Использование реологических данных

Буровые растворы

 

Принципы выбора бурового раствора для горизонтальных и вертикальных скважин одинаковы. Однако при выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин не­которые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной прора­ботки. Такими факторами являются:

 

· Гидравлическая программа

· Смазочные свойства раствора

· Реологические свойства

· Толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызван­ных дифференциальным давлением

· Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе

· Загрязнение продуктивного пласта

· Устойчивость стенок скважины

· Вынос шлама и размыв стенок скважины

 

Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонталь­ных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бу­рении соседних вертикальных или наклонных скважин. Такой раствор служит хорошей основой для выбора. Однако для горизонтальных скважин потребуется его модифицирова­ние.

Труднее всего обеспечить вынос шлама на участке скважины с зенитным углом 45-60⁰ при большом диаметре ствола. В этих участках часто бывает трудно обеспечить турбу­лентный режим течения промывочной жидкости и это может обусловить необходимость применения бурового раствора с повышенными реологическими свойствами.

Компьютерные программы для расчета крутящего момента и сил натяжения могут быть средством диагностики. Можно использовать для оценки степени очистки ствола скважины от шлама. Крутящий момент и осевые силы сопротивления можно уменьшить путем применения бурового раствора с хорошими смазочными свойствами и одновремен­ного регулирования фильтратоотдачи и коркообразования. Хорошая очистка ствола от шлама также обуславливает уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления. Этому способствует вращение бурильной колонны и периодические промывки при подъ­еме инструмента.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздейст­вию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохране­нию коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию водоотдачи раствора.

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование - вот не­которые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных сква­жин.

 

Гидравлическая программа

 

Составление гидравлической, программы бурения - это всегда поиск компромисса в выборе параметров с целью оптимизации процесса и удовлетворения определенных кри­териев. Такими критериями могут быть гидравлическая мощность, реализуемая ^ насадках долота, работа забойного двигателя, работа системы измерений в процессе бурения, сила удара струи бурового раствора, выходящей из насадок долота, минимальный размыв сте­нок скважины и т.п.

Оптимизировать все гидравлические параметры по каждому критерию невозможно, поскольку все параметры взаимосвязаны. Наиболее важными критериями являются обес­печение максимальной скорости проходки и совершенной очистки скважины. Необходимо установить, что вероятнее всего создаст наибольшие трудности: высокая твердость разбу­риваемых пород, снижающая скорость проходки, или вынос шлама. От этой дилеммы за­висит выбор решения, оптимизировать ли гидравлику долота с целью эффективной транс­портировки шлама или силу удара струи жидкости о поверхность забоя. После того, как решение принято, нужно определить наибольший зенитный угол (на участие набора зе­нитного угла) и механическую скорость проходки для участка с этим зенитным углом. Это определит наихудшие условия для выноса шлама. Затем нужно выбрать забойный двига­тель и систему измерения забойных параметров на основе ограничений по величине рас­хода промывочной жидкости и давления, характерных для этих инструментов. Совер­шенно очевидно, что имеется несколько диапазонов расхода жидкости и давления, при ко­торых возможно эффективное бурение скважины.

 

Традиционные гидравлические программы не учитывают следующие моменты:

 

· Тот факт, что реальные буровые растворы не подчиняются точно различным гид­равлическим моделям (бингама, степенной и т.п.)

· Влияние температуры и давления на реологические свойства раствора

· Искривление скважины

· Неровности ствола (во всех моделях стволы скважины рассматриваются как гладкий цилиндрический канал)

· Вращение бурильной колонны и способность ее вызывать спиральное течение рас­твора

· Эксцентричное положение бурильной колонны в скважине

 

Учет перечисленных факторов представляет серьезную задачу для горизонтального бурения. В значительной мере гидравлическая программа для горизонтальной скважины будет определять успешность ее бурения. Решению этих задач посвящены обширные ис­следования и некоторые фирмы разработали компьютерные программы на основе резуль­татов их исследований. Однако большинство разработок несовершенны, поскольку они построены для вертикальных скважин.

