16.2.4 Особенности регулирования свойств бпж в различных условиях
Эффективность строительства нефтегазовых скважин определяется, прежде всего, успешностью выполнения буровых работ. Бурить скважины быстро, дешево и качественно невозможно без надлежащего уровня и согласованного выполнения таких технологических операций как разрушение горных пород долотом, промывка скважин, проводка ствола в заданном направлении, крепление стволов и др. Для эффективной промывки скважин управление свойствами промывочных жидкостей опирается на следующие принципы, необходимость реализации которых тесно связана с геолого-физическими и технико-технологическими условиями бурения:
1) обеспечение требуемых по принятой технологии бурения (ГТН) значений параметров БПЖ;
2) обеспечение требуемого уровня экологической и промышленной безопасности БПЖ;
3) поддержание в БПЖ минимального содержания твердой фазы;
4) обеспечение надлежащего литологического и фракционного состава, высокой кольматирующей способности твердой фазы;
5) поддержание необходимого уровня поверхностного натяжения на границе раздела фаз «жидкость – газ», «жидкость – жидкость» и «жидкость – твердое тело»;
6) улучшение триботехнических (противоизносных, противозадирных и антифрикционных) свойств БПЖ;
7) улучшение показателей ингибирующих, гидрофобизирующих и пассивирующих свойств БПЖ.
Различные осложнения существенно затрудняют процесс бурения скважин, развитие и преодоление которых связано в большой мере с применением промывочных жидкостей. К основным осложнениям процесса бурения, связанным, в основном, с геологическими причинами, относятся:
– водо‑, нефте-, газопроявления;
– поглощения промывочной жидкости;
– осыпи и обвалы стенок скважины;
– затяжки и прихваты бурильных и обсадных колонн, геофизических приборов в скважинах.
Особенности применения БПЖ при поглощениях промывочной жидкости скважиной и водогазонефтепроявлениях.
Поглощения промывочных жидкостей, как и проявления пластовых флюидов, связаны с характером и состоянием гидравлической связи системы «скважина – пласт», что определяется соотношением давлений в скважине Рскв и в пласте Рпл .
Чтобы мероприятия по предупреждению поглощений были эффективными, необходимо знать причины поглощений, место залегания поглощающей зоны, интенсивность поглощений. Эти сведения получают на основе опыта бурения и специальных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований.
В общем случае поглощение раствора связано с превышением давления в скважине над давлением сопротивления поглощающего пласта проникновению в него промывочного раствора, т.е. Рскв > Рсопр. пл.,
где Рскв = Ргс + Ргд = Ргс + Ркп пр + Ркп ск + Ркп пн;
Рсопр пл = Рпл + Рсопр к,
где Рскв – давление в скважине;
Рсопр пл – давление сопротивления поглощающего пласта проникновению в него раствора;
Ргс – гидростатическое давление;
Ргд – гидродинамическое давление;
Ркп пр – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве при промывке скважины;
Ркп ск – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве при спуске колонны;
Ркп пн – гидродинамическое давление при пуске насосов;
Рпл – пластовое (поровое) давление;
Рсопр к – гидравлическое сопротивление каналов поглощающего пласта движению раствора.
Методы профилактики и ликвидации поглощений направлены на обеспечение условия Рскв < Рсопр пл, ΔР < 0, где ΔР = Рскв – Рсопр пл, т.е. основываются они на уменьшении давления в скважине, увеличении сопротивления пласта поглощению.
Для уменьшения давления в скважине промывочный раствор должен иметь:
– минимально допустимую плотность;
– минимальные значения показателей реологических свойств: вязкости и динамического напряжения сдвига;
– минимально возможные значения предельного статического напряжения сдвига.
Кроме того, для профилактики поглощений важно обеспечить качественную очистку ствола, предотвращение сальникообразований.
Для уменьшения гидродинамических давлений в кольцевом пространстве скважины, наряду с уменьшением плотности, реологических и тиксотропных свойств раствора, рекомендуется:
– уменьшать скорости движения колонны при СПО;
– при пуске насосов обеспечивать медленное нарастание давления в скважине, для чего:
1) задвижку на выкидной линии насоса закрывать постепенно;
2) перед пуском насоса разрушать структуру раствора вращением бурильной колонны;
– применять поинтервальные промывки;
– не расхаживать бурильную колонну при циркуляции раствора.
Когда снижение плотности раствора недопустимо из-за наличия в разрезе горизонтов с АВПД или пластов, склонных к обвалам, рекомендуется применять наполнители. Раствор с наполнителями, проникая в поглощающий пласт, закупоривает дренажные каналы, тем самым повышая сопротивление пласта поглощению. В качестве наполнителей используются бентонитовые глины, различные промышленные отходы, например, целлофан в обрезках размерами 0,5 – 1,0 мм, слюда-чешуйка, древесные опилки, подсолнечная лузга, резиновая крошка размером 0,25 – 4 мм, микробаллоны и др. Оптимальное содержание наполнителей в растворе составляет 0,1 – 0,2% при турбинном бурении и от 1 до 7% при роторном.
Для образования прочных коагуляционных структур в порах и микротрещинах поглощающего пласта в него целесообразно закачивать густые бентонитовые смеси, силикатные смеси (товарный водорастворимый силикат 5%-ной концентрации и 5 – 10% глины) и др.
Следует иметь в виду неоднозначную роль реологических и тиксотропных свойств растворов для профилактики поглощений. С ростом показателей этих свойств растет давление в скважине, что повышает вероятность поглощений, но растет и сопротивление каналов поглощающего пласта проникновению в него жидкости, что уменьшает вероятность поглощений. Поэтому, в зависимости от геологических условий бурения, существуют оптимальные значения показателей реологических и тиксотропных свойств растворов, устанавливаемые опытным путем. Иногда при наличии частичных поглощений условную вязкость поднимают до 60 – 80 с, и поглощения прекращаются.
Основной причиной водонефтегазопроявлений является превышение пластового давления над гидравлическим в стволе скважины. Газопроявления также могут быть вызваны диффузией газа, поступлением его в раствор вместе с выбуренной породой. Эффективным средством предотвращения проявлений пластовых флюидов является применение промывочных растворов требуемой плотности и высокого качества.
Плотность раствора должна быть такой, чтобы гидростатическое давление в стволе скважины превышало пластовое на 10% при глубине скважины менее 1200 м и на 5% при глубине более 1200 м.
Показатели реологических и фильтрационных свойств раствора должны при этом поддерживаться на минимально достаточном уровне для решения таких технологических задач как утяжеление, химобработка и др.
В промывочном растворе с высокими структурно-механическими свойствами при оставлении его в покое образуется прочная структура, в связи с чем возможно зависание раствора на стенках скважины и уменьшение гидростатического давления, образование объемного вакуума, что, в конечном итоге, может вызвать и интенсифицировать проявления пластовых флюидов. Высокие вязкость и структурно-механические свойства затрудняют и снижают также качество дегазации раствора в поверхностной части ЦС.
Промывочный раствор с высоким показателем фильтрации, низкими смазочными свойствами может быть причиной сальникообразований. И тогда при подъеме бурильной колонны уровень жидкости в стволе скважины снижается, гидростатическое давление падает, что может привести к проявлениям. Поэтому при бурении зон возможных проявлений промывочный раствор должен обрабатываться реагентами-стабилизаторами, смазочными добавками.
В условиях водонефтегазопроявлений важным является систематический контроль качества промывочного раствора. При подходе к зонам возможных проявлений, а также при бурении после их вскрытия следует измерять плотность, вязкость и содержание газа через каждые 30 минут, а СНС и показатель фильтрации – два раза за смену. Необходимо также систематически следить за изменением уровня раствора в приемных емкостях.
В случае отклонений какого-либо показателя от нормы, указанной в ГТН, и при необходимости выравнивания раствора, замеры учащаются до тех пор, пока не будет восстановлен кондиционный состав. Отклонения плотности раствора от регламента не допускаются более чем на ± 20 кг/м3.
Особенности применения БПЖ при потере устойчивости стенок ствола.
Осыпи и обвалы, течение горных пород обусловлены проявлением неустойчивости стенок ствола скважины, находящихся в условиях неравномерного напряженного состояния. Особенно развиваются эти осложнения в горных породах, силы связи в которых существенно ослабляются под воздействием промывочного раствора или его фильтрата. Например, интенсивные обвалообразования наблюдаются при растеплении, химическом растворении льда, цементирующего частицы в многолетнемерзлых породах. Регулирование состава раствора и его фильтрата для профилактики обвалообразований во многих случаях имеет первостепенное значение. Состав проникающей в горные породы жидкости должен быть таким, чтобы стенки скважины как можно дольше сохраняли устойчивость. При использовании для промывки воды и растворов на водной основе в условиях возможных сужений стволов, осыпей, обвалообразований важно обеспечить надлежащие солевой состав и степень минерализации среды. При разбуривании солей раствор должен быть насыщен такой же по составу или более растворимой солью. При этом эффективно и повышение плотности раствора, так же как и при разбуривании вязкопластичных глин, водонасыщенных пород.
При промывке неустойчивых стволов растворами на углеводородной основе, инертными к большинству горных пород и, как следствие, повышающими их устойчивость, также должны быть приняты меры для профилактики обвалообразований, поскольку вода, попадающая в раствор из пластов, может вызвать ослабление сил связи в породах.
Поэтому при опасности проявления таких осложнений в раствор на углеводородной основе должна быть введена соответствующая соль.
Для повышения устойчивости глинистых пород важно ограничить склонность к набуханию глин (как правило, засолонением раствора), воздействуя на состав их обменной емкости таким образом, чтобы поступающие в породу из раствора катионы более прочно связывали элементарные пакеты глинистых минералов. Такой способностью обладают некоторые одновалентные и многие поливалентные катионы, из которых в практике бурения находят применение калий, кальций, алюминий, кремний и др.
Эффективным способом ограничения роста влажности глин вследствие осмотических перетоков водного фильтрата БПЖ в глинистые породы является поддержание концентрации соли в промывочной жидкости Ср большей, чем концентрация солей в поровой жидкости пласта Спл, т.е. Ср > Спл. В этом случае, в связи с химическим осмосом, влага поступает из глин в скважину, происходит уплотнение глинистых пород и как бы «подсушка» их.
Для профилактики обвалообразований в многолетнемерзлых породах промывочный раствор должен обладать низкими показателями теплофизических свойств и минимальной растворяющей способностью по отношению к «цементу» (льду) горных пород. В наибольшей мере этим требованиям отвечают газообразные агенты, растворы на углеводородной основе.
При бурении неустойчивых пород необходимо также использовать растворы требуемой плотности с минимальными показателями фильтрационных и структурно-механических свойств, обеспечивать качественную очистку их от шлама. При большом содержании в растворе твердой фазы, высоких значениях показателей реологических свойств и длительном прекращении циркуляции происходит зависание промывочного раствора в связи с упрочнением его структуры, и, как следствие, снижается противодавление на обваливающиеся породы, интенсивность обвалообразований возрастает.
Особенности применения БПЖ при желобообразованиях, затяжках, прихватах.
При опасности желобообразований промывочные растворы должны обладать невысокими значениями показателей реологических, структурно-механических свойств, высокой смазочной способностью, низкой адгезией по отношению к трубам, горным породам, способствовать упрочнению пород стенок скважин. Особенно важно улучшать смазочную способность растворов, т.к. смазки существенно уменьшают затраты энергии на трение, локализуют деформации пород при воздействии на них и относительном перемещении бурильных труб в тонких приповерхностных слоях зоны трения.
Для уменьшения затяжек и профилактики прихватов необходимо снижать плотность раствора, показатели фильтрации, коркообразования, фрикционных свойств фильтрационных корок.
Уменьшение плотности раствора приводит к снижению перепада давления в системе скважина – пласт и, как следствие, затяжек и прихватоопасности в стволе. Для уменьшения перепада давления целесообразно также обрабатывать раствор полимерными добавками, способными создавать на стенках и в пристенной части пород пленочные экраны.
При условии образования на стенках ствола скважины тонкой, плотной фильтрационной корки уменьшаются площадь контакта труб бурильной колонны со стенками, силы сопротивления движению ее в стволе.
Важнейшим средством профилактики затяжек и прихватов является применение таких промывочных растворов, которые формировали бы на стенках скважины фильтрационные корки с минимальными значениями сил сопротивления движению колонн и приборов в стволе.
В отличие от трения твердых тел типа металл – металл, металл – горная порода, где силы трения сосредоточены непосредственно на контакте, трение труб о фильтрационную корку сопровождается сдвигом как на контакте, так и внутри корки. Поэтому показатели фрикционных свойств, т.е. силы сопротивления движению, например, труб, по поверхности фильтрационных корок определяются силами адгезии, прочностью структуры корки и силами трения, зависящими от состава и технологических свойств промывочного раствора. Один и тот же компонент промывочного раствора, как правило, оказывает качественно различное влияние на адгезионные, структурно-механические силы и силы трения корок. Так, щелочные реагенты УЩР, ТЩР повышают адгезию, мало влияют на трение и могут повысить или понизить прочность структуры корок. Поэтому перед применением смазочных добавок необходима проверка их свойств в лабораторных условиях.
Особенности очистки стволов скважин сложного профиля от шлама
Наклонно-направленные скважины по величине отходов от вертикали условно можно разделить на три группы по отношению величины горизонтальной проекции к вертикальной (Kт): 1) с малыми отходами (Kт ≤ 0,25); 2) со средними и большими отходами (Kт = 0,25 ÷ 1); 3) со сверхдальними отходами (Kт > 1). Скважины второй и третьей групп с горизонтальным окончанием относятся к скважинам сложