Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние и проблемы повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов 8
1.1. Анализ основных факторов, влияющих на загрязнение продуктивных пластов 9
1.2. Методы оценки степени влияния промывочных жидкостей на продуктивность горизонтальных скважин 14
1.3. Требования к составу и свойствам промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом 18
1.4. Основные проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами и пути их решения. Цели и задачи исследования 24
2. Исследование технологии промывки горизонтальных скважин 28
2.1. Общие проблемы промывки горизонтальных скважин 28
2.2. Исследование выноса шлама из стволов горизонтальных скважин 31
3. Исследование реологических свойств промывочных жидкостей, применяющихся при проводке горизонтальных скважин 44
3.1. Определения 46
3.2 Вязкопластичные жидкости 47
3.3. Псевдопластичные жидкости 51
3.4. Жидкости Гершеля—Балкли 57
3.5. Сравнение моделей 60
3.6. Биополимерные буровые промывочные жидкости 61
3.7. Растворы на углеводородной основе (РУО) 68
3.8. Характеристики жидкостей 70
3.9. Влияние изменения баротермических условий на реологию промывочных жидкостей 70
4. Обеспечение устойчивости стволов горизонтальных скважин 78
4.1. Физико-механические факторы, обеспечивающие устойчивость стволов 79
4.2. Физико-химические факторы, обеспечивающие устойчивость стволов 87
4.3. Температурный профиль промывочной жидкости в стволе скважины 93
4.4. Результаты применения разработанных технологических мероприятий и решений 95
Основные выводы и рекомендации 101
- Методы оценки степени влияния промывочных жидкостей на продуктивность горизонтальных скважин
- Исследование выноса шлама из стволов горизонтальных скважин
- Биополимерные буровые промывочные жидкости
- Физико-химические факторы, обеспечивающие устойчивость стволов
Методы оценки степени влияния промывочных жидкостей на продуктивность горизонтальных скважин
Качество вскрытия продуктивного пласта бурением определяется степенью уменьшения продуктивности скважин (или гидропроводности пласта) вследствие роста гидравлических сопротивлений в зонах проникновения фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости. Принято считать, что количественно степень изменения гидропроводности отношением фактической продуктивности (гидропроводности) Цф пласта к его потенциально возможной продуктивности (гидропроводности) 17/7, т.е.: ОП = . (1) Показатель ОП может быть определен на основании результатов гидродинамических исследований в скважинах (ГДИ) или по данным экспериментальных исследований на натурных кернах из изучаемого объекта вскрытия. Однако в промысловой практике ГДИ проводится нерегулярно. К тому же, получение объективной величины показателя ОП на основании результатов ГДИ затруднено из-за несовершенной техники замеров и сложностью интерпретации результатов. За рубежом более распространенным является такой показатель загрязнения продуктивного пласта как скин-эффект, который характеризует дополнительный перепад давления, необходимый для поддержания постоянной скорости фильтрации после загрязнения ПЗС В научно-технической литературе также приводятся другие показатели загрязнения продуктивного пласта. Рядом авторов установлено влияние некоторых технологических факторов на коллекторские свойства пластов.
По методике ВНИИКРнефти промывочные жидкости классифицируются в зависимости от изменения коэффициента восстановления проницаемости /3 коллектора [65, 80, 82]. Анализы кривых восстановления давления (КВД) при неустановившемся режиме, которые давно уже применяются в процессе гидродинамических исследований вертикальных скважин, позволяют оценить отрицательные эффекты (механические повреждения), возникающие при заканчивании горизонтальных скважин [99]. Методика интерпретации данных при анализе КВД в скважинах с горизонтальным стволом такая же, как и в вертикальных, поскольку в обоих случаях идентифицируются режимы течения, которые обеспечивают возможность предварительного определения параметров характеризующих свойства продуктивного пласта. Предварительные оценки затем уточняются с использованием программ для решения обратных задач. Как правило, эти программы обеспечивают согласование (методом наименьших квадратов) средневзвешенных нелинейных данных, характеризующих изменение во времени давления или расхода, с результатами расчетов и использованием модели скважины с горизонтальным окончанием ствола [113].
Рассмотрение процессов идентификации режимов течения и оценки параметров пласта свидетельствуют о необходимости определения профиля притока в скважину для проведения анализов. Применительно к горизонтальным скважинам время начала и конца каждого режима течения зависит от проницаемости и анизотропии пласта, скин-эффекта, эффективной длины горизонтального участка ствола и расстояний до границы пласта. Модель скважины с горизонтальным стволом и соответствующие режимы течения включают первый и второй периоды линейного и радиального течения, промежуточные периоды линейного и радиального течений [99]. Одной из сложностей при испытаниях горизонтальных скважин является необходимость учитывать значительную сжимаемость флюидов в большом объеме ствола горизонтальной скважины. Средняя протяженность горизонтальных секций скважин на месторождениях Западной Сибири составляет 270-380 м и если не учитывать влияния длины ствола на переходные процессы, то это приводит к значительным погрешностям. Другую трудность при испытаниях составляет характер переходных процессов. Сразу после стабилизации давления в стволе скважины вместо режима радиального притока, существующего при испытаниях вертикальных и наклонно направленных скважин, могут происходить три режима (рис. 1) [23]. Первый режим, получивший название псевдорадиального притока на начальной стадии испытания, - это радиальный приток в вертикальной плоскости по направлению скважине. В реальных условиях анизотропия проницаемости (вертикальная к горизонтальной) обусловливает эллиптический характер притока. Второй режим начинается с момента, когда переходный процесс достигает кровли и подошвы продуктивной зоны, и поток становится линейным по направлению к скважине в горизонтальной плоскости. Третий режим наступает по мере продвижения переходного процесса настолько далеко от ствола скважины, что приток становится радиальным в горизонтальной плоскости [99, 113]. Три режима вместе могут предоставить информацию о проницаемости отдельно по трем компонентам: 1) kh и скин-фактор, где k — kykz - это среднее геометрическое проницаемости в вертикальной плоскости, перпендикулярной к горизонтальной траектории ствола скважины, (при этом траектория ствола скважины принимается параллельной оси х); 2) ку - горизонтальная проницаемость вдоль оси у; 3) Jkxky средняя проницаемость в горизонтальной плоскости. Важным моментом в интерпретации данных является распознавание первого режима (первый горизонтальный участок кривой производной на графике в двойном логарифмическом масштабе).
Он позволяет найти kz и является единственным режимом, позволяющим непосредственно определить скин-фактор. В то же время распознавание этого режима может быть осложнено большой сжимаемостью флюидов в объеме ствола горизонтальной скважины. Одним из решений такой проблемы является применение забойной дебитометрии и логарифмической свертки [99, 113]. Данные профиля притока являются очень важными в протяженной продуктивной зоне горизонтальной скважины для определения относительной продуктивности и для распознавания перетоков. Как и в вертикальных скважинах, явление перетоков встречается достаточно часто и в горизонтальных скважинах, что может негативно повлиять на интерпретацию получаемых данных испытания. Широкий диапазон механизмов повреждения продуктивного пласта при бурении горизонтальных скважин может быть достаточно точно описан применением аналитических зависимостей [23, 99, 113]. 1.3. ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ И СВОЙСТВАМ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ стволом Выбор типа промывочной жидкости (и, соответственно, ее компонентного состава) зависит от физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. Основа выбора допустимых типов промывочных жидкостей -соответствие составов промывочных жидкостей разбуриваемым породам, качественное вскрытие продуктивных горизонтов, обеспечивающее максимальное сохранение коллекторских свойств пласта, что и должно являться одним из направлений при планировании и строительстве скважин.
Промывочные жидкости для вскрытия продуктивных пластов - это специально спроектированные, не повреждающие коллекторские свойства пластов буровые жидкости, предназначенные для использования в интервалах коллекторов. Такие жидкости призваны обеспечить максимальные технико-экономические показатели бурения и при этом обеспечить минимальное загрязнение продуктивного пласта, таким образом, сохраняя потенциальную продуктивность скважины. В общем случае, традиционные буровые растворы не могут быть превращены в жидкости для вскрытия продуктивных пластов. Обычные буровые растворы могут быть причиной серьёзного повреждения для коллектора. Воздействие традиционных промывочных жидкостей может быть несколько минимизировано путём уменьшения фильтрации и обеспечением соответствующих структурно-механических свойств жидкости. Такая практика позволяет уменьшить проникновение жидкости в пласт и помогает в обеспечении зональной изоляции, когда цементируется обсадная колонна. Для традиционных схем заканчивания, предусматривающих обсаживание и перфорацию, перфорационные каналы обычно проникают за пределы загрязненной ПЗП. Повышенные депрессии и создание перфорационных каналов большего диаметра обычно позволяют уменьшить повреждение пласта, причинённого традиционными буровыми растворами.
Исследование выноса шлама из стволов горизонтальных скважин
Классификация участков ствола горизонтальной скважины в зависимости от поведения шлама в затрубном пространстве. Наиболее трудно очищаемой зоной кольцевого пространства является участок ствола с зенитным углом 35-55. Практически все исследователи отмечают замедление потока бурового раствора на указанном участке. Анализ ряда работ [60, 84, 129-130 и др.] и промысловая практика показывают, что процесс выноса шлама улучшается: из горизонтального участка - при увеличении интенсивности турбулизации потока промывочной жидкости; из вертикального и наклонного участков (зенитный угол до 30) - при ламинарном режиме течения жидкости путем повышения динамического напряжения сдвига; на участке с зенитным углом от 35 до 60 режим течения мало влияет на вынос шлама. Однако указанные рекомендации не являться догмой. К тому же, верхняя и нижняя границы каждого диапазона углов наклона стволов скважин могут изменяться в результате воздействия различных факторов: характеристики шлама (форма, плотность, размер частиц); свойства промывочной жидкости (например, коэффициент трения для ч, РВО и РУО может различаться в несколько раз [125], соответственно, для таких жидкостей будут различными и углы скольжения шламовой подушки по нижней стенке ствола [129]); характер поверхности ствола скважины и др. Параметры, влияющие на очистку ствола.
Проектирование современной системы очистки горизонтальной скважины должно включать проектирование реологических свойств промывочной жидкости и технологии промывки таким образом, чтобы обеспечивалась высокая скорость бурения без дополнительных средств очистки или других приемов ликвидации осложнений. В наклонном и горизонтальном участках ствола скважины на его очистку от шлама влияют несколько параметров. Некоторые из них можно учесть на стадии проектирования или регулировать в процессе бурения. Однако, имеются и такие факторы, которые невозможно ни предусмотреть, ни регулировать. К регулируемым параметрам относятся расход промывочной жидкости, механическая скорость проходки, реологические свойства промывочной жидкости, зенитный угол и диаметр ствола скважины. Это наиболее существенные факторы, которые необходимо учитывать на стадии проектирования и при решении оптимизационных гидравлических задач при бурении скважин. К нерегулируемым параметрам, влияющим на очистку наклонно направленных и горизонтальных стволов, относятся плотность и размер частиц шлама, эксцентричное положение бурильной колонны в стволе скважины. Известно [20, 22, 61], что величины расхода промывочной жидкости необходимого для очистки ствола скважины от шлама при максимальном эксцентриситете и при совпадении осей бурильной колонны и ствола скважины существенно различаются и на практике это следует учитывать.
При угле наклона ствола более 20 бурильная колонна может лежать на нижней стенке скважины, что значительно влияет на профиль скоростей потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве и на поведение частиц шлама. Промысловый опыт проводки горизонтальных скважин показывает улучшение выноса шлама из наклонных участков ствола скважины при увеличении скорости вращения бурильной колонны. Вращение колонны бурильных труб оказывает более благоприятное значение на вынос шлама при увеличении вязкости промывочной жидкости. Здесь также необходимо учитывать возможное негативное влияние вихрей Куэтта-Тейлора (возникновение локальной неустойчивости в потоке промывочной жидкости после приведения бурильной колоны во вращение) на эффективность очистки ствола [19, 57]. И наоборот, если бурильная колонна не вращается, что имеет место при бурении забойными двигателями с отклонителем (наиболее широко распространенный способ в практике строительства горизонтальных скважин), вынос шлама ухудшается. В этих случаях, чтобы компенсировать неподвижность бурильной колонны может потребоваться повышенный расход промывочной жидкости или применение дополнительных рейсов для очистки ствола скважины. Влияние реологических свойств и режима течения. Исследования и опыт бурения показали, что промывочные жидкости с повышенными значениями динамического напряжения сдвига, вычисленного по стандартной методике не обеспечивают полный вынос шлама и не предотвращают образование шламовой постели в горизонтальном и сильнонаклонном участках ствола [10, 60, 124]. В практике бурения за рубежом для контроля удерживающей и выносящей способности бурового раствора применяется параметр «прочность геля», который измеряют с помощью промыслового (шести- или более скоростного) вискозиметра. У жидкостей, характер движения которых подчиняется степенному закону, значения нулевого геля равны нулю; у вязкопластичных буровых промывочных жидкостей они приближаются к значениям динамического (предельного) напряжения сдвига. . Величина нулевого геля имеет особое значение при бурении скважин большого диаметра.
Согласно существующему эмпирическому правилу определения величины нулевого геля его числовые значения (в системе АНИ) должны равняться диаметру скважины в дюймах [121, 131] или быть в 1,5 раза больше [46]. Предпринимались попытки оценки несущей способности промывочной жидкости по величине эффективной вязкости, рассчитанной по показателям ротационного вискозиметра при частоте вращения 3 и 6 об/мин [103]. Такие приемы не всегда в достаточной степени подтверждаются практикой бурения. Это связано с тем, что градиенты скорости сдвига в зазоре вискозиметра остаются слишком высокими. Например, вискозиметр Farm модели 35 имеет низкую частоту вращения 3 об/мин, при которой градиент скорости сдвига в зазоре вискозиметра составляет 5,11 /с, что достаточно много для оценки эффективной вязкости при малых градиентах скорости сдвига [10, 119]. При определении реологических свойств бурового раствора важной задачей является сопоставление градиентов скорости сдвига в зазоре вискозиметра с градиентами скорости сдвига в кольцевом пространстве. Для более точной оценки удерживающей и несущей способности в практике буровых работ за рубежом используют параметр «время релаксации», который представляет собой время, необходимое для возвращения измерительного цилиндра вискозиметра от показания полученного, при частоте вращения п = 3 об/мин (вискозиметр Farm 35) или п = 0,3 об/мин (вискозиметры Brookfield LV; Farm 37, 38, 39 В, 50 С; Baroid 286; RJF; Reotest RV2), до нуля или до заранее намеченного значения [10, 68, 103, 119].
Биополимерные буровые промывочные жидкости
В последние годы при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин широкое применение нашли биополимерные растворы, которые характеризуются высокими суспендирующими и выносящими свойства, низкими значениями эквивалентной плотности при циркуляции и минимальным загрязнением продуктивного пласта. Принято считать, что биополимерные промывочные жидкости являются явно выраженными псевдопластиками. Из табл. 11 видно, что данную жидкость может характеризовать степенной закон с разными параметрами в двух диапазонах градиентов скорости сдвига с границей в точке 28 с"1. Однако модель Гершеля—Балкли лучше описывает поведение бурового раствора, чем уравнения Шведова-Бингама и Оствальда—де Ваале. Отличительной характеристикой РУО является большая чувствительность к изменениям свойств окружающей среды (температура, давление и др.). Поэтому измерения, сделанные при атмосферных условиях, не могут в полной мере характеризовать реологическое повеление буровых промывочных жидкостей по всему стволу скважины [20, 45, 48, 117 и др.]. Согласно рекомендациям АНИ, чтобы учесть влияние температуры Т и давления Р можно воспользоваться следующими уравнениями: Лэ(?2) = рэ{Т1)т т , (14) Иэ{Р2) = Иэ(РУ(Р -"\ (15) где а - температурный коэффициент, 1/С; (3 - коэффициент сжимаемости; Ііз(Рі) и іі Рг) , Дэ( /) и Ц.э{Т2) - эффективная вязкость бурового раствора соответственно при давлениях Р/ и Р2и температурах Г/ и Т2.
При расчетах различных процессов в стволе горизонтальной скважины необходимо учитывать влияние давления и температуры на свойства промывочной жидкости. Это замечание справедливо не только для РУО, но и для буровых жидкостей на водной основе. С повышением забойной температуры меняются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому для расчета потерь давления на трение в стволе скважины, определения эквивалентной плотности при циркуляции и свойств промывочной жидкости в забойных условиях и опасных участках профиля ствола, обеспечивающих вынос шлама и длительную устойчивость стенок скважины, построение температурного профиля является важным этапом и особенно актуальным для буровых растворов на неводной основе. На рис. 17-19 показано влияние давления и температуры на параметры уравнения Гершеля—Балкли раствора на нефтяной основе РНО. Построение таких графиков является важной задачей, т.к. параметры жидкости, например, обеспечивающие вынос шлама из ствола горизонтальной скважины согласно расчетной модели, определенные при нормальных условиях, могут оказаться неприемлемыми в забойных условиях и привести к осложнениям [47]. Результаты наших исследований РНО подтверждают формулы (9)-(10), рекомендованные АНИ для определения вязкости при изменении баротермических условий для диапазона градиентов скорости сдвига промысловых вискозиметров (3-600 об/мин).
Влияние давления и температуры на эффективную вязкость РНО показано на рис. 21. Однако, согласно результатам наших исследований [47], изменение вязкости биополимерных промывочных жидкостей (в т.ч. с высоким содержанием нефти) при ультранизких градиентах скорости сдвига (ВНСС) от температуры характеризуется следующей зависимостью (см. рис. 20): Результаты проведенных промысловых и лабораторных исследования всех типов промывочных жидкостей, которые используются для бурения горизонтальных скважин (безглинистые биополимерные жидкости, растворы на нефтяной и синтетической основе, в том числе с изменяемой смачиваемостью, и др.) свидетельствуют о том, что применимость стационарных реологических моделей ограничена диапазоном градиентов скорости сдвига, при которых определены константы моделей. Поэтому необходимо применять реологические уравнения с различными константами, определенными для каждого участка движения промывочной жидкости в циркуляционной системе или применять трехпараметрические модели. 2. При проведении гидравлических расчетов необходимо рассчитывать влияние градиентов скорости сдвига, температуры и давления на эффективную вязкость жидкости в стволе горизонтальной скважины. В разных участках циркуляционной системы градиенты скорости сдвига, температура и давление существенно отличаются. Поэтому значения эффективной вязкости промывочной жидкости при движении бурового раствора по циркуляционной системе будут изменяться. Пренебрежение этим изменением при проведении гидравлических расчетов не позволяет адекватно оценить и контролировать ситуацию в стволе скважины. 3. Концентрацию ХС-полимера в промывочной жидкости и выносящую и суспендирующие способности следует контролировать по значениям вязкости при низких градиентах скорости сдвига (ВНСС), при этом следует учитывать уменьшение ВНСС с увеличение забойной температуры. Значения ВНСС, обеспечивающие вынос шлама и его суспендирование в стволе горизонтальной скважины, определенные при нормальной температуре могут оказаться критическими в забойных условиях. 3.
Управляя значениями вязкости промывочной жидкости при градиентах скорости сдвига, характерных для фильтрации в пласт, можно контролировать глубину проникновения фильтрата в продуктивный пласт, и, таким образом, обеспечивать сохранность его коллекторских свойств. 4. Изменение вязкости промывочных жидкостей при ультранизких градиентах скорости сдвига (ВНСС) с изменением температуры следует определять согласно уравнению (16). Применение для расчетов ВНСС уравнения (14), рекомендованного АНИ, ведет к значительным погрешностям (более 120 %). 5. При отсутствии вискозиметра Brookfield (или другого специального оборудования для измерения ВНСС и вязкоупругих свойств жидкости) транспортирующую способность промывочной жидкости можно оценить по значениям эффективной вязкости ц,э при низшей частоте вращения ротора промыслового вискозиметра, показателям степенного закона для кольцевого пространства и т0 - начальному напряжению сдвига, определенному по модели Гершеля—Балкли.
Физико-химические факторы, обеспечивающие устойчивость стволов
Вследствие применения промывочного агента несоответствующего условиям бурения он оказывает разупрочняющее действие на стенки скважины, приводя к осыпанию и обвалам пород, прилипанию бурильной колонны к стенкам скважины, увеличению сил трения, невозможности передачи достаточной нагрузки на долото. Поскольку горизонтальный ствол вскрывает продуктивные отложения, то все перечисленные факторы негативно влияют на продуктивность скважины, т.к. увеличивают время контакта промывочной жидкости с продуктивным пластом. Все это ведет не только к увеличению времени и стоимости строительства скважины, но иногда и к прекращению углубления горизонтального ствола и недостижения цели строительства горизонтальной скважины. При выборе компонентного состава и расхода химических реагентов для обработки бурового раствора, обеспечивающего максимальную устойчивость ствола горизонтальной скважины, необходимо подвергнуть местные породы (глины) четырем видам исследований: испытанию на дифракцию рентгеновских лучей для выявления присутствующих в них глинистых минералов; определению изотерм адсорбции; диспергированию глинистых частиц в растворах, которые предполагается использовать, и оценке поведения этих растворов при моделируемых скважинных условиях [20, 116, 117]. Эти операции необходимо произвести потому, что, согласно эмпирическому правилу, скорость химических реакций возрастает прямо пропорционально температуре (приблизительно в 2 раза каждые 10С) и давлению. Таким образом, неактивные в нормальных условиях глинистые минералы (типа каолинита, гидрослюд) могут интенсивно взаимодействовать с раствором и его фильтратом в забойных условиях. Неустойчивость ствола горизонтальной скважины является серьезным осложнением, характер которого зависит от геолого-технических условий бурения.
Поэтому тип бурового раствора, обеспечивающий максимальную устойчивость ствола, для каждой площади свой. Ни один раствор не может быть одинаково эффективен на всех площадях. Многие исследователи пытались положить в основу выбора бурового раствора классификацию глинистых сланцев по признаку минерального состава и структуры. При таком подходе трудность состояла в том, что свойства глинистых сланцев определяются слишком большим числом переменных факторов, чтобы их можно было подразделить на отдельные простые категории. Кроме того, на устойчивость ствола влияют и другие факторы, такие как тектонические напряжения, поровые давления, характер залегания глинистой толщи и степень ее уплотненности [20, 117]. Для расчетов значений плотности промывочной жидкости, обеспечивающих длительную устойчивость стенок наклонных скважин нами разработан модуль Time-Dependent Stability [47] к компьютерной программе Stability, результаты вычислений представлены в виде графиков на рис. 28-32. Исходные данные для расчетов позаимствованы из работы Н. Р. Рабиновича [81,7, с. 268]. Первым шагом при выборе композиции бурового раствора, призванной свести к минимуму осложнения в стволе скважины, является сбор максимально возможного объема информации о геологии, истории развития напряжений в породах и о распространении сбросов в регионе.
По каротажным диаграммам, снятым в ближайших скважинах, следует определить градиенты температур и поровых давлений, а также содержание воды в глинистых сланцах в пластовых условиях. Должны быть отобраны и исследованы в лаборатории образцы глинистых сланцев, вызывающих осложнения. Лучше всего исследования проводить с использованием хорошо сохраненного кернового материала, но если такие керны отсутствуют, приходится обращаться, к буровому шламу. Использование бурового шлама нежелательно, поскольку он подвергается гидратации и вступает в катионообменные реакции с буровым раствором при движении вверх по стволу скважины [20]. На рис. 32 показано уменьшение рабочего диапазона плотности промывочной жидкости, обработанной УЩР с увеличением времени вскрытия отложений стволом с зенитным углом 45. Аналогичная картина наблюдается и при других значениях зенитных углов. При высокоскоростном бурении давления в скважине, необходимые для обеспечения устойчивости стенок скважины, как правило, ниже пластовых. После достаточно длительного периода контакта промывочной жидкости с неустойчивыми отложениями для обеспечения устойчивости необходимо создавать давления в скважине значительно превышающие пластовые, при этом необходимо учитывать, что высокие значения репрессии уменьшают скорость проходки и проходки на долото. Высокие скорости бурения предотвращают осложнения связанные с неустойчивостью стволов. В то же время, высокие скорости бурения требуют повышенных значений расхода промывочной жидкости для очистки стволов горизонтальных скважин от шлама, что в свою очередь может обусловить эрозионное разрушение верхней стенки ствола с опасностью обвалообразований. Для достижения высоких скоростей бурения необходимо обеспечивать такую подачу буровых насосов, которая бы не приводила к значениям эквивалентной плотности циркуляции, значительно превышающей индекс давления поглощения и размыву стенок скважины. 4.3. температурный профиль промывочной жидкости в стволе скважины В результате промывки ствола общий уровень напряжений снижается в виду охлаждающего действия бурового раствора на стенки скважины. Температурный профиль промывочной жидкости в стволе горизонтальной скважины шире профиля в вертикальной, пробуренной на той же площади, причем это отличие тем больше, чем протяженнее наклонный с большим зенитным углом и горизонтальный участки. В горизонтальных скважинах, как правило, перепад температур в приствольной зоне выше, чем в вертикальных. В то же время, как показано в работе [93] при перепадах температуры 40-70 С в приствольной зоне для песчаника и глинистых пород температурные напряжения составляют 2-15 МПа, а для солевых толщ и известняка напряжения достигают 20-70 МПа при тех же перепадах температуры. В горизонтальных скважинах со значительной общей протяженностью ствола чередование промывки и ее прекращения (частые СПО для смены долота, забойного двигателя, проведения инклинометрических и геофизических замеров) приводят к тому, что стенки скважин циклично охлаждаются промывочной жидкостью, а затем прогреваются до температуры, близкой к температуре горного массива.
В результате таких операций в приствольной зоне возникают температурные напряжения. Таким образом, увеличение проходки на долото и применение бескабельных телесистем способствует обеспечению устойчивости стенок скважины. В результате периодичных смен теплового режима происходит цикличное изменение напряженного состояния пород в приствольной зоне [89]. При этом возможно проявление термоусталости пород, слагающих стенки скважины. Для построения температурного профиля наклонно направленных и горизонтальных скважин нами разработана компьютерная программа Temperature-Prof-Stab. Как известно, с повышением забойной температуры меняются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому для расчета потерь давления на трение в стволе скважине, определения эквивалентной плотности циркуляции и свойств промывочной жидкости в забойных условиях, обеспечивающих вынос шлама и длительную устойчивость стенок скважины, построение температурного профиля является важной задачей, особенно это актуально для буровых растворов на неводной основе.
