Содержание к диссертации
Введение
1. Геолого-технологические особенности разреза Прибрежной группы месторождений 12
1.1. Основные геологические осложнения при проводке разведочных скважин 12
1.2. Факторы, приводящие к деформации и разрушению стенок скважин 12
2. Состояние вопроса и задачи исследования 23
2.1. Обзор существующих технологий применения буровых растворов в осложненных условиях 23
2.2. Анализ применяемых на Прибрежной группе месторождений систем буровых растворов и оценка их эффективности 26
3. Исследование и разработка рецептуры промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях
3.1. Исследование структурно-механических и фильтрационных свойств, оптимизация состава и построение математической модели высокоингибирующего полимерглинистого раствора 39
3.2. Исследование и оценка ингибирующих, диспергирующих свойств и увлажняющей способности исследуемого раствора 59
3.3. Оценка синергетического эффекта совместного действия компонентов исследуемого раствора 71
3.4. Оценка смазывающих и антиприхватных свойств исследуемого раствора 77
4. Выбор типа бурового раствора применительно к особенностям ПрибреЖНОЙ ГруППЫ Месторождений 05
4.1. Проблемы управления свойствами бурового раствора 85
4.2. Исследование реологических свойств и установление модели течения высокоингибирующего полимерглинистого раствора "
4.3. Определение гидравлических потерь давления при промывке разведочной скважины высокоингибирующим полимерглинистым раствором с использованием зарубежной методики 97
4.4. Расчет гидравлических потерь давления с использованием новейшей отечественной методики и степенной модели течения "8
5. Технико-экономическая оценка эффективности внедрения результатов выполненных работ на Прибрежной группе месторождений и в Ростовской области 113
Заключение 115
Список литературыE
- Факторы, приводящие к деформации и разрушению стенок скважин
- Анализ применяемых на Прибрежной группе месторождений систем буровых растворов и оценка их эффективности
- Исследование и оценка ингибирующих, диспергирующих свойств и увлажняющей способности исследуемого раствора
- Определение гидравлических потерь давления при промывке разведочной скважины высокоингибирующим полимерглинистым раствором с использованием зарубежной методики
Введение к работе
з
Актуальность работы. Буровой раствор - сложная структурированная коагуляционно-тиксотропная дисперсная система, особенности которой обуславливают его реологические и технологические свойства, главные из которых - структурно-реологические и фильтрационные. Управление этими свойствами в основном сводится к изменению физико-химического состояния системы раствора.
Основополагающий вклад в развитие представлений о свойствах тиксотропних дисперсных систем внесли отечественные исследователи Г.М. Бартенев, М.П. Вола-рович, Н.Н. Круглицкий, И.И Лиштван, Ф.Д. Овчаренко, П.А. Ребиндер, Е.Д. Щукин и другие.
К настоящему времени опубликовано огромное количество работ, посвященных повышению качества промывочных жидкостей. Наибольший вклад в решение этой проблемы внесли А.Г. Аветисов, Э.Г. Агабальянц, O.K. Ангелопуло, Д.Н. Башкатов, А.И. Булатов, B.C. Войтенко, В.Д. Городнов, Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, Н.А. Дудля, СЮ. Жуховицкий, Л.М. Ивачев, Э.Г. Кистер, Е.А. Козловский, Н.Н. Круглицкий, Б.Б. Кудряшов, В.Н.Кошелев, М.И. Липкес, Н.А. Мариампольский, А.Х. Мирзаджанзаде, К.Ф. Паус, Ю.М. Проселков, П.А. Ребиндер, И.Н. Резниченко, В.Ф. Роджерс, В.И. Ряб-ченко, Я.А. Рязанов, Н.В. Соловьев, А.Я. Третьяк, П.С. Чубик, Р.И. Шищекко, С.Н. Ятров, A.M. Ясашин и другие.
Развитие науки о буровых растворах, имеющей более чем 70-летнюю историю, последовательно отражает постановку и решение наиболее значимых проблем, выдвигаемых практикой бурения. Однако нарушения устойчивости стенок скважины в результате наступления предельного состояния в породах приствольной зоны не преодолены. Особенно остро проблема устойчивости ощущается в тех районах, где бурение ведется в сложных геологических условиях.
По данным ООО «Кубаньбургаз» н ООО «Краснодарнефгегаз-Бурение» при строительстве практически всех 17 скважин, пробуренных на Прибрежной группе месторождений были встречены осложнения ствола скважин, на ликвидацию которых затрачено более 6500 часов. Доля наклонно направленных скважин со смещением от вертикали более 600 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными ингибирующими и технологическими свойствами составляет*
..4 более ЗО %. В то же время использование в последние годы систем буровых растворов
зарубежных фирм: «MI-SWACO», «DURATHERM», «SILDRIL» и «BAKER HUGHES»
не дает положительных результатов - осложнения не преодолены. Кроме того, выше
названные системы растворов требуют применения дорогостоящих химических
реагентов. Проблема поиска оптимальной системы бурового раствора для сооружения
скважин в Южном регионе остается актуальной и на сегодняшний день. В связи с этим
разработка эффективной системы бурового раствора является актуальной задачей
бурения скважин в глинистых отложениях большинства регионов России, в том числе в
Краснодарском крае и Ростовской области. Исследованиям по этой проблеме посвящена
работа выполненная автором в рамках данной диссертации.
Цель работы - улучшение технико-экономических показателей разведочного бурения путем разработки и внедрения в производство высокоингибирующего полимерглинистого раствора (ВИПГР) с улучшенными структурно-реологическими, фильтрационными и фрикционными свойствами.
Основные задачи исследований:
Анализ современных ингибирующих буровых растворов и выбор направления исследований по разработке новой рецептуры.
Экспериментальное подтверждение синергетического воздействия химических реагентов на водно-дисперсные системы и выбор оптимального состава бурового раствора, обладающего устойчивостью к воздействию выбуренных глинистых пород и температуры.
Разработка технологии обработки раствора для бурения неустойчивых глинистых пород и установление оптимальных рецептур.
Построение математической модели и оценка реологической модели течения предлагаемого бурового раствора.
5. Экспериментальная проверка технологии применения ВИПГР в
производственных условиях.
6. Разработка технологического регламента по приготовлению, обработке и
применению разработанного бурового раствора.
5 Методы решения поставленных задач. Задачи решались на основе анализа и
обобщения, имеющихся теоретических, лабораторных и промысловых материалов по
данной проблеме, а также на результатах собственных аналитических, лабораторных и
стендовых исследований с использованием современных приборов и компьютерных
программ: MathCAD, Excel, САПР Компас.
Научная новизна работы:
1. Установлено явление синергетического эффекта при комплексной обработке
промывочной жидкости несколькими реагентами: КС1, бишофит, ацетат калия, софэксил
40К, которые взаимно дополняют и усиливают ингибирующее действие ВИПГР.
2. Выявлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига
и фильтрации ВИПГР от концентрации в нем применяемых реагентов: КС1, бишофит,
ацетат калия, софэксил 40К.
3. Получена реологическая модель раствора и установлена совокупность
математических моделей ВИПГР с улучшенными структурно-реологическими,
фильтрационными и фрикционными свойствами.
Научная новизна подтверждена двумя патентами на изобретение: №2255199 «Способ обработки бурового раствора и устройство для его осуществления» и №2303047 «Высокоингибированный буровой раствор».
Основные защищаемые положения:
управление структурно-реологическими и фильтрационными параметрами раствора можно осуществлять регулированием влияния ингибирующих добавок с учетом закономерностей, выявленных при помощи математических моделей показателей свойств;
улучшение крепящих свойств ВИПГР обеспечивается синергетическим эффектом действия компонентов;
- реологические показатели ВИПГР способствуют улучшению состояния ствола
скважины и эффективному выполнению гидравлической программы бурения.
Практическая значимость и реализация работы.
1. Выявлены основные причины, определяющие эффективность применения ВИПГР в осложненных условиях бурения разведочных скважин Прибрежной группы месторождений.
2. Применен оптимальный состав ВИГТГР при бурении скважин на месторождения,
ООО «Кубаньбургаз» (договор №226/04 с филиалом ДООО «Кубаньбургаз» о 27.05.05г.) и ОАО «Южгеология».
3. Предложена математическая модель раствора и установлено, что поведенії
ВИГТГР относится к реологической модели Оствальда -де Ваале.
4. Оценены гидравлические потери при промывке скважин предлагаемык
раствором.
Произведена оптимизация параметров и разработан технологический регламеи применения ВИПГР.
Результаты исследований могут быть использованы в учебном процессе в рамка, дисциплин «Буровые и тампонажные растворы» и «Технология бурения нефтяных і газовых скважин».
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работ докладывались на ежегодных научно-технических конференциях, проводимых в Южно Российском государственном техническом университете в период 2002-2009 гг., а такж на международных конференциях «Новые идеи в науках о Земле» в 2002 - 2009 гг РГТРУ, г. Москва. В полном объеме диссертационная работа была обсуждена н расширенном заседании кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» СевКавГТУ «Геофизика, техника разведки и бурение нефтегазовых скважин» ЮРГТУ (НПИ «Разведочное бурение» РГТРУ.
Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работ освещены в 18 печатных работах, в том числе в 13 статьях, в 2 докладах и 3 патентах Р< 6 работ опубликованы в изданиях рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы. Работа изложена на 150 страницах машинописног текста. Текстовая часть содержит 24 таблицы, 27 рисунков и 2 приложени Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, приложенш" списка использованной литературы, включающего 96 наименований. Диссертаци является результатом производственных и научно-исследовательских рабо выполненных на кафедре «Геофизика, техника разведки и бурение нефтяных и газовы. скважин» в ООО «Кубаньбургаз» (договор №226/04 от 27.05.05г.), ОАО «Южгеология» течение 2005-2009 гг.
Факторы, приводящие к деформации и разрушению стенок скважин
Проблемы сохранения устойчивости глинистых отложений при проводке скважин характерны для многих регионов России, в том числе Краснодарского края и Ростовской области. Прибрежная группа месторождений относится к лиманной зоне Славянского района Краснодарского края и расположена в 130 км в Северо-западном направлении от краевого центра.
В орографическом отношении рассматриваемая территория расположена в пределах низменной равнины, занятой плавнями и лиманами. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и интервалы неустойчивости ствола скважины представлены в таблицах 1.1-1.3.
Глубины разведочных скважин не превышают 3300 м. Оценивая в целом геолого-технологические особенности разреза Прибрежной группы месторождений необходимо отметить, что геологический разрез и физико-механические свойства горных пород являются довольно сложными, поэтому необходимо разработать рациональную технологию сооружения разведочных скважин, с применением буровых растворов, соответствующих технологическому процессу и геологическим условиям. Решению этих вопросов и посвящена данная работа.
Согласно современным представлениям на устойчивость стенок скважин в той или иной степени влияют геологические и технико-технологические факторы. Таблица 1.1— Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
Стратиграфическоеподразделение Глубина залегания, м Мощность, м Угол залегания,град. Стандартное описание горной породы Название Индекс от кровли ДО подошвы 1 2 3 4 5 6 7 Антропоген + апшерон Q4 +апш 0 135 135 0-1 Светло-бурые и палевые лесовидные суглинки, чередующиеся с прослоями песков, глин, ракушечников Куяльник N23kl 135 715 580 0-1 Верх: чередование пачек песчаников и пестроокрашенных глин; середина: глины с тонкими прослоями алевролитов; низ: три монолитные песчано-алевролитовые пачки Киммерий N23km 715 1205 510 1-3 Верх - песчано-алевролитовая пачка; низ - глины темно-серые песчано-алевролитистые неизвестковистые с буровато-серыми прослоями алевролитов, песчаников и ракушечников
Понт N24pt 1205 1715 510 1-3 Верх - глины темно- и светло-серые с частым чередованием светло-серых алевролитов, мергелей и известковистых глин. Низ - II горизонт: песчаники серые и зеленовато-серые от плотных до рыхлых; III горизонт: пески с прослоями алевролитов и глин
Меотис Ni3mt 1715 2220 505 3-Ю Песчаники мелкозернистые неизвестковистые, мергелей и известняков; глины светло-серые известковистые, алевритистые Продолжение таблицы 1. 1 2 3 4 5 6 7
Верхи.сармат N sr m3 2220 2435 215 3-Ю Песчаники с включением обломков карбонатных пород, глины темно-серые Средн.сармат Nj3sr2m 2435 2625 190 3-Ю Глины темно-серые с редкими слоями доломитов, сидеритов, алевролитов, мергелей Нижн.сармат Ni3sr m 2625 2750 95 5 30 Глины темно-серые с прослоями мергелей, доломитов, сидеритов, алевролитов Конка + караган N kn +kr 2750 2940 222 5-30 Глины темно-серые слоистые с прослоями мергелей и известняков Чокрак Ni2tsc h 2940 3160 256 5-30 Глины темно-серые с прослоями алевролитов, песчаников, мергелей и известняков Таблица 1.2 - Прихватоопасные зоны Индекс стратиграфического подразделения Интервалповертикали,м Вид прихвата Раствор, при котором произошел прихват напредыдущих скважинах Допустимое время без движения колонны, мин Условиявозникновенияприхвата от (верх) до (низ) тип р кг/м в,см3/30 мин смазывающие добавки N2 km 900 1205 Прилипаниебурильнойколонны 1о15 1250 6,0 нефть 5 Длительное оставление бурильной колонны без движения в открытом стволе. Недостаточная проработка интервалов, затяжки посадки.
Индекс стратиграфическо го подразделения Интервал по вертикали,м Минимальнодопустимое значениегидростат, давления,при котором породысохраняютустойчивость нанижней границеинтервала, МПа Интервал проработкидля предупрежденияосложнения Условия возникновения осыпей и обвалов (технологические, технические, химические) от (верх) ДО (низ) мощность, м скорость, м/час 1 2 3 4 5 6 7 Q+N2kkm (куяльник -киммерий) N2ptNjmtNl srml N, tsch (нижний сармат, чокрак) 301715 2220 2625 2940 12052220 2625 2940 3160 11,016,923,0 42,2 63,5 11751205-1715 1715-2220 2625-2750 2940-2750 30 Повышенные гидродинамические давления при СПО и промывках, длительное пребывание во вскрытом состоянии, несоответствие параметров бурового раствора проектным (снижение плотности, повышение водоотдачи) Продолжение таблицы 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
N2pt+mt+ srm3 1205 1050 2435 2000 Прилипание и заклинивание бурильн. колонны в желобных выработках hr м г э s а , « I Ью Е ко5 tS Sи X 6 н «s s к я о оо д1-1я 138 0 6,0 нефть 5 Недостаточное содержаниесмазывающих добавок в буровомрастворе.Несоответствие параметров бурового раствора проектным. Nsrml 2625 2750 Прихватбурильнойколонныиз-заосыпей 144 0 4,0-5,0 фосфатидныйконцентрат +графит 5 Ntsch 2750 3160 Прихваты, прилипани я БК из-за наличия вразрезе набухающих глин 214 0 3,5-4,0 фосфатидныйконцентрат+графит 5 18
Геологические факторы: напряженное состояние пород; наличие пликативных (складчатых) и дизъюнктивных (разрывных) дислокаций, грязеых вулканов, свидетельствующих о тектонических силах, значительно видоизменяющих напряженное состояние пород, т.е. соотношение между горизонтальной (боковой) и вертикальной составляющими горного давления; строение, структурные связи и литолого-фациальные особенности горных пород; содержание флюидов (пластовые воды, газ, нефть) и пластовое (поровое) давление; физико-механические свойства горных пород; характер и условия залегания пород (угол напластования, степень неоднородности, трещиноватости, слоистости, перемятости).
Технико-технологические факторы: тип и параметры бурового раствора; вид химической обработки и степень физико-химической активности по отношению к горным породам; плотность, от которой зависит противодавление на стенки скважины; вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и другие стандартные характеристики, от которых зависят структурно-механические и реологические свойства бурового раствора, а также свойства глинистой корки и размокание пород; эрозия стенок скважины при циркуляции бурового раствора; колебания гидродинамического давления и изменения температуры на стенках скважины, связанные с периодичностью процесса циркуляции бурового раствора; механическое воздействие бурового инструмента при спускоподъемных операциях и бурении; способ бурения, компоновка инструмента, тип долота; продолжительность времени пребывания пород приствольной зоны в необсаженном состоянии; близость вновь забуриваемых стволов при ликвидации осложнений и аварий.
Анализ применяемых на Прибрежной группе месторождений систем буровых растворов и оценка их эффективности
Важнейшее условие повышения технико-экономических показателей бурения - совершенствование буровых растворов. Многообразие условий бурения в сочетании с экономической целесообразностью не позволяет создать в ближайшее время универсальный буровой раствор.
В настоящее время разведочные скважины на нефть и газ бурят на значительную глубину, с ростом которой увеличиваются время нахождения пород ствола в необсаженном состоянии, число спускоподъемных операций, вызывающих гидродинамические колебания давления жидкости в скважине, а также циклические изменения температуры пород, связанные с чередованием остановок и возобновления циркуляции бурового раствора. В интервалах залегания глинистых пород на состояние ствола в значительной степени влияет физико-химическое взаимодействие фильтрата бурового раствора с проходимыми породами. Перечисленные факторы в большей или меньшей степени изменяют физико-механические свойства и напряженное состояние пород приствольной зоны, особенно в наклонно направленных скважинах.
Развитие науки о буровых растворов последовательно отражает постановку и решение наиболее существенных проблем, выдвигаемых практикой бурения. Вначале решалась главным образом задача обеспечения устойчивости бурового раствора, как дисперсной системы, в результате чего были созданы ингибированные (соле-, термостойкие и термосолестойкие) буровые растворы. Затем с целью управления процессом взаимодействия раствора со стенкой скважины и шламом были разработаны ингибирующие и недиспергирующие системы требуемой термостойкости. Практически важные выводы получены при изучении механизмов массопереноса между скважиной и пластом как вследствие положительного перепада давления, приводящего к кольматации стенок скважины и отфильтровывания в пласты дисперсной среды бурового раствора, так и в результате осмоса, обусловливающего возможность даже частичного осушения приствольной зоны. Это позволило предотвращать осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок скважины.
В современных условиях задача управления качеством буровых растворов состоит в том, чтобы в сочетании с горно-геологическими условиями и гидравлической программой бурения поддерживать их требуемые структурно-реологические и фильтрационные свойства при минимальном содержании твердой фазы и заданном уровне ингибирования, термосолестойкости и осмотической активности.
Промысловая практика показывает, что бороться с уже начавшимися деформационными проявлениями очень трудно и часто остановить их просто невозможно. Гораздо эффективнее профилактические меры, предупреждающие нарушения целостности и устойчивости стенок необсаженной скважины. Таким образом, наряду с разработкой научно обоснованных методов борьбы с деформациями стволов необходимо создать надежные методы прогноза зон возможных осложнений деформационного типа. Это особенно важно потому, что на породы массива часто действует не только гравитационное, но и тектоническое силовое поле. Однако при расчетах устойчивости стенок скважин это обстоятельство во внимание не принимают.