ГИДРАВЛИКА ДОЛОТА

Рисунок1-1. Гидравлика долота.

Гидравлические расчеты

 

Гидравлические расчеты выполняются обычно для того, чтобы:

· Определить гидравлические потери в кольцевом пространстве и эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции

· Выбрать оптимальный размер долотных насадок

· Оценить способность раствора выносить из скважины выбуренную породу

Важно подчеркнуть, что любой расчет хорош лишь настолько, насколько хороши исходные данные. Это особенно важно, поскольку реологические свойства бурового рас­твора в условиях температуры и давления на поверхности, можно измерить непосредст­венно на буровой. Однако расчеты по этим свойствам обычно дают завышенные гидрав­лические потери и, следовательно, результат даст некоторый запас давления.

Вязкость в разной степени влияет на гидравлические потери, в зависимости от того, является ли поток ламинарным или турбулентным. Режим течения определяется величи­ной критерия Рейнольдса -Re. Эта безразмерная величина является мерой отношения сил инерции к силам вязкости. Для ньютоновских жидкостей критерий Рейнольдса можно оп­ределить из выражения:

vDp

Re = -----, где:

M

v = скорость жидкости, м/с D = Диаметр трубы, р = Плотность жидкости, кг/м²

m, = Вязкость, Н сек/м²

(Выражения для неньютоновских жидкостей - иные из-за различия в вязкости. Однако та­кие выражения для определения Re при течении неньютоновских жидкостей существует и принципы остаются теми же самыми). Переход от ламинарного течения к турбулентному начинается при Re = 2100 и продолжается в переходной зоне до тех пор, пока поток не станет полностью турбулентным.

При ламинарном режиме течения потери давления сильно зависят от вязкостных свойств жидкости. При высоких значениях критерия Рейнольдса инерционные силы пре­обладают, и потери давления зависят больше от скорости течения. Типичные режимы те­чения в различных участках циркуляционного тракта таковы:

 

· Наземная обвязка - турбулентный

· Бурильные трубы - турбулентный или переходный

· Утяжеленные бурильные трубы – турбулентный

· Долотные насадки - турбулентный

· Кольцевое пространство, - ламинарный или переходный

 

В зависимости от величины критерия Рейнольдса вязкость в различной степени влияет на величину гидравлических сопротивлений. Приведенная ниже таблица состав­лена для ньютоновского жидкостей, но она справедлива и для неньютоновских жидкостей.

 

Влияние параметров на потерю давления в системе для потока в трубе
Режим течения	Скорость потока	Диаметр	Вязкость	Шероховатость трубы
Ламинарный	Q	1/D4	m	Не влияет
Турбулентный	Q1.8	1/D5	m0.3	Растет при увели­чении шерохова­тости
Промывочные насадки	Q	Нет данных	Не влияет	Нет данных

Рисунок 1-2 Зависимость потери давления для потока в трубе

 

При ламинарном течении жидкостей с хорошо известными свойствами в каналах определенных геометрических размеров потери давления можно рассчитать достаточно точно, если поведение жидкостей подчиняется простым реологическим моделям: степен­ной или модели Бингама. Зависимости для турбулентного течения являются эмпириче­скими. Эти зависимости справедливы для ньютоновских жидкостей. Зависимости для оп­ределения потерь давления при турбулентном течении неньютоновских жидкостей не в такой степени точны. Но вообще-то турбулентность потока оказывает более существенное влияние, чем вязкость и гидравлические сопротивления сильно зависят от расхода жидко­сти и шероховатости стенок труб. В большинстве учебников и служебных руководств раз­личных фирм приводятся примеры таких зависимостей.

Наилучший совет разработчикам гидравлических программ: применять эти зависи­мости с осторожностью. Результаты расчетов не следует считать точными. Размеры бу­рильных труб и УБТ точно определены. Следовательно, расчетные значения гидравличе­ских потерь в них достаточно точны. Точны результаты расчетов перепада давления в на­садках долота, где перепад не зависит от вязкости. Для расчетов гидравлических потерь в кольцевом пространстве характерна наименьшая точность, поэтому:

 

· Гидравлические потери при ламинарном течении очень сильно зависят от вязкости (Рис. 1-2)

· Зависимость вязкостных свойств от температуры и давления точно не установлена

· Из-за наличия каверн неизвестна точно геометрия ствола скважины

 

Типичное распределение гидравлических потерь в циркуляционном тракте, выраженных в процентах, таково:

Наземная обвязка 3-5%

Долотные насадки 50-60%

Бурильная колонна 30-40%

Кольцевое пространство 5-10%

В расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве много неопределенно­стей. Престон Моор предлагает определять эти потери как разность между фактическим давлением в стояке и суммой расчетных потерь давления во всех остальных элементах циркуляционного тракта.

Итак, гидравлические программы могут быть полезны для оценки гидравлических потерь, но пользователь должен помнить о возможных погрешностях в расчетах.

Многие нефтедобывающие и сервисные фирмы имеют компьютерные программы для гидравлических расчетов. Из-за присущих этим программах неточностей ни одной из них нельзя отдать предпочтения. Большинство сервисных фирм имеют программы, бази­рующиеся на различных реологических моделях. Рекомендуется пользоваться той моде­лью, расчеты по которой дают наиболее пессимистический результат.

 

Транспортировка шлама

Это очень сложная проблема, которую активно исследовали в течение последних 30-40 лет. По существу это - проблема осаждения частиц в потоке жидкости. Хотя для та­кого случая справедливы зависимости, представленные рис. 1-3, трудность состоит в вы­боре надлежащего значения критерия Рейнольдса. Практическое правило таково: если ре­жим течения жидкости в кольцевом пространстве турбулентный, то и режим обтекания падающей частицы тоже будет турбулентным. В зависимости от геометрических особен­ностей частицы и вязкости жидкости режим обтекания частицы, падающей в ламинарном потоке, может быть турбулентным, переходным или ламинарным. Транспортировка шлама - процесс очень сложный, но приведенные ниже положения могут прояснить механизм этого процесса:

· Вынос шлама можно обеспечить при промывке водой, если скорость восходящего потока достаточно велика. Это свидетельствует о том, что для транспортировки шлама жидкость не обязательно должна иметь динамическое напряжение сдвига, отличное от нуля.

· Обычный метод определения динамического напряжения сдвига у жидкостей, для которых характерно сдвиговое разжижение, может привести к ошибочным результатам.

· Большинство исследователей утверждает, что при турбулентном режиме течения вынос шлама улучшается. Одно из возможных объяснений этого явления заключается в том, что профиль скоростей при турбулентном режиме более плоский, чем при ламинар­ном режиме течения и частицы породы поднимаются в виде скопления частиц. Однако вследствие опасности размыва стенок скважины стараются избежать турбулентного ре­жима течения бурового раствора в кольцевом пространстве.

· Благодаря способности к сдвиговому разжижению растворы полимеров даже при ламинарном режиме течения имеют плоский профиль скоростей. Чем сильнее поведение таких растворов отличается от поведения ньютоновских жидкостей, тем более плоским становится профиль скоростей.

 

СМАЗОЧНЫЕ СВОЙСТВА

Выбор смазочной добавки и ее концентрация в буровом растворе являются очень важным фактором. Однако следует отметить, что смазочные добавки благоприятно прояв­ляют себя при бурении. Хорошие смазочные свойства увеличивают долговечность долота, снижают крутящий момент и, возможно, уменьшают опасность возникновения прихвата бурильной колонны.

 

Смазочные свойства

 

Трудности, обусловленные большим крутящим моментом ц силами натяжения, особенно велики в наклонных скважинах с большими зенитными углами и в горизонталь­ных скважинах. Бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и имеет большую площадь контакта с породой и обсадной колонной. В таких условиях применение смазы­вающей жидкости может дать существенные преимущества при условии, если другие свойства бурового раствора оптимальны и применяется хорошая технология бурения.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе (РУО) принимают ко­эффициент трения в пределах 0, 14-0, 22; при использовании растворов на водной основе для (РВО) - в пределах 0, 20-0, 40. В обсаженном стволе для РУО коэффициент трения при­мерно равен 0, 18, а для РВО - 0, 25, в зависимости от типа раствора. Значения коэффици­ента трения в промысловых буровых растворах колеблется в довольно широких пределах. Диапазоны значения для РУО и РВО могут перекрываться, в зависимости от состава рас­твора и вида используемой компьютерной программы.

Программы для расчета крутящего момента и сил натяжения не следует использо­вать отдельно одну от другой. Следует подчеркнуть необходимость использования произ­водственного опыта. Если при бурении предыдущих наклонных скважин с большим зе­нитным углом потребовалось применение смазочных добавок, а все остальные компо­ненты бурения были оптимизированы, то использование смазочных добавок следует зало­жить в проекты будущих скважин. При таких обстоятельствах приоритет следует отдавать производственному опыту.

Там, где это возможно, анализ, проводимый по окончании бурения, должен вклю­чать расчет значений коэффициента трения по фактической величине нагрузки на крюк и крутящего момента, зарегистрированного в процессе бурения. Полученные значения ко­эффициента трения можно затем использовать при проектировании следующей скважины.

 

Рисунок 1-4. Результаты экспериментов по износу

 

В лабораторных условиях была проведена оценка смазочных свойств растворов на нефтяной и водной основе при разной их плотности и разной концентрации смазочных до­бавок. При проведении опытов гладкий бурильный замок диаметром 165 мм был прижат к внутренней поверхности обсадной трубы диаметром 244 мм и вращался. Усилие приложе­ния менялось в пределах 4-8 кН, что соответствует контактному усилию, действующему на участке набора зенитного угла 3⁰/30 м. Частота вращения замка составляла 112 об/мин. Установку заполняли различными буровыми растворами.

 

Ссылка: Влияние состава буровых растворов на износ и работоспособность обсадных труб и бурильных замков. Дж. М. Бол Коримклийке. Лаборатории фирмы Shell Е& Р Labo­ratories. Статья 13457 Общества Инженеров-Нефтянников и Международной Ассоциа­ции Буровых Подрядчиков.

При испытании в среде неутяжеленных буровых растворов разницы в смазочной способности у различных, имеющихся на рынке, смазочных добавок не обнаружено. До некоторой степени они все уменьшают износ обсадных труб (Рис. 1-4).

 

Рисунок 1-5. Результаты экспериментов над обсадкой

 

Уменьшение износа от ввода смазочных добавок в растворы с плотностью более 1500 кг/м - обнаружено не было (Рис.1-6).

Ввод в раствор стеклянных шариков или дизельного топлива не изменило смазоч­ных свойств. Размер стеклянных шариков не позволял им проникать между бурильным замком и обсадной трубой. Дизельное топливо не образует смазочной пленки на поверх­ности стали.

Ввод соли и полимера привел к некоторому уменьшению крутящего момента и из­носа, но влияние их было меньше, чем от ввода стандартных добавок.

Влияния ввода смазочных добавок на износ при испытаниях в среде утяжеленных раство­ров не обнаружено.

Наибольшее влияние на износ оказал тип утяжелителя. (Рис. 1-5)

 

 

 

Рисунок 1-6. Коэффициент трения как функция плотности бурового раствора и

концентрации смазывающего материала

 

 

Рисунок 1-7. Смазки, снижающие коэффициент трения при бурении скважины.

Подобные эксперименты были проведены с 28 различными смазочными добавками. Проделано 800 опытов для двенадцати факторных матриц. Были использованы стальной замок с гладкой поверхностью, замок с наплавкой твердого сплава и модель центратора. Испытания проводили только в растворах на водной основе. Лишь одна комбинация: сма­зочные добавки высокого давления + ПАВ + полимеры обеспечила понижение коэффици­ента трения до уровня, характерного для растворов на нефтяной основе. Три добавки: стеклянные шарики, сульфированное таловое масло с жирными кислотами плюс аминь и модифицированные жирные кислоты не оказали никакого влияния на величину коэффици­ента трения. Первые две добавки дали столь незначительное снижение коэффициента тре­ния, что лучшего, результата можно добиться другими средствами, т.е. совершенствова­нием формы профиля скважины, компоновкой низа бурильной колонны, изменением плотности бурового раствора (Рис. 1-7).

 

Ссылка: Передовая технология лабораторных измерении коэффициента трения в среде бурового раствора. М.С.Кигли. Фирма Mobil R& D Corporation. Статья: 19537 Общества Инженеров-Нефтяников

Выбор смазочных материалов

 

Выбор смазочных добавок может быть ограничен экологическими и экономиче­скими соображениями, а также совместимостью добавки с исходным буровым раствором. Если опыт бурения аналогичных скважин не позволяет сделать определенный выбор, то рекомендуется прибегнуть к помощи экспертов из фирмы, специализирующейся в области бурового раствора.

 

Кальциевые буровые растворы

 

К этой группе растворов относятся растворы, обработанные сульфатом кальция (гипсовые), гидроксидом кальция (известковые) и хлоридами кальция (хлоркальциевые). Двухвалентные катионы кальция или магния ингибируют набухание глинистых пород, удерживая глинистые частицы в пакете. Кальциевые растворы применяют с целью предот­вращения кавернообразования, отвалов глинистых пород и уменьшения загрязнения про­дуктивного пласта.

Отработка таких растворов реагентами-разжижителями приводит к образованию дисперсной системы, в которой глинистые частицы агрегированы, а система, в целом, аг­регативно устойчива. Таким образом, количество связанной воды в системе уменьшается еще и вследствие взаимного слипания глинистых частиц. Это придает раствору низкие реологические свойства, слабую способность к структурообразованию, но высокую водо­отдачу. Обычно необходима отработка раствора понизителями водоотдачи. Дополнитель­ный ввод глины мало влияет на реологические свойства таких растворов. При вводе со­единений кальция наблюдается сильное временное загустевание раствора. Однако конеч­ные значения вязкости и статического напряжения сдвига понижаются в процессе ионного обмена и часто становятся ниже значений, которые имел исходный глинистый раствор.

Пониженная вязкость раствора позволяет иметь в нем относительно высокое со­держание твердой фазы без серьезных отрицательных последствий. Такие системы часто используются как основа для утяжеленных растворов. Кальциевые растворы устойчивы к действию таких электролитов, как соль, цемент и ангидрит. У них ограниченная термоста­бильность. Лишь после внедрения лигносульфонатов их стали применять при температу­рах более 120⁰С. В течение многих лет применяли высокоизвестковые, среднеизвестковые и малоизвестковые растворы. Эти названия характеризуют количество избыточной извести в растворе. Фактическое содержание ионов кальция в растворе невелико в любой разно­видности известковых растворов и выбор определенной разновидности зависит от забой­ной температуры или других факторов, влияющих на свойства раствора. Чем выше кон­центрация извести в растворе, тем ниже предел его термостабильности и выше устойчи­вость к влиянию электролитов и твердой фазы. Для ввода в раствор катионов кальция применяли и хлорид кальция..Однако у таких растворов труднее поддерживать рабочие свойства и поэтому хлоркальциевые растворы применяются редко. В настоящее время обычной практикой является применение известковых растворов с умеренным содержа­нием извести. Если ожидаются более высокие забойные температуры, то в качестве источ­ника ионов кальция используют гипс. Если гипсовый раствор имеет недостаточную термо­стабильность, то целесообразно перейти на лигнит/л и гносульфонатны и раствор.

 

Солевые глинистые растворы

 

Солевые глинистые растворы предназначены для ингибирования гидратации и на­бухания глинистых пород.посредством обезвоживания их за счет осмоса. Содержание хлорида натрия в этих растворах колеблется в пределах от 34 кг/м³ (концентрация соли в морской воде) до/355 кг/м³ что соответствует насыщению по хлориду натрия.

Такие растворы применяют при бурении мощных толщ соли или в районах, где по­ровая вода в породах - соленая. Они также используются для обеспечения устойчивости глинистых пород с большим содержанием монтмориллонита. При бурении солевых толщ с применением насыщенного соленого раствора в нем должен быть избыток соли. Избыточ­ная соль гарантирует насыщение раствора при повышенных забойных температурах.

Если соленые отложения содержат кроме натрия и другие соли (хлориды магния и калия), то необходимо попытаться добиться насыщения бурового раствора и этими со­лями. При температурах более 150⁰С необходимо обрабатывать полимерным реагентом с высокой термостабильностью.

При бурении в южной части Северного моря и в Великобритании эффективно ис­пользовали минерализованные растворы со сбалансированной активностью дисперсион­ной среды. В лаборатории исследуют активность порового раствора в глинистых породах и состав бурового раствора подбирают так, чтобы активность водной фазы раствора была бы аналогична активности порового раствора. Уменьшается катионный обмен между рас­твором и породой и это способствует улучшению устойчивости стенок скважины.

 

 

ПРОМЫВОЧНЫЕ СИСТЕМЫ

Достоинства	Недостатки
Растворы на нефтяной основе
Сильная ингиоирующая способность Тон­кая фильтрационная корка Хорошая устойчивость к обогащению твер­дой фазой Отличные смазочные свойства Низкая коррозионная активность Способ­ность не ухудшать коллекторские свойства пласта Высокая термостабильность в различных условиях Устойчивость к действию H2S и СО2 Спо­собность не нарушать содержания остаточ­ной воды в керне	Неблагоприятное воздействие на окружаю­щую среду Высокая стоимость Трудности а эксплуатации Отсутствие способности к сдвиговому раз­жижению (пониженная механическая ско­рость проходки) Пожароспособность при высоком отноше­нии содержания углеводородной и водной фаз
Полимерно-хлоркалиевые растворы
Ингибирующая способность Удовлетворительные смазочные свойства Слабое загрязняющее действие на продук­тивный пласт	Умеренно высокая стоимость Низкая термостабильность Необходимость сброса части раствора и разбавления для поддержания реологиче­ских свойств Неблагоприятное воздействие на окружаю­щую среду
Бентонитовый глинистый раствор
Низкая стоимость Простота состава Не загрязняет окружающую среду	Отсутствие ингибирующей способности Плохие смазочные свойства Спос-ть загрязнять продуктивные пла­сты Толстая фильтрационная корка
Вода в сочетании с прокачкой порций вязкой жидкости
Низкая стоимость Простота состава	Не обеспечивает устойчивости стенок сква­жины Толстая фильтрационная корка Загрязнение продуктивных пластов Плохие смазочные свойства
Растворы с фракционированной солью в качестве твердой фазы
Хорошие смазочные свойства Свойства, характерные для наполнителей по борьбе с поглощением Незначительная способность загрязнять продуктивные пласты (соль легко раство­рима)	Высокая стоимость, сравнимая со стоимо­стью ОВМ Ограниченная плотность
Кальциевые глинистые растворы
Обладает некоторой ингибирующей спо­собностью Устойчивы к действию соли, цемента и ан­гидрита, H2S и СО2) Слабо загрязняют продуктивные пласты	Ограниченная (1200) термостабильность С Плохие смазочные свойства Высокий рН
Лигносульфонатные глинистые растворы
Повышенная термостабильность кальцие­вых растворов Низкие реологические свойства Слабо загрязняют продуктивные пласты Улучшают устойчивость стенок скважины Успешно работают в различных условиях	Плохие смазочные свойства
Соленые глинистые растворы
Полезны при разбуривании соленостных отложений Обладают ингибирующей способностью Слабо загрязняют продуктивные пласты Улучшают устойчивость стенок скважины	Возможны непредсказуемые изменения свойств при наличии в разрезе пропластков калийно-магниевых солей Не обладают смазочными свойствами Огра­ниченная термостабильность (1500С)

 

Рисунок 1-8. Матрица циркуляционных систем

ВЫБОР МИНИМАЛЬНОЙ РЕПРЕССИИ

 

Для предотвращения проявлений минимальная величина репрессии, допускающая некоторое свабирование, составляет 1, 4 - 2, 1 мПа.

Репрессия необходима для предотвращения проявлений и неизбежна при осуществ­лении циркуляции при вскрытии истощенных пластов q низким давлением.

Достаточно экономичными циркуляционными агентами малой плотности являются: эмульсии, нефть с гелеобразующими добавками, аэрированная вода, пены, СО₂ или N₂.

 

 

КАК ИЗБЕЖАТЬ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ, ВЫЗВАННОГО ГЛИНОЙ В ПОРАХ ПЛАСТА И ОБРАЗОВАНИЕМ ОСАДКОВ

 

Водные жидкости, контактирующие с породой, должны иметь минерализацию, по­добную минерализации пластовой воды для того, чтобы исключить загрязнение пласта глиной, присутствующей в порах. Часто рекомендуют для этой цели использовать КС1 (морская вода содержит 2% NaCi). Для водочувствительных пластов недорогим и очень эффективным выбором является пластовая вода, извлеченная из недр вместе с нефтью. В очень чувствительных породах возможно применение реагентов-стабилизаторов глин, если экономичность их использования подтверждается опытами на кернах.

Жидкости сложного состава и рассолы иных солей, чем NaCi, нужно оценить на способность образовывать твердые осадки в процессе приготовления и при контакте с пла­стовой водой.

ОЧИСТКА ТРУБ

 

Tpy6ы нужно очищать, особенно перед проведением таких операций, связанных с нагнетаниями жидкости, как вызов притока, установка гравийного фильтра или операции по повышению продуктивности скважины. В обсадную колонну нужно спускать долото и скребок в процессе заканчивания скважины, после ремонтного, цементирования. Но де­лать это нужно до перфорации колонны. При спуске эксплуатационной колонны нужно использовать минимум смазки для резьбовых соединений. Минимум смазки следует ис­пользовать и для НКТ и других труб. Для операций, связанных с нагнетанием жидкости, следует рассмотреть возможность применения специальных чистых труб или гибких НКТ.

 

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

 

Контроль качества начинается с проверки чистоты резервуаров, предназначенных для доставки и хранения жидкостей.

· Проверить на месте чистоту рассолов в соответствии с требованиям документа API RP 13J

· Необходимо постоянно проверять содержание твердых частиц в воде

· Проверьте соответствие действия полимера требованиям документа API RP 13В

· Проделать простой тест на вязкость, чтобы проверить гидратацию полимера. Этот тест рассмотрен Хаучином с сотрудниками

· Проверить действие при забойной температуре реагента для деструкции поли­мера и понижения вязкости

· Проверить вязкость раствора полимера после его деструкции и количество нерас­творимого осадка

· Провести испытание жидкости по методике API RP 42

· Инженер должен проверить правильность расчетов количества вводимых мате­риалов и наблюдать за приготовлением раствора

· Отобрать образцы воды затворения, готовых растворов, гравия или песка, исполь­зуемых при гидроразрыве, а также жидкостей, выходящих из скважины

 

Контроль качества, включая контроль чистоты твердых и жидких добавок к буро­вым растворах, качества коркообразующих материалов очень важен,, хотя по этим вопро­сам нет письменных инструкций.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующие ре­комендации:

· Хорошо изучить продуктивный пласт: проницаемость, ее анизотропию, распреде­ление пор по размерам, минералогический состав глинистой фракции, трещиноватость, давление, температуру и т.п.)

· Хорошо изучить свойства жидкостей: углеводородов, пластовой воды, воды на­гнетания, жидкости для заканчивания, задавочных жидкостей, жидкостей для отработки пласта. Провести испытания на их совместимость. Проверьте растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов.

· Изучить предыдущий опыт бурения на данный пласт или аналогичные пласты.

· Обеспечить применение хорошей технологии буровых растворов при первичном вскрытии пласта. Нужно иметь достаточное противодавление на пласт, низкую фильтра­тоотдачу, надлежащий химический состав раствора; обеспечить удаление тонкодисперс­ной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители.

· Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении, заканчи­вании скважины, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы, которые позво­ляют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить 'проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости, подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, по­добранным для заданных конкретных условий. Если можно, возьмите жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1, 4 -2, 1.

· Отфильтровать основу для жидкостей, применяемых при заканчивании скважин. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надле­жащим образом очищены.

· Убедитесь в том, что жидкости и фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта.

· Проведите испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины, в особенности кислот.

· Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть отработаны реагентами-поглотителями кислорода и бактерицидами.

· Уменьшить влияние загрязнения пласта посредством увеличения длины горизон­тального участка скважины.

 

УСТОЙЧИВОСТЬ СТВОЛА

 

При планировании горизонтальных скважин важно определить плотность бурового раствора, необходимую для того, чтобы в процессе бурения удерживать искривленные и горизонтальные стволы скважин открытыми и под контролем. Часто бывает, что плотно­сти буровых растворов, требующихся для стабилизации вертикальных разведочных и оце­ночных скважин, отличаются от плотностей, требующихся для устранения проблем в та­ких стволах.

Нестабильность бурового ствола обычно вызвана несбалансированным бурением мли набуханием. Набухание особенно характерно для сланцевых глин. Снижение поддер­живающего действия бурового раствора (против воздействия горных пород) вызывает концентрацию напряжений вокруг ствола, приводя к неустойчивости разбуриваемой сква­жины. Проблема возникает, лишь когда концентрация напряжений по соседству со ство­лом превышает прочность пород, образующих стенки скважины. После этого порода об­рушивается, рассыпаясь на куски. Таким образом, неустойчивость ствола является отчасти механической проблемой.

Сланцевые глины слабеют при контакте с плохо ингибированными буровыми рас­творами. Сниженная прочность делает сланцевые глины более подверженными осыпанию.

Доказательства.связи механизма неустойчивости ствола с механическими напря­жениями могут быть получены из многочисленных кавернограмм, которые обычно указы­вают на эллиптичность стволов. Единообразное увеличение размеров ствола можно пре­дупредить, если несбалансированное бурение, набухание и гидравлическая эрозия явились единственными причинами неустойчивости.

 

ХИМИЧЕСКАЯ РЕАКЦИЯ

 

Буровой раствор может реагировать с пластом. Ствол может подвергнуться измене­ниям из-за набухания или обезвоживания. Оба фактора воздействуют на естественные на­пряжения в пласте и могут привести к закрытию или обвалу ствола.

Ингибирование (например, с помощью солей калия и/или полимеров) с помощью буровых растворов на водной основе повысит устойчивость ствола, в частности при буре­нии склонных к гидратации сланцевых глин.

Ингибирование с помощью буровых.растворов на основе нефти производится до­бавлением соли (обычно хлорида кальция) к эмульгированной водной фазе. Хлорид каль­ция снижает тенденцию воды мигрировать из бурового раствора в пласт (или в противопо­ложном направлении), повышая таким образом устойчивость ствола.

НЕУСТОЙЧИВОСТЬ И НАПРЯЖЕНИЯ

 

На рис. 1-12 отражен традиционный взгляд на устойчивость бурового ствола, при этом градиент давления гидроразрыва пласта для горизонтального участка принимается постоянным. Предлагаемое решение более сложно.

 

12345678Следующая ⇒

Поделиться: