Буровые растворы

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ог­раничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:

1) вынос частиц выбуренной породы из скважины;

2) передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;'

3) предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

4) удержание частичек разбуренной породы во взвешенном со­стоянии при прекращении циркуляции;

5) охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

6) уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

7) предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

8) уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

1) выполнять возложенные функции;

2) не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

3) легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

4) быть безопасными для обслуживающего персонала и окру­жающей среды;

5) быть удобными для приготовления и очистки;

6) быть доступными, недорогими, допускать возможность мно­гократного использования.

Виды буровых растворов и их основные параметры

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в каче­стве промывочных жидкостей используются: агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы); агенты на углеводородной основе; агенты на основе эмульсий; газообразные и аэрированные агенты.

Основными параметрами буровых растворов являются:

-плот­ность,

-вязкость,

-показатель фильтрации,

-статическое напряжение сдвига,

-стабильность,

-суточный отстой,

-содержание песка,

-водород­ный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м³, у мало­глинистых растворов - 1050... 1060 кг/м³, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м³ и более. Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гид­ростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200м - на 5...10 %.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопро­тивление его движению.

Показатель фильтрации - способность раствора при опреде­ленных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем боль­шее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, ко­торое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удержи­вать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных растворов ее величина дол­жна быть не более 0,02 г/см³, а для утяжеленных - 0,06 г/см³.

Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка - параметр, характеризующий содержа­ние в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после ин­тенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Величина водородного показателя рН характеризует щелоч­ность бурового раствора.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта (перфорация)

Перфорация – процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе для создания гидродинамической связи скважины с пластом. Различают стреляющую и гидропескоструйную (абразивную) перфорации.

По принципу действия применяемых аппаратов (перфораторов) стреляющую перфорацию подразделяют на пулевую, кумулятивную и торпедную. Стреляющие перфораторы спускают в скважину либо на геофизическом кабеле и приводят в действие посылкой с поверхности

Земли импульса электрического тока, либо на НКТ и приводят в действие механическим способом путем сбрасывания в НКТ резинового шара и проталкивания его по трубам потоком жидкости.

При пулевой перфорации каналы создают пулями, иногда с разрывом в породе. Известны пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикально-криволинейными стволами.

Основной объем работ приходится на кумулятивную перфорацию. Каналы создают направленной струей расплавленного металла и газов взрыва. Различают корпусные с извлекаемым корпусом многократного (типа ПК) и однократного (типа ПКО, ПКОС, ПНКТ) использования, а также бескорпусные, частично разрушающиеся (типа ПКС, ПРВ) и полностью разрушающиеся (типа КПРУ,ПР). Наибольшее применение нашли перфораторы типа ПК и ПКС.

Очень редко применяют торпедную перфорацию при которой против продуктивного пласта взрывают торпеды (шашки).

Выбор перфоратора, метода и технологии перфорации зависит от назначения скважины, цели перфорации, прочности, толщины и типа пласта, состояния обсадной колонны, размеров ствола скважины, давления, температуры и др.

Для технолога-разработчика важно соблюдение трех основных принципов: обеспечить высокое гидродинамическое совершенство скважины; сохранить прочность колонны и цементного кольца; достичь минимальных затрат средств и времени. Они выполняются подбором плотности перфорации, качества перфорационной жидкости, заполняющей скважину и технологии процесса. Плотность перфорации должна приниматься из гидродинамических соображений

Не менее 10-20 отв/м. Нарушение прочности колонны и цементного кольца наступает при 30-50 отв/м. Практика показывает, что с увеличением плотности перфорации коэффициент совершенства скважины возрастает, достигает максимума и дальше снижается вследствие загрязнения каналов и призабойной зоны пласта в процессе взрыва при некачественной перфорационной жидкости. Лучшие перфорационные жидкости – нефть, растворы на её основе, водонефтяные эмульсии и т.д.

Перед проведением перфорации скважины следует расчистить площадку, прошаблонировать колонну, установить противовыбросовую задвижку со штурвалом на 8-10 м, проложить отводящие трубы от устья, опрессовать оборудование, подготовить скважинную перфорационную жидкость и др.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) основана на использовании кинетической энергии, абразивности высокоскоростных песочно-жидкостных струй, вытекающих из насадок (сопел) перфоратора. При ГПП создаются каналы значительно больших размеров, не растрескивается цементный камень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Однако вследствие большой трудоемкости и стоимости ГПП применяют там, где стреляющая перфорация оказывается неэффективной (в разведочных скважинах) и для повышения продуктивности скважин.