Г л а в аV промывка и продувка скважин § 1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
Периодическую промывку скважин начали применять со второй половины XIX столетия, т. е. с того времени, когда широкое распространение получил ударный способ бурения. При этом было доказано, что наилучшая очистка забоя от выбуренной породы достигается при доливании в скважину небольшого количества воды.
Применение вращательного способа бурения скважин привело к необходимости непрерывной промывки их в процессе бурения. Вода была первой промывочной жидкостью и при этом способе бурения.
Развитие технологии бурения показало, что при разбурива-нии глин и глинистых отложений образующийся в скважине глинистый раствор значительно облегчает процесс проходки скважины. Поэтому стали не только сохранять глинистый раствор, образовавшийся в скважине, но и искусственно приготовлять его на поверхности.
С ростом глубин скважин требования к промывке скважин все более возрастали, что обусловило создание новых промывочных жидкостей.
Основные функции промывочных жидкостей:
1) вынос частичек выбуренной породы из скважины;
2) удерживание частичек выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
3) создание противодавления на стенку скважины, а следовательно, предотвращение обвалов пород и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;
4) глинизация стенки скважины;
5) охлаждение долота, турбобура, электробура и колонны;
6) смазывание трущихся деталей долота, турбобура;
7) передача энергии турбобуру;
8) защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии;
Промывочная жидкость должна быть инертной к воздействию температур, минерализованных пластовых вод и обломков выбуренных пород.
Промывочные жидкости классифицируются следующим образом:
1) затворенные на водной основе, характерные представители которых вода и глинистые растворы;
2) затворенные на неводной основе, к которым относятся углеводородные растворы (нефтяные);
3) аэрированные.
§ 2. Промывочные жидкости на водной основе
Вода в качестве промывочной жидкости может быть применена в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой вязкости и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве, облегчаются условия работы буровых насосов, повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.
Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во вторых, могут быть обвалы пород со стенки скважины, так как вода не обеспечивает должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическими воздействиями виды на породу, слагающую стенку скважины.
Следует отметить, что при разбуривании продуктивного нефтеносного горизонта нельзя скважину промывать водой, так как интенсивная фильтрация ее в продуктивный горизонт затрудняет вызов притока нефти из пласта в скважину после окончания бурения.
Глинистые растворы приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.
Глина — смесь глинистых минералов, придающих ей свойства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит Al2O3-2SiO2-2H2O, галлуизит Al2O3-2SiO2-3H2O и монтмориллонит Al2O3-4SiO2-2H2O. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.
Глины содержат также окислы железа Fe2O3, щелочных (калия КгО, натрия Na2O) и щелочноземельных (кальция СаО, магния MgO) металлов. Образуются глины при выветривании горных пород, главным образом полевого шпата, под действием воды и углекислого газа, содержащегося в воздухе:
В результате этого процесса происходит накопление в земле глины, кремнезема и солей калия.
Во всех глинах имеется химически связанная вода, образующая на поверхности глинистых частиц слой гидроксильных групп ОН, которые обладают большой полярностью. Поэтому они создают вокруг частиц сильное поле притяжения. Водород этих гидроксильных групп может быть замещен как металлом (Na, К, Са и др.), так и кислотными радикалами (SO4, C1, СО3 и др.).
Если водород гидроксильных групп остался незамещенным," то глину называют водородной, или кислой, вследствие ее кислотных свойств.
Химически связанная вода глинистых минералов удаляется только при прокаливании глины до температуры 500—700° С. После этого вернуть глине первоначальные свойства уже нельзя.
Гидроксильные группы ОН, создающие вокруг глинистых частиц сильное поле притяжения, притягивают к поверхностям глинистых частиц молекулы воды. Эта вода в отличие от химически связанной воды называется физически связанной водой.
Физически связанная вода, окружающая глинистые частицы слоями, почти полностью удаляется при нагревании глины до 100—150° С. Однако при этом первоначальные пластические свойства глины почти не теряются.
Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта при их соприкосновении гораздо больше, чем при сближении зерен песка, имеющих округлую форму.
При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.
[Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора.
{Качество глинистого раствора характеризуется целым рядом параметров: плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим напряжением сдвига и др.
Плотность глинистого раствора — физическая величина, измеряемая отношением массы раствора к его объему. Чем больше плотность раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенку скважины.
При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах. Поэтому плотность применяемого глинистого раствора должна соответствовать этому требованию.
При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород, следует увеличивать плотность. В случае прохождения трещиноватых, кавернозных пластов следует, наоборот, уменьшить плотность раствора, чтобы предотвратить его уход в эти горизонты.
В неосложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180—1220 кг/м3.
Иязкость (внутреннее трение) — свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой: Внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, а также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами.
Из этих трех видов трения наименьшее трение между молекулами воды. Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы — к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, вязкость глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины , в воде. В значительной мере влияет на вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых водах.
При бурении в пористых, трещиноватых породах с малым пластовым давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость последней способствует закупорке пор и каналов в пласте. При бурении в пластах, содержащих газ, приходится уменьшать вязкость для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жидкости.
Водоотдача — способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.
Если применяется глинистый раствор низкого качества, то на стенке скважины образуется толстая, рыхлая и неплотная глинистая корка, через которую отфильтровывается вода - в пласт.] Образование толстой глинистой корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны. Кроме того,/проникновение отфильтрованной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам. В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу глинистого раствора
Статическое напряжение сдвига характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность воз-. растает с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.
Химические реагенты
При бурении скважины глинистый раствор подвержен воздействию частиц выбуренной породы, пресных и минерализованных пластовых вод, температуры и давления, что, как правило, приводит к изменению параметров раствора в худшую сторону, и дальнейшее бурение без принятых мер становится невозможным. Во избежание этого в глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты — понизители водоотдачи, реагенты — понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.
Реагенты — понизители водоотдачи. Из этих реагентов наиболее широко применяют углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовую барду (ССБ) и карбоксиметилцел-люлозу (КМЦ).
Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH), в результате реакции которых образуются натриевые соли гуминовых кислот — гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными активными веществами реагента. Вследствие избытка каустической соды расщепляются (пептизируются) глинистые частицы. Всегда имеющаяся в глинистом растворе физически связанная вода расходуется на обволакивание вновь образовавшихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, что -приводит к уменьшению водоотдачи. Одновременно с этим на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В -результате способность к слипанию глинистых частиц резко падает, статистическое напряжение сдвига уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочными реагентами, в связи с высокой дисперсностью глинистых частиц становятся вязкими, но бесструктурными.
Таким образом, при обработке раствора УЩР следует внимательно следить за показателями вязкости и статического напряжения сдвига. Этот реагент дает хорошие результаты при температуре жидкости примерно до 140° С.
Сульфит-спиртовая барда — отход целлюлозной промышленности. Содержащиеся в ней лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод. Активность ССБ как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Расход реагента обычно велик и достигает 50% от объема обрабатываемого раствора. Действие ССБ на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее эффективно. Однако некоторого снижения водоотдачи при одновременном уменьшении вязкости можно, достигнуть и при обработке пресных растворов.
В последнее время широко применяют конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) нескольких марок. Этот реагент— продукт конденсации ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с Последующей нейтрализацией NaOH. Применяется он для снижения водоотдачи пресных (снижается и вязкость) и минерализованных растворов. В зависимости от марки КССБ реагент применяют для обработки растворов, имеющих температуру 130—180° С.
Карбоксиметилцеллюлоза предназначена для обработки сильно минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Этот реагент представляет собой натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины. Хорошо снижает водоотдачу и повышает вязкость пресных растворов, но снижает водоотдачу и резко уменьшает вязкость минерализованных растворов. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. КМЦ — универсальный реагент, который активно улучшает почти все параметры глинистого раствора. Раствор, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в условиях продолжительного влияния температуры до 160—180°С.
Реагенты — понизители вязкости. Из этих реагентов наиболее часто применяются окзил, нитролигнин и сунил.
Окзил — продукт взаимодействия в кислой среде ССБ с хромпиком. Высокоактивный понизитель вязкости пресных и минерализованных растворов, а также водоотдачи пресных растворов. Эффективно его применение при бурении в глинах, гипсах, ангидритах, аргиллитах. Хорошо сочетается со всеми известными реагентами — понизителями водоотдачи. Устойчив при воздействии температуры до 200° С.
Нитролигнин получают окислением гидролизного лигнина азотной кислотой. Хорошо снижает вязкость минерализованных растворов, обработанных предварительно реагентами — понизителями водоотдачи, и пресных растворов.
Сунил — продукт восстановления нитролигнина солями серной кислоты, хорошо растворим в воде. Эффективно снижает вязкость как пресных, так и минерализованных растворов.
Реагенты специально го назначения — каустическая сода, кальцинированная сода, жидкое стекло, поваренная соль, известь, хроматы и бихроматы.
Каустическая сода NaOH используется в основном для приготовления УЩР, ССБ, нитролигнина и др.
Кальцинированная сода МагСОз применяется для улучшения диспергирования глин при.приготовлении глинистого раствора, снижая при этом водоотдачу, вязкость и статическое напряжение сдвига раствора.
Жидкое стекло Na2Si03 позволяет изменять вязкость и статическое напряжение сдвига в довольно широких пределах. Если требуется незначительно увеличить статическое напряжение сдвига, то жидкое стекло нужно добавить не более 0,75% к объему глинистого раствора. При добавлении к глинистому раствору 2,5—3% жидкого стекла можно получить высоковязкий раствор с большим статическим напряжением сдвига, пригодный для борьбы с поглощениями.
Поваренная соль NaCl обеспечивает значительное повышение статического напряжения сдвига растворов, пересыщенных углещелочным реагентом.
Известь гашеная даже при небольших добавках (до 5%) вызывает резкое повышение вязкости и водоотдачи.
Хроматы и бихроматы служат для повышения стойкости глинистого раствора к воздействию температуры. Они предотвращают загустевание и значительно разжижают глинистые растворы, особенно при температурах 150—200° С. Обязательным условием применения этих реагентов является содержание в обрабатываемом растворе достаточного количества щелочного реагента: УЩР, ССБ, КССБ, гипана и др.
Эмульсионные глинистые растворы. Основные компоненты эмульсионных глинистых растворов — глинистый раствор, обработанный реагентами — понизителями водоотдачи и вязкости, и нефть (или дизельное топливо) в количестве 8-15% от объема глинистого раствора.
При интенсивном перемешивании такой ' смеси образуется эмульсия, в которой роль эмульгатора выполняют глинистые частицы и содержащиеся в глинистом растворе реагенты (УЩР, КССБ, КМЦ и др.).
Нефть (дизельное топливо) добавляют в приемные емкости буровых насосов, содержащие глинистый раствор. Хорошее перемешивание смеси достигается после двух-трех циклов прокачивания ее по циркуляционной системе.
Бурение с промывкой эмульсионным глинистым раствором позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, образующейся на стенке скважины, следовательно, снизить опасность прилипания (прихвата) бурильной колонны к стенке скважины и поэтому улучшить условия ее эксплуатации. Благоприятные условия создаются и для работы долота на забое скважины, что способствует сокращению числа долот на скважину и увеличению скорости бурения.
Однако растворам этим присущи и недостатки: повышенная стоимость, разрушение нефтью резиновых деталей турбобуров и насосов, отрицательное воздействие на отбираемый керн, пожа-. роопасность, загрязнение буровой.