5.1 Классификация буровых циркуляционных агентов

Циркуляционные агенты, применяемые при бурении скважин, в большинстве своем представляют дисперсные системы. Поэтому их целесообразно классифицировать по виду дисперсионной среды и дисперсной фазы.

Таблица 5.1 – Классификация циркуляционных агентов, применяемых при бурении

скважин

Агрегатное состояние дисперсной фазы	Отсутствует	Вид дисперсионной среды
		Вода	Углеводородная жидкость	Газ
		1. Вода 2.Растворы солей( рассолы)	11. Нефть и нефтепродукты	14. Воздух
	Твердая	3. Растворы высокомолекулярных соединений 4. Растворы с конденсированной твердой фазой( гидрогели) 5. Глинистые растворы 6. Суспензии с неглинистой дисперсной фазой	12. “Безводные” растворы на углеводородной основе	-

Продолжение таблицы 5.1

	Твердая + жидкая	7. Эмульсионные глинистые растворы 8. Эмульсионные растворы с конденсированной твердой фазой	13. Обращенные (инвертные) эмульсионные растворы	-
	Газо- образная	9. Аэрированные промывочные жидкости 10. Стабилизированные пены	-	-

За основу берем глинистый раствор: дисперсионная среда – вода, агрегативное состояние дисперсной фазы – твердое.

Характеристика бурового раствора:

1) тип: глинистый раствор ( в том числе эмульсионные);

2) способность передавать энергию забойным двигателям: неограниченная;

3) способность создавать противодавление на пласт: неограниченная;

4)способность образовывать фильтрационную корку: вполне удовлетворительная;

5)способность обеспечивать высокие показатели работы долота: неблагоприятное влияние на показатели работы долот усиливается при увеличении содержания твердой фазы, плотности, реологических свойств и при понижении водоотдачи;

6) способность загрязнять продуктивные пласты: загрязняют продуктивные пласты. Степень загрязнения меняется в зависимости от состава фильтрата, характера и гранулометрического состава твердой фазы;

7) способность растворять горные породы: может меняться в широких пределах в зависимости от вида и концентрации солей, растворенных в дисперсионной среде раствора;

8) способность разупрочнять глинистые породы и вызывать нарушение устойчивости стенок скважины: может меняться в широких пределах в зависимости от вида, концентрации электролитов, растворенных в дисперсионной среде, и органических реагентов, присутствующих в растворе;

9) способность растеплять мерзлые породы, сцементированные льдом: растепляет мерзлые породы. Интенсивность растворения уменьшается при увеличении содержания твердой фазы и полимерных реагентов в растворе.

Наиболее распространенным типом буровых промывочных жидкостей являются глинистые растворы. Эти промывочные жидкости применяются при бурении любых горных пород. Разнообразие требований обусловило разработку большого числа разновидностей глинистых растворов. Представляется целесообразным классифицировать глинистые растворы по солевому составу дисперсионной среды, поскольку вид и концентрация электролитов, растворенных в дисперсионной среде, влияют на выбор химических реагентов, которые необходимы для регулирования свойств глинистого раствора.

Наиболее часто дальнейшую классификацию глинистых растворов проводят по виду основного органического реагента – защитного коллоида, обеспечивающего агрегативную устойчивость глинистой суспензии и придающего глинистому раствору требуемые технологические свойства.

Все буровые растворы можно подразделить по признаку их взаимодействия с глинистыми породами на две группы:

- растворы обладающие способностью замедлять гидратацию и диспергирование выбуренной глины и ограничивать разупрочнение глинистых пород на стенках скважины – так называемые ингибирующие буровые растворы;

- неингибирующие растворы.

К ингибирующим буровым растворам относятся минерализованные, кальциевые, калиевые, известково-калиевые, гипсокалиевые, алюминированные, малосиликатные глинистые растворы; растворы с конденсированной твердой фазой, растворы на углеводородной основе и обращенные эмульсионные растворы с регулируемой активностью водной фазы. То есть ингибирующими могут быть такие системы, водная фаза которых содержит электролит в концентрации, достаточной для реакции катионного обмена на поверхности выбуренных частиц и на стенках скважины, или для реакций, в результате которых происходит модифицирование свежеобразованной поверхности глинистой породы.

Разновидности глинистых растворов представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Разновидности глинистых растворов

№ п/п	Вид глинистого раствора	Вид электролитов, растворенных в дисперсионной среде	Концентрация электролитов в фильтрате
1	Пресные	NaCl и др.	менее 10 кг/м
2	Слабоминерализованные	NaCl и др.	10-35 кг/м
3	Минерализованные	NaCl	35-100 кг/м
4	Высокоминерализованные и соленасыщенные	NaCl	100-360 кг/м
5	С полисолевой минерализацией	NaCl, KCl, MgCl	более 100 кг/м до насыщения по MgCl
6	Известковые	Ca(OH)	до 0,8 кг/м ионов Ca
7	Гипсовые (гипсоизвестковые)	CaSO, Ca(OH)	до 3,0 кг/м ионов Ca
8	Хлоркальциевые	CaCl, Ca(OH)	до 5,0 кг/м ионов Ca
9	Хлоркалиевые	KCl	до 70 кг/м
10	Известково-калиевые	Ca(OH), KOH	0,2-0,6 кг/мионов Caи до 3,0 кг/м ионов К
11	Гипсокалиевые	CaSO, KCl	1,0-1,2 кг/мионов Са и 30-70 кг/м КСl
12	Алюмокалиевые	KAl(SO)12HO	до 5 кг/м
13	Малосиликатные	NaOnSiO	до 5%

5.2 Факторы, влияющие на выбор бурового раствора

На выбор типа промывочной жидкости влияют многие факторы:

1) Степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора разупрочнять породы;

2) Растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы;

3) Способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем: способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы;

4) Характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура;

5) Величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициента аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты;

6) Температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости;

7) Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов;

8) Способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты;

9) Способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот;

10) Способ бурения;

11) Наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости;

12) Географическое местоположение скважины. Экологические соображения, требования к утилизации сточных вод и шлама.

13) Допустимость места расположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы;

14) Затраты на бурение интервала.

Необходимо выбрать промывочную жидкость для бурения интервала 0-250 м., представленного преимущественно слабосцементированными обломочными породами: песками, рыхлыми песчаниками с прослоями суглинков и глин.

Пластовое давление в интервале соответствует гидростатическому (к_а= 1,0). Индекс давления поглощения на большей части интервала к_п= 2,34. Температура горных пород не превышает 20˚С. Интервал не содержит нефтегазовых пластов, но в нем залегают пласты с пресной водой. Скважина бурится роторным способом. Водоснабжение буровой осуществляется из ближайшего озера или ручья. Скважина расположена на суше в отдаленном труднодоступном районе. Доставка грузов на буровую будет производиться вертолетами.

Поскольку интервал 0-250 м. сложен неустойчивыми обломочными породами, при бурении его необходима тиксотропная промывочная жидкость, способная к эффективному коркообразованию.

Наличие пресной воды обуславливает применение пресного бурового раствора. Труднодоступность точки бурения и дорогостоящее транспортирование грузов на буровую делают предпочтительным применение растворов, не требующих большого количества материалов.

Учитывая накопленный опыт использования глинистых растворов для проводки скважин в интервале 0 – 250 м., в качестве основного варианта для бурения данного интервала предусматривается применение полимерного малоглинистого раствора на пресной воде.

В интервале 250 – 1800 м. возможен прихват вследствие обвала неустойчивых пород. Поэтому исключается необходимость применения ингибирующих буровых растворов. Возможно применение пресных слабоминерализованных промывочных жидкостей.

Интервал 1800 – 2480 м. Промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу, водоотдача должна быть минимальной. Разрез неустойчив, кавернообразование. Возможно применение глинистых растворов, в том числе эмульсионных.

Интервал 2480 – 3060 м . Промывочная жидкость должна препятствовать обрушению стенок скважины, оказывать на них крепящее воздействие. С этой целью применим глинистый раствор, последние 200 интервала проходим с применением полимерного глинистого раствора из высококачественного бентонита, с целью обеспечения высоких показателей работы долота.

Интервал 3060 – 4200 м содержит продуктивный пласт. Поэтому к буровому раствору предъявляется требование минимального загрязнения пласта. Применяем промывочную жидкость на пресной воде.

Проведя анализ выбора промывочной жидкости по интервалам бурения, окончательно для бурения скважины принимаем полимерный малоглинистый раствор на пресной воде.

6 ВЫБОР ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

6.1 Выбор плотности бурового раствора

Плотность промывочной жидкости для бурения какого – либо интервала можно рассчитать по формулам:

; (6.1)

, (6.2)

где - - пластовое давления в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

- глубина залегания кровли этого пласта, м;

- 9,81 м/с² – ускорение свободного падения;

- 1000 кг/м³ – плотность воды;

а = 1,04 – 1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;

= (1,5-3,5) МПа - максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Величину плотности следует вычислить по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принять меньшее.

Относительную плотность промывочной жидкости можно определить по формулам:

(6.3)

(6.4)

При выборе плотности промывочной жидкости должно быть выполнено условие:

Давление промывочной жидкости на стенки скважины увеличивается при ее циркуляции. Это увеличение обусловлено возникновением гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве. Такое повышение давление может послужить причиной возникновения поглощения в слабых пластах, расположенных в рассматриваемом интервале. Поэтому следует определить максимально допустимую плотность бурового раствора, при котором может начаться поглощение в процессе циркуляций раствора.

Критическую плотность промывочной жидкости определяют по формуле:

, (6.5)

где - сумма гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве на участке от подошвы поглощающего пласта до устья скважины.

(6.6)

Если удовлетворяет условие < , то выбор плотности считается законченным.

При невыполнении этого условия нужно уменьшить величину коэффициента запаса а в пределах, установленных “Едиными правилами”, либо принять более низкие значения реологических свойств бурового раствора.

Интервал 0-250:

Интервал 250-1800:

Интервал 1800-3200:

Интервал 3200-4200:

Расчетная плотность по интервалам:

Интервал 0-250 метров:

,

.

Принимаем плотность равную 1140 кг/м³

Интервал 250-1800 метров:

,

.

Принимаем плотность равную 1140 кг/м³

Интервал 1800-3200 метров:

,

.

Принимаем плотность равную 1170 кг/м³

Интервал 3200-4200 метров:

,

.

Принимаем плотность равную 1180 кг/м³

Рассчитанные плотности сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Выбор плотности бурового раствора

Интервал, м			Градиент пластового давления МПа/100 м		Расчетное значение плотности бурового раствора, кг/м3
от	до
0	250	1,00		1140
250	1800	1,00		1140
1800	3200	1,07		1170
3200	4200	1,10		1180