Прогресс современного разведочного бурения скважин в значительной мере зависит от качества применяемых промывочных жидкостей. Основными компонентами последних в наиболее широко распространенных случаях, являются: вода, глины, химические реагенты, и иногда утяжелители. В большинстве районов литологический разрез скважин в той или иной мере представлен глинистыми породами. В отличие от других горных пород, слабо взаимодействующих с различными промывочными жидкостями на водной основе, глинистые породы при контакте с водными средствами, т. е. фильтратами таких систем, претерпевают существенные физико-химические/ изменения. В результате контакта с фильтратами промывочных жидкостей на водной основе глинистые породы могут переходить из одного физического состояния в другое - от твердого тела к пастообразному или из твердого монолита в грубые дисперсии, со всеми вытекающими из этого отрицательными последствиями для устойчивого состояния ствола скважины (осыпи, вытекания, каверно- и обвалообразования, пробкообразования и т.д.).
В последние годы физико-химическому взаимодействию фильтратов промывочных жидкостей с потенциально неустойчивыми глинистыми породами уделяется значительное внимание.
Разработаны, испытаны и внедрены рецептуры ингибированных промывочных жидкостей для бурения в осложненных (осыпями и обвалами) отложениях глинистых пород: известковые, гипсовые, хлоркальциевые, малосиликатные, гипсоизвестковые, гипсокалиевые, алюмокалиевые, алюмокальцевые, алюмогипсокалиевые и др. Каждый из этих растворов имеет положительные и отрицательные стороны и применяется в конкретных геолого - технических условиях.
Нами выполнен анализ многочисленных лабораторных исследований и практических результатов внедрения в практику сооружения разведочных скважин, геологический разрез которых представлен аналогично разрезу на Прибрежной группе месторождений Краснодарского края. Во всех случаях при. проходке неустойчивых глинистых отложений применяются ингибирующие растворы, кроме бентонита (структурообразователь), основным составляющим компонентом бурового раствора является ингибитор набухания глин, далее -ряд химических реагентов, регулирующих вязкость и водоотдачу, смазывающие добавки, утяжелитель и различные химические реагенты для регулирования рН и связывания ионов кальция и натрия.
В современных условиях задача управлением качеством буровых растворов в осложненных условиях состоит в том, чтобы в сочетании с горногеологическими условиями и гидравлической программой бурения поддерживать их требуемые структурно-реологические и фильтрационные свойства при минимальном содержании твердой фазы и заданном уровне ингибирования, термосолестойкости и осмотической активности.
Исследование и оценка ингибирующих, диспергирующих свойств и увлажняющей способности исследуемого раствора
Многолетний производственный опыт убедительно показывает, что осложнения и аварии, обусловленные нарушениями устойчивости стенок скважин, приурочены, главным образом, к интервалам залегания глинистых пород. При этом степень влияния на устойчивость таких пород гидродинамического противодавления, гидродинамического воздействия потока бурового раствора и его физико-химического воздействия характеризуется соотношением 8:18:74 [86].
Физико-химическое воздействие промывочной жидкости на формирования глинистых пород, как ее неотъемлемое свойство принято называть ингибирующей способностью. Ингибирующая способность — это способность бурового раствора предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола, обвалы, желобообразование и тому подобные) представленном легкогидратирующимися, набухающимися и разупрочняющимися глинистыми породами. При этом под глинистыми породами понимаются не только глины, но и глинистые сланцы, аргиллиты, породы на глинистом цементе (глинистый песчаник, мергель, алевролит и другие).
Согласно современным представлениям, сформированным на основе многочисленных научных исследований [19, 21, 26-30, 36, 38, 80, 81] основные причины потери устойчивости глинистых и глиносодержащих пород связаны с нарушением их естественного влажностного равновесия при взаимодействии с дисперсионной средой промывочных жидкостей и обусловленным этим ростом дополнительных внутренних напряжений в поровом пространстве.
В связи со сложностью процессов в системе «ствол скважины -глинистые породы» единый показатель оценки ингибирующей способности промывочной жидкости до сих пор отсутствует. По этой причине в исследовательской и инженерной практике ингибирующую способность характеризуют достаточно большим числом различных показателей. Все эти показатели в принципе могут быть объединены в три группы: показатели набухания, показатели увлажняющей способности и показатели деформации естественных и искусственных образцов глинистых пород, контактирующих с исследуемой средой [86].
Научный подход к построению общего принципа метода ингибирования глин сложного разреза Прибрежного месторождения нужно начинать с анализа самой глинистой породы по минералогическому составу, емкости обменного комплекса, склонности к гидратации. Далее следует подбор необходимых воздействий исходя из требуемого времени устойчивого состояния. Не располагая данными по минералогическому составу глин рассматриваемого участка работ, но имея образцы шлама и керна, отобранные из неустойчивых интервалов и зная склонность глин к разупрочнению мы ставим задачу существенно уменьшить набухание и диспергирование глинистых пород.
Располагая известными реагентами, а также вводя вспомогательные вещества, будем оценивать ингибирующие, диспергирующие свойства и увлажняющую способность предлагаемой системы раствора для достижения поставленной цели.
Согласно современной классификации способов ингибирования глинистых и глиносодержащих пород [36] принципиально различными приемами подавления гидратации глин считаются следующие: - модификация водной фазы растворов; - модификация поверхности глинистых частиц; - частичное изменение природы обменного комплекса глин; - капсулирование глин полимерами. Практически каждый из перечисленных приемов опробован при бурении скважин как в чистом виде, так и, главным образом в комбинации с другими.
Исследования последних лет показывают, что проблему повышения устойчивости стенок скважин в глиносодержащих горных породах можно решить устранив обвалообразование введением в состав промывочной жидкости электролитов и полимерных реагентов [80, 81]. Предложенная технология способствует упрочнению поверхности глинистых пород и созданию полупроницаемой мембраны, обеспечивающей снижение фильтрационного и осмотического перетоков. Авторы разработали механизм мембранообразования, методику и установку, позволяющие моделировать электроосмотический переток водной фазы бурового раствора в глиносодержащие горные породы в зависимости от ее состава и минерализации. Апробированная комплексная методика оценки мембранообразующего действия и снижения скорости электроосмотического перетока по критерию равновесной скорости набухания глиносодержащих пород достаточно эффективна для осложненных условий в районах разведочного и массового бурения.
Описанный метод можно отнести к способу модификации жидкой фазы, неоспоримым достоинством которого является усиление осмотической активности раствора за счет поддержания определенной концентрации электролита, например, NaCl, СаСІг. В тоже время указанный метод, являясь комплексным, хорошо согласуется с приемом капсулирования глин полимерами.
Известные ингибированные буровые растворы: гипсоизвестковые, гипсокалиевые, алюмокалиевые, алюмокальциевые и другие рассчитаны на модификацию поверхности глинистых пород, приводящей к снижению ее гидрофильности и способности к пептизации [36]. Недостатком этого метода является то, что каждый реагент действует индивидуально. Указанные ингибированные промывочные жидкости не обладают взаимным усилением свойств компонентов. Необходимо взаимное дополнение и усиление действия реагентов.
Общеизвестно, что набухание и диспергирование являются процессами, протекающими во времени [16,24,36,80,81,87], поэтому оправдано применение полимеров, инкапсулирующих глинистые частицы и тем самым замедляющих оба процесса.
Определение гидравлических потерь давления при промывке разведочной скважины высокоингибирующим полимерглинистым раствором с использованием зарубежной методики
Использование ВИПГР с параметрами, не выходящими за пределы рабочих «окон» будет способствовать минимизации осложнений в стволе скважины.
Как видим, применение ВИПГР одного и того же состава возможно с 850 м до проектной глубины 3160 м со следующими основными параметрами в пределах общей зоны «рабочих окон»: - напряжение сдвига х0 - 1,0 + 9,2 Па; - скорость сдвига у - 33 + 100 с" .
Зона общего пространства значительно сужает границы регулирования режимных параметров бурового раствора, но остается достаточной, чтобы установить степень пригодности циркулирующей жидкости для любого интервала углубления скважины, не прибегая к дополнительной обработке.
Таким образом, гидравлические расчеты промывки скважины предлагаемой системой ВИПГР, рассчитанные по зарубежной методике позволяют сделать следующие выводы:
1. Оптимальным является такой процесс промывки скважины, когда на долоте реализуется максимальная гидравлическая мощность в пределах «рабочего окна», а в затрубном пространстве соблюдается ламинарный режим течения.
2. Анализируя результаты расчетов построения «рабочего окна» можно сделать вывод, что такие условия промывки обеспечивает уникальный реологический профиль предлагаемого ВИПГР, а именно при высоких скоростях (градиентах) сдвига (ВВСС) (истечении из насадок долота, движение в гидроциклонах и др.), эффективная вязкость раствора резко снижается, а условная остается минимальной, приближаясь почти к вязкости воды. При низких скоростях сдвига (ВНСС) в затрубном пространстве полимерглинистый раствор обладает высокой удерживающей и выносящей способностью.
Нами установлено (п. 4.2), что используемую промывочную жидкость может характеризовать степенной закон Оствальда-де Ваале, который отражает более точное приближение к реальному буровому раствору.
Современная отечественная методика расчета реолого-гидравлической программы с использованием степенной модели течения бурового раствора более предпочтительна, поскольку дает результаты точно соответствующие реалиям гидравлики бурения, особенно скоростей сдвига менее 100 с" [3,53].
Проведенные исследования [70] подтверждают, что многие буровые растворы (особенно полимерные, которые в настоящее время применяются в качестве рабочих жидкостей) с достаточной точностью и лучше всего описываются степенной моделью Оствальда-де Ваале. Полимерные добавки обладают большим достоинством - они увеличивают эффективную (кажущуюся) вязкость при малых скоростях сдвига, способствуют усилению выносящих (транспортирующих) и суспендирующих (удерживающих) характеристик бурового раствора и снижению эквивалентной плотности при циркуляции.
Оптимизация процесса промывки скважины с использованием степенной модели течения производится с целью получения хорошей очистки забоя от выбуренной породы при условии создания максимальной силы удара струи о забой. Известно [3], что максимальная гидравлическая мощность достигается при условии, когда потери давления в долоте соответственно составляют 48% и 65% от давления на выкиде насоса.
При бурении ствола большого диаметра на небольшой глубине, когда имеет место, как правило, высокая механическая скорость и откалываются большие куски разрушенной долотом породы, предпочтительна реализация принципа максимальной силы удара струи, так как достигается более высокий расход жидкости. В глубоких и меньшего диаметра интервалах бурения под технические колонны и особенно под эксплуатационную колонну принцип создания максимальной гидравлической мощности, позволяет иметь более высокую скорость струи и давление на забое, что обеспечивает преодоление статических и динамических сил, удерживающих осколки пород на забое, а следовательно, лучшую очистку забоя.
Оптимизацию работы долота следует осуществлять для конца долбления с целью обеспечения очистки забоя скважины, то есть там, где это наиболее необходимо. При возможности регулирования подачи насоса в этом случае в начале долбления принимают более высокий расход промывочной жидкости, который постепенно снижают к концу долбления до расчетной величины.
Оптимизация циркуляционной системы, которая имеет инструмент (забойные двигатели, телеметрические системы типа MWD) сводится к приятию расхода, обеспечивающего работу забойного двигателя, а для успешного транспортирования выбуренной породы подбираются необходимые реологические свойства бурового раствора.
Порядок проведения гидравлических расчетов по интервалам (при тех же исходных данных) следующий: расчет оптимальной подачи буровых насосов; расчет обобщенных коэффициентов гидравлических сопротивлений; определение скорости восходящего потока в кольцевом пространстве; определение констант степенной модели «п» (показатель неньютоновского поведения потока) и «К» (показатель консистенции) движения ВИПГР (псевдопластичная жидкость); установление режима течения потока ВИПГР и определение потерь давления во всех звеньях циркуляционной системы; расчет гидравлики долота (скорость в насадках, скорость струи на подходе к забою, гидравлическая сила удара); расчет транспортировки выбуренной породы (шлама) от забоя к устью; определение эквивалентной циркуляционной плотности ВИПГР с учетом объемной доли частиц шлама;
