1300 м, которая считается чисто газовой. Средний - неокомские газоконденсатно-нефтяные залежи (до 14 пластов), залегающие на глубине 2700 - 3100 м. Наконец, нижний - ранневаланжинские (ачимовская пачка) и юрские отложения, содержащие газоконденсат и залегающие на глубине 3500 -4000 м. На сегодня большинство газовых месторождений приурочено к сеноманским отложениям. Промышленные запасы газа, конденсата и нефти на остальных этажах газоносности разведаны на Уренгойском НГКМ [5].
На всех этажах газоносности коллекторами являются песчаники и алевролиты, разделенные пропластками глинистых пород. Естественно, наиболее детально изучены сеноманские залежи. Они на всех месторождениях приурочены к крупным поднятиям, мегавалам. Геоло Єїпримера приведен геологический разрез сеноманской залежи Уренгойского ГКМ. Залежь представлена хаотичным чередованием песчаников, алевролитов и глин, между которыми существуют сложные фа-циальные замещения иногда на очень небольших расстояниях по простиранию. В результате трудно однозначно установить тип залежи: на одних участках она выглядит массивной (скв. 104,36); на других - пластовой (скв. 174, 184, 56, 87); а на большинстве -пластово- массивной. Однако, как видно на рис. 1.1, нет пластов, выдержанных по простиранию; залежь в гидродинамическом отношении представляет единое целое. Поэтому правильнее считать ее массивной.
.Доля пород-коллекторов в продуктивной толще колеблется от 20 до 90%, а в среднем составляет 60...65%. Пористость коллекторов по керну изменяется от 22 до 38%, а проницаемость достигает 3...4 мкм2. Эффективная газонасыщенная толщина по отдельным месторождениям изменяется от 60 до 200 м.
Коллекторские свойства пород значительно изменяются по толщине продуктивной толщи. Качество коллекторов принято оценивать по классификации А.А.Ханина, несколько видоизмененной в лаборатории промысловой геологии сеноманских залежей ТюменНШГипрогаза [7, 8] на основе исследования кернов и материалов ГИС. В таблице 1.1 приведена характеристика коллекторов Ямбургского месторождения [8].
На рис. 1.2 дана дифференциальная функция распределения запасов газа по классам проницаемости. Из табл. 1.1 и рис. 1.2 видно, что более половины запасов газа находится в коллекторах хорошего качества, имеющих высокую пористость и проницаемость, которые предопределяют высокие дебиты скважин при незначительных депрессиях на пласт. С другой стороны, доля запасов в низкокачественных коллекторах тоже значительна, что должно обязательно учитываться при бурении и эксплуатации скважин.
В литологическом отношении коллекторы 1 класса представлены в основном светло-серыми песчаниками, мелкозернистыми, алеври-тистыми, нередко почти рыхлыми. Для них характерно низкое содержание порового глинистого цемента - 8...16%. Поры в породе распределены равномерно.
Коллекторы 2 класса отличаются большей алевролитистостью. Они состоят из мелкозернистых песчаников, алевритовых, слабосце-ментированных глинистым цементом, иногда слабоизвестковых, и из серых алевролитов, крупнозернистых, песчанистых, также слабосце-ментированных глинистым цементом. Алевролиты по гранулометрическому составу близки к песчаникам. В этом классе алевролиты преобладают. Содержание глины в породах составляет 8...17%.
В коллекторах 3 класса содержится больше глинистого материала, отсутствуют песчаники, а в алевролитах меньше песчаной фракции. Они состоят преимущественно из серых алевролитов, песчанистых, слабосцементированных глинистым цементом. Содержание глины от 14 до 25%.Коллекторы 4 класса значительно отличаются от предыдущих. Это серые мелкозернистые и разнозернистые алевролиты, довольно плотные (до 2.13 г/см3), с высоким содержанием (до 37%) глины. В них преобладает базальный тип цемента.
Коллекторы 5 класса состоят также из серых алевролитов, разнозернистых, глинистых, слабосидеритизированных.
Наконец, породы-коллекторы 6 класса представлены серыми мелкозернистыми и разнозернистыми алевролитами, иногда слабопесчанистыми, глинистыми, большей частью слоистыми с глинистыми прослойками. Содержание глины высокое (34...39%). По коллекторс-ким свойствам эти породы находятся на границе коллектор-неколлектор.
Неокомская залежь пластовая. Выделяется 14 пластов, сложенных переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, плотные, слюдистые; цемент глинистый, по свежим сколам керны имеют запах углеводородов. Алевролиты серого цвета, песчанистые, слюдистые, горизонтально-слоистые. Аргиллиты темно-серые, слюдистые, тонко горизонтально-слоистые. Пористость пород изменяется от 12 до 18%, а коэффициент насыщенности нефтью или газом от 47 до 80%. На Уренгойском ГКМ эти пласты в центральной части насыщены газом с конденсатом, а в краевых частях - нефтью, причем запасы нефти являются промышленными. Все пласты объединены в 6 эксплуатационных объектов: БУ 0-8, БУ 8, БУ 9, БУ 10-11, БУ 1-12, БУ 14.
Сведения о газоносности сеноманских и неокомских отложений приведены в табл. 1.2, а о нефтеносности неокомских отложений в табл. 1.3 [9, 10].
Газоконденсатная залежь в ранневаланжинских и юрских отложениях также пластовая. Ачимовская пачка сложена песчаником с незначительными прослоями плотных аргиллитов и алевролитов. Песчаник серый, светло-серый, плотный, крепко сцементированный глинисто-карбонатным цементом. В толще коллектора наблюдаются включения слюды, вертикальные и косые трещины. Алевролиты горизонтально-слоистые, песчанистые, серого цвета, слюдистые, крепкие, с частыми включениями угля. Аргиллиты имеют темно-серый цвет, слюдистые, тонко горизонтально-слоистые. Пористость песчаников составляет 19...21%, а коэффициент насыщенности - 70...80%.
Начальные пластовые давления в сеноманских и неокомских залежах нормальные, а в ранневаланжинских и юрских - аномально высокие. Коэффициент аномальности превышает 1.8.Конструкция эксплуатационных скважин приведена в табл. 1.4. На юрские отложения пока эксплуатационного бурения нет, потому приведена конструкция, по которой пробурены разведочные скважины.
Как видно из табл. 1.4, во всех случаях скважины заканчиваются одинаковым образом: продуктивный горизонт вскрывается, крепится обсадными трубами и цементируется, а затем производится перфорация для соединения пластов с обсаженной скважиной. При такой технологии всегда существует опасность значительного снижения добывных возможностей скважины по сравнению с потенциальными, обусловленными только природными геологическими условиями. Первое неблагоприятное воздействие на продуктивный пласт оказывается при- первичном вскрытии пласта бурением с репрессией бурового раствора на пласт, превышающей 15...20% пластового давления. Конечно, вскрытие пласта во всех проектах жестко регламентируется, чтобы свести к минимуму это воздействие. В частности, выбирается надлежащий тип бурового раствора, жестко ограничивается его плотность и показатель фильтрации и др. Однако даже при строгом соблюдении этих регламентов буровиками (их нарушение, порой значительное, тоже, к сожалению, является "правилом") неблагоприятного воздействия избежать не удается.В Западной Сибири как раньше, так и сейчас первичное вскрытие пластов производится на пресном глинистом растворе с низким
Разработка методики и выбор экспериментальных установок для исследования влияния вида и свойств бурового раствора на устойчивость горных пород-коллекторов
Наименьших затрат времени и средств требует аналитическое решение задачи изменения прочности горных пород в различных средах. К сожалению, оно на сегодня невозможно из-за отсутствия математических моделей данного процесса. Поэтому приходится решать ее экспериментально.
Экспериментальные исследования в принципе могут быть проведены либо в скважине, либо в лаборатории. В первом случае мы получаем наиболее достоверные результаты, но требуются очень большие затраты времени и средств. Гораздо экономичнее лабораторные эксперименте би = бн и рм = рн, то должно 1„ = 1н, т.е. размеры модельной скважины должны равняться размерам натурной. Это либо практически невозможно, либо требует очень громоздких сложных дорогостоящих экспериментальных установок.
В отечественной практике широко применяется очень простая методика [21]. Образец горной породы (натурной или ::одельной) помещается в исследуемую среду при определенных термобарических условиях и фиксируются во времени изменение массы, объёма или прочности образца. Полученные результаты невозможно напрямую перенести на практику. Поэтому исследования проводят в нескольких жидкостях, одну из которых (чаще всего дистиллированную воду) принимают за эталон. В итоге получают относительную эффективность различных сред, по которой делают практические выводы. Недостаток этой методики в том, что не моделируется в эксперименте напряженное состояние горной породы,которое может существенно влиять на взаимодействие её со средой.
Методика, предложенная в [46,97], свободна от этого недостатка. Здесь образец горной породы не просто находится в исследуемой среде, а подвергается деформированию. Уровень напряжения может быть задан различным, как и термобарические условия. В процессе исследования измеряют время разрушения образца горной породы в различных средах при постоянных условиях. Затем определяют показатель эе, названной в работе [97] коэффициентом устойчивости образцов горной породы в данной среде и определяемый как: где tH, Ъэ - время разрушения образца породы в исследуемой и эталонной жидкостях соответственно. В качестве эталонной жидкости может приниматься любая жидкость. Коэфициент устойчивости показывает во сколько раз изменяется устойчивость горной породы в данной среде по сравнению с эталонной. Конечно, по значению эе невозможно судить об изменении значения интересующего нас коэффициента к в натурной скважине. Зато можно с минимальными затратами времени и средств выявить жидкости, в наименьшей степени снижающие прочность данной горной породы, которые будут характеризоваться наибольшими значениями эе. Эти жидкости и будут наиболее пригодны для применения в скважинах с открытой призабойной зоной. В дальнейшем можно провести их промысловые испытания и окончательно решить поставленную задачу. На основании изложенного эта методика принимается нами для своих исследований.
Мы предусматриваем исследовать взаимодействие горных пород с жидкостями при различных видах деформирования: при сжатии, изгибе и растяжении. Это делается для того, чтобы установить, в каком случае влияние среды на прочность горных пород сильнее, и учитывать это на практике в зависимости от целей использования жидкостей.
Уровень нормальных напряжений в образце рекомендуется устанавливать в пределах 0,1...0,4 от предела прочности при соответствующих видах деформирования [46]. Мы принимаем его равным примерно 0,5, поскольку именно при этом значении к возникает опасность разрушения стенки скважины в открытом стволе (табл. 2.1). Иначе говоря, в реальных скважинах имеет место примерно такое же соотношение между напряжениями сжатия на стенке и минимальной прочностью пород.
Образцы горных пород по составу соответствуют коллекторам сеномана и валанжина Уренгойского НГКМ. Изготавливаются они из керна или шлама, отобранных в процессе бурения соответствующих отложений. Поскольку все продуктивные горизонты представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин, то шлам отбирался избирательно при бурении каждой из этих пород и изготавливались из них образцы по общепринятой технологии [46]. Шлам тщательно промывается водой и высушивается в сушильном шкафу при температуре 105 С до постоянной массы в течение 3...4 часов. Затем его измельчают в фарфоровой ступке и просеивают через сетку с размером ячеек в свету 0,1 мм. Полученный порошок выдерживают в сухом помещении с естественной влажностью в течение 7 суток. Далее из него изготавливают цилиндрические образцы диаметром 10...30 мм и высотой-15...40 мм в специальной разъемной пресс-форме под давлением 240 МПа. Скорость приложения и снятия давления прессования равна 1 МПа/с. Для исследований на изгиб изготавливаются таким же образом образцы пластинчатой формы длиной 30 мм, шириной 10 мм и толщиной 2 мм. Готовые образцы выдерживают в течение 7 суток в тех же условиях, что и порошок, с целью релаксации остаточных напряжений. Перед исследованиями образцы породы тщательно осматриваются и обмеряются. При этом отбрасываются образцы со сколами и трещинами, а также имеющие отклонения по размерам более 0, 5 мм,.Нами выполнен рентгеновский анализ горных пород-коллекторов Уренгойского НГКМ. В табл. 2.2 для примера приведен минералогический состав песчаника, а также его глинистой фракции для сеномана.
Влияние буровых растворов на устойчивость при изгибе
Полные результаты экспериментального исследования приведены в ПРИЛОЖЕНИИ 2. Опыты проведены на образцах, изготовленных из натурного шлама, отобранного при бурении алевролитов.
На рис. 3.9 приведены значения коэффициента устойчивости образцов в различных буровых растворах. Прежде всего бросается в глаза гораздо более быстрое разрушение их во всех буровых растворах по сравнению с разрушением алевролитовых же образцов сжатием. Так, в дистиллированной воде разрушение при сжатии наступает через 264с, а при изгибе - уже через 66с. Объясняется это небольшой толщиной (2 мм) образцов при изгибе и соответственно очень быстрым насыщением породы жидкостью. По этой же причине на коэффициент устойчивости гораздо сильнее, чем на рис. 3.2, влияет показатель фильтрации. Однако значения коэффициента устойчивости в одних и тех же буровых растворах находятся в ех же пределах, что и при сжатии (рис. 3.4). Например, в гидрофобной эмульсии коэффициент устойчивости алевролита при изгибе равен 65, а при сжатии - 58.
Главный же вывод из результатов данного исследования заключается в том, что наибольшая устойчивость горной породы при изгибе, точно также как при сжатии, имеет место в неводных буровых растворах.
Полные результаты экспериментального исследования приведеныв приложении 3. Опыты проведены на образцах алевролита диаметром 18мм и длиной 73...77мм, полученных из кернов, отобранных при бурении валанжина на скв. N 20610. Как уже указывалось в разделе 2.2, устойчивость горных пород при растяжении в различных буровых растворах оценивается не по коэффициенту устойчивости, а по значению предела прочности. Такая замена ничего существенно не изменяет в принципиальном плане оценки сравнительной эффективности буровых растворов, но зато облегчает проведение опытов, поскольку на гидравлическом прессе не нужно поддерживать постоянное давление в течение длительного времени (до нескольких часов). В случае определения коэффициента устойчивости это пришлось бы делать обязательно, что технически сложно.
На рис. 3.10 приведена прочность алевролита в различных буровых растворах. Приведенные данные в корне противоречат сложившимся представлениям о роли жидкостей. Как правило, насыщение связных терригенных горных пород жидкостями приводит к снижению прочности, а здесь мы наблюдаем значительное возрастание её. Однако коэффициенты вариации для всех жидкостей очень велики (17...65%), что обусловлено неоднородностью натурных образцов горной породы, которая, как хорошо известно [106], в наибольшей степени проявляется именно при испытаниях на растяжение. Доверительные интервалы значений прочности на растяжение с вероятностью 0,95 для исследованных нами сред следующие: воздух -2, 2.. . 4,6МПа; вода - 1, 2.. .8,2МПа; фильтрат - 0...14, 5МПа. Как видим, доверительные интервалы перекрываются. Следовательно, объективно мы обязаны считать, что прочность на растяжение в данном случае не зависит от вида и свойств насыщающей среды. Это положение уже вполне объяснимо. Прочность на растяжение обусловлена наиболее прочными связями между зернами, куда проникновение жидкостей затруднено. Соответственно нет и предпосылок для существенного снижения прочности в результате физической адсорбции жидкости. 3.4.1. Получены количественные характеристики устойчивости терригенных горных пород, слагающих продуктивные горизонты газовых и газоконденсатних месторождений Западной Сибири, в буровых растворах при различных видах деформирования.3.4.2. Независимо от вида деформирования и литологической характеристики терригенных горных пород наибольшая и более длительная устойчивость последних имеет место в неводных буровых растворах.3.4.3. В водных буровых растворах устойчивость породы зависит от значения показателя фильтрации их. Она значительно повышается при снижении показателя фильтрации менее 10...12 см3/30мин.3.4.4. Длительная устойчивость стенки в скважинах с открытой призабойной зоной обеспечивается при заполнении её газом, углеводородной жидкостью или буровыми растворами на углеводородной основе.3.4.5. В течение ограниченного времени (несколько суток) обеспечивается она и при заполнении скважины водными буровыми растворами с низким (менее 10...12 см3/30мин) показателем фильтрации, если стенка скважины предварительно гидрофобизирована.
Влияние бурового раствора на транспортирова ние шлама по стволу скважины
Экспериментальные данные по скорости оседания шлама в различных условиях приведены в ПРИЛОЖЕНИИ 5.
На рис. 4.2 показано влияние реологических свойств бурового раствора на скорость оседания шлама различного размера. Как видим, независимо от размера частиц шлама скорость оседания их зависит от реологических свойств бурового раствора одинаковым образом. С ростом как вязкости, так и динамического напряжения сдвига скорость оседания интенсивно снижается до 10 мм/с и менее, а затем темп снижения скорости оседания резко падает. Чем больше эквивалентный диаметр частиц, тем при больших значениях реологических параметров происходит замедление скорости оседания шлама. Объясняется это изменением режима обтекания частиц шлама буровым раствором. При малых значениях реологических параметров режим обтекания частицы является турбулентным, а при больших -ламинарным. Известно [110], что при оседании шарообразных частиц в вязкой жидкости переход от турбулентного режима обтекания к ламинарному сопровождается скачкообразным возрастанием коэффициента лобового сопротивления частицы примерно в 3 раза. Переход от ламинарного режима обтекания к турбулентному имеет место при значении критерия Реинольдса около единицы.
В данном случае точки перелома графиков для частиц разного эквивалентного диаметра соответствуют значениям приведенного критерия Реинольдса, вычисленного с учётом вязкопластичных свойств бурового раствора, равным 0,8...1.0, т.е. практически одинаковым с вышеприведенным значением.
В свою очередь, причиной резкого снижения коэффициента лобового сопротивления частицы при турбулентном режиме обтекания является уменьшение площади следа (возмущений в жидкости) за частицей.
Экспериментальные данные вполне удовлетворительно аппроксимируются уравнениями:где V - скорость оседания частиц, мм/с;d,d3 - соответственно геометрический и эквивалентныйдиаметр частиц, мм; h - длина модельных частиц шлама, мм; т0 - динамическое напряжение сдвига буровогораствора, дПа;i\ - пластическая вязкость бурового раствора, мПа с.
Множественный коэффициент корреляции равен 0,78, а частные коэффициента корреляции составляют: для диаметра 0,68; для длины частицы - 0,2; для т0 и п - 0,05 и 0,07 соответственно.
Анализ выражений (4.5), (4,6) показывает, что скорость оседания частиц шлама резко уменьшается при то 50дПа и 1 12мПа с, т.е. при IQ/ТІ 400 с"1.
Таким образом, для улучшения транспортирования шлама по стволу скважины реологические свойства бурового раствора должны обеспечивать ламинарный режим обтекания частиц. Для частиц шлама с эквивалентным диаметром до 6 мм, составляющих основной объём выбуренной породы, это достигается при х0/У[ 400 с-1. Как было установлено ранее (раздел 4.1), при таком значении т0/п предупреждается и значительное осаждение шлама на нижней стенке пологих и горизонтальных скважин. Следовательно, в целом улучшается очистка от шлама ствола скважины, причем как вертикальной, так и пологой или горизонтальной.
Следует отметить, что на результаты экспериментального исследования как осаждения шлама, так и его транспортирования по стволу скважины безусловно влияли и вязкоупругие свойства бурового раствора, которые явно проявлялись при обработке последнего высокомолекулярными полимерами в значительных концентрациях в форме "тягучести" раствора. Однако из-за отсутствия стандартизованных показателей вязкоупругих свойств бурового раствора и аппаратуры для их определения, последние нами не определялись, но их влияние на результаты отразилось" через известные реологические параметры т0 и д. Поскольку вопрос влияния вязкоупругих свойств бурового раствора особенно на осаждение шлама в пологом и горизонтальном стволе очень важен и интересен, мы в дальнейшем предусматриваем изучить его специально.
Буровые растворы должны обеспечивать:- высокое качество первичного вскрытия продуктивных горизонтов и сохранение их естественной продуктивности в последующем при выполнении различных работ в скважине;- устойчивость необсаженной стенки в течение всей "жизни" скважины;- проведение без осложнений и аварий буровых и ремонтных работ как в вертикальном, так и в наклонном или горизонтальном стволе;- безопасные условия труда и охрану недр, окружающей среды;- по возможности инимальные затраты времени и средств на приготовление, применение, очистку и содержание самих буровых растворов.
Однако перечисленные требования не содержат конкретных по казателей, основываясь на которых можно было бы разработать конкретную рецептуру буровых растворов для реализуемых проектов. Выполненные в данной работе исследования позволяют установить эти показатели и, таким образом, сформулировать уже конкретные требования к свойствам буровых растворов.
Влияние буровых растворов на качество вскрытия продуктивных горизонтов изучено достаточно полно, в том числе и на ГКМ Западной Сибири. Так, в лаборатории буровых растворов ВНИИКРнефти было исследовано влияние различных сред на проницаемость коллекторов валанжинского горизонта Уренгойского ГКМ (пласт БУ 14). Установлено, что проницаемость для воды кратно ниже, чем для воздуха или газа (табл. 5.1).
