- •1. Технология стабилизированного бурового раствора
- •1.1. Приготовление пресного бурового раствора.
- •1.2. Технология управления свойствами бурового раствора
- •2. Технология ингибирующих буровых растворов
- •2.1. Выбор состава ингибирующего бурового раствора.
- •21.1. Инструментальный метод.
- •2.1.2. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения.
- •2.2 Технология приготовления и управления свойствами ингибирующих буровых растворов
- •2.2.1 Приготовление и утяжеление ингибирующих растворов.
- •Регулирование свойств ингибирующих буровых растворов.
- •3. Технология буровых растворов с низким содержанием твердой фазы.
- •3.1. Технология полимерных буровых растворов.
- •3.2. Технология буровых растворов с органической твердой фазой.
- •3.2.1.Технология гуматно-кальциевого раствора
- •3.2.2. Технология гельгуматного бурового раствора.
- •3.3. Технология мицеллярных буровых растворов.
- •3.3.1.Технология торфогумата.
- •3.3.2.Технология асбогумата.
- •4. Технология соленасыщенных буровых растворов
- •4.1. Соленасыщенные буровые растворы с диспергированной твердой фазой.
- •4.2. Буровые растворы с конденсированной твердой фазой.
- •4.2.1. Технология приготовления гидрогелевых растворов.
- •4.2.2. Технология приготовления солегеля.
- •5. Технология буровых растворов на углеводородной основе
- •5.1. Безводные углеводородные растворы.
- •5.1.1. Выбор исходных компонентов для приготовления безводных суспензий.
- •5.1.2. Технология приготовления и регулирования свойств.
- •5.2. Гидрофобно-эмульсионные растворы.
- •5.2.1. Требования к выбору состава гэр.
- •5.2.2 Приготовление и регулирование свойств гэр.
- •Контрольные вопросы
- •6. Технология аэрированных жидкостей и пен.
- •6.1. Технологические особенности применения аэрированный жидкостей.
2.1.2. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидации осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения.
Предлагаемая методика базируется на исходной информации, полученной в результате промыслово-геофизических исследований скважин, данных механического каротажа и анализа пород по керну или шламу, и не требует дополнительных исследований. Исходной информацией являются данные о плотности глинистых пород и их поровом давлении, естественной влажности, гидратационной способности, минерализации поровой воды.
Исходную информацию получают следующим образом:
- строят кривую изменения плотности нормально уплотненных глин, используя эмпирическую зависимость:
(8),
где - начальная плотность глин на глубине, условно принимаемой за нулевую, г/см3;
- средняя плотность глинистых минералов ( = 2,78 г/см3 );
J - показатель степени, зависящий от значения (J = 0,26 + 0,00025 7 ), 1/км
е - основание натурального логарифма;
Н - глубина залегания глин, км.
- определяют фактическую плотность глинистых пород по кривой КС, результатам анализа шлама или керна;
- на графике кривой изменения плотности, определенной по формуле 8, строят график зависимости фактической плотности глин от глубины;
- на графике выделяют интервалы недоуплотненных глин (отклонение кривой в сторону понижения плотности), к которым и приурочены наиболее сложные виды осложнений;
- оценивают поровые давления Рп по эквивалентным глубинам (рис.3) в интервалах нормально уплотненных (9) и недоуплотненных (10) глин:
Рп = 0,01 в Н (9),
Рп = 0,01[Н св - Нэ ( свэ - в)] (10),
где в - плотность поровой (пластовой) воды, принятая равной 1,05 г/см3;
св - средневзвешенная плотность породы до глубины Н, г/см3;
свэ - средневзвешенная плотность породы до глубины Нэ, г/см3:
Н - глубина, на которой определяется поровое давление, м;
- определяют влажность глин по формуле:
W = (1 - 0,3704 )100 (11),
где - плотность глин на глубине Н, г/см3;
- вычисляют активную влажность Wа, зависящую от воды, участвующей в процессах влагопереноса:
Wа = nW (12),
где n - доля влажности глин, участвующей в процессе влагопереноса:
n = -0.5 + 1,45 - 0,2 ( ) (13);
n = -1.76 + 6,73 -5,71 ( )
- определяют минерализацию поровой воды по одной из формул:
Сп = 181ехр[-11,7 (1-0,3704 )] – континентальные
Сп = 148ехр[-5,4 (1-0,3704 )] - лагунные (14);
Сп = 173,бехр[-4,47 (1-0,3704 )]- морские
- вычисляют гидратационную способность Q глинистых пород:
Q = 100/0,31 - 120 (15);
- оценивают потенциальную способность глинистых пород к нарушению устойчивости в процессе бурения по величине показателя устойчивости "а" по формуле:
а = / ну (16),
где , ну – соответственно плотности пород в зоне недоуплотнения и нормально уплотненных на той же глубине залегания;
- осмотическое давление поровой воды определяют графически (рис. 4.) для температуры 20оС;
- по значениям показателя устойчивости и гидратационной способности классифицируют глинистые породы согласно таблице 5.
Таблица 5.
Классификация глинистых пород.
Класс или категория устойчивости |
Значение показателя устойчивости (а) |
Гидротационная способность (Q) |
Поведение пород при бурении. |
1 |
1 – 0,95 |
до 5 |
Практически устойчивы |
2 |
0,949 – 0,9 |
5 – 10 |
Подвержены незнечительным осыпям. Процесс бурения не нарушается. |
3 |
0,899 – 0,85 |
10 – 25 |
Заметные осыпи, требующие периодических проработок ствола. |
4 |
0,849 – 0,8 |
25 – 40 |
Значительные осыпи, приводящие к посадкам и затяжкам при движении колонны бурильных труб и повышению давления при промывке. |
5 |
0,799 и менее |
40 и более |
Сильные осыпи, требующие систематических проработок, возможна частичная потеря ствола скважины. |
Для принятия технологических решений полученные характеристики свойств глинистых пород помещают в сводную таблицу следующей формы (таблица 6.)
Выбор типа бурового раствора базируется на основе учёта категории устойчивости глинистых пород. Причём, категория устойчивости устанавливается по значениям показателя устойчивости и гидратационной способности по тому из показателей, который характеризует более низкую устойчивость.
Таблица 6.
Интер-вал, м |
Плот-ность породы, г/см3 |
Поро-вое давле-ние, МПа |
Влаж-ность, % |
Актив-ная влаж-ность, % |
Гидра-таци-онная спо-собно-сть |
Осмо-тичес-кое давле-ние воды, МПа |
Пока-затель устой-чивос-ти. |
Темпе-ратура, оС |
Класс устой-чивос-ти |
Приме-чание |
В таблице 7 представлены типы ингибирущих буровых растворов и осмотические давления их водной фазы. Конкретную, более детальную рецептуру подбирают непосредственно в промысловых условиях с учетом свойств имеющихся реагентов.
Плотность бурового раствора определяется "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” (п.2.10.3).
Значение показателя фильтрации, обеспечивающее минимальную скорость изменения влажности глинистых пород определяют по формуле:
Ф30= (17),
где - осмотическая активность контактирующих сред, определяемая как разность осмотических давлений водной фазы бурового раствора и поровой воды, МПа.
Формула (17) справедлива для значений = 1...25 МПа и Wакт = 2...24%.
Выбранные тип и показатели свойств бурового раствора должны обеспечить устойчивое состояние ствола скважины на время, необходимое для бурения и крепления интервала. Изменение естественной влажности пород приводит к изменению их свойств, то есть они переходят из более устойчивого состояния в менее устойчивое. При достижении критического значения наступает потеря устойчивости глин. Время увлажнения до критического значения можно получить по формулам, приведенным в РД 39-0147009-723-88.
Естественно, на скорость увлажнения действуют и динамические нагрузки, имеющие место в процессе циркуляции, спуско-подъемных операций, особенно при неправильном выборе технологической оснастки бурильной колонны или параметров режима бурения.
В составе бурового раствора кроме основных компонентов, приведенных в таблице 7, могут присутствовать и профилактические добавки.
Таблица 7.
Базовые рецептуры ингибирующих буровых растворов.
Тип бурового раствора |
Состав бурового раствора, %мас |
Осмотическое давление водной фазы, МПа |
Класс устойчивости породы |
1. Лигно-сульфонатный |
Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 КССБ (ФХЛС, окзил)………………………3 КМЦ-500 (600)……………………………0.3 Каустическая сода……………………0,5 – 1 Пеногасители…………………………0,5 – 1 Вода……………………………….остальное |
1 – 1,5 |
2,3 |
2. Известко-вый |
Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 Окзил (КССБ-4, ФХЛС)………………..2 – 3 Каустическая сода……………………0,5 – 1 Известковое молоко………………...…2,5 – 3 Пеногасители…………………………0,5 – 1 Вода……………………………….остальное |
1,5 – 2,5 |
3 |
3. Гипсовый |
Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 КССБ-4 (ФХЛС, окзил)………………..2 – 3 Каустическая сода…………………0,3 – 0,5 Известковое молоко……………...…0,1 – 0,3 Гипс………………………………………1 – 2 КМЦ-500…………………………..…0,3 – 0,5 Пеногасители………………………….…до 1 |
1,5 – 2,5 |
4,5 |
4. Хлор-кальциевый. |
Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 Хлористый кальций………………….…1 – 2 КССБ…………………………………….5 – 7 КМЦ (крахмал)……………………….…1 – 2 Известь гашеная…………………….0,3 – 0,5 Пеногасители……………………………1 – 2 |
1,5 – 4,5 |
4,5 |
5. Хлор-калиевый |
Бентонитовый глинопорошок…………. 3 – 5 Хлористый калий……………………..…3 – 5 КССБ……………………………………..3 – 5 Крахмал (КМЦ-600, метас, М-14)……0,5 – 1 Едкий калий……………………………0,5 – 1 Пеногасители…………………………..0,5 – 1 |
2,5 – 5 |
4,5 |
6.Силикатный |
Бентонитовый глинопорошок…………. 3 – 5 Жидкое стекло…………………………...3 – 5 Углещелочной реагент………………….3 – 5 КМЦ (метас, гипан)…………………...0,5 – 1 Окзил……………………………………...2 - 4 |
3 – 6 |
3,4
|
7. Мало-глинистый |
Бентонитовый глинопорошок…………. 3 – 5 Окзил……………………………………..3 – 5 Каустическая сода……………...……0,3 – 0,5 Метас (гипан, М-14)……………...…0,3 – 0,5 |
1 – 2 |
4,5 |
8. Соле-насыщенный |
Бентонитовый глинопорошок………. 6 – 10 Каустическая сода……………...……..0,5 – 1 Крахмал (КМЦ-500, метас)…………….1 – 3 КССБ-4…………………………………..3 – 5 Хлорид натрия…………….…до насыщения Пеногасители………………………..0,2 – 0,3 |
Более 20 |
4,5 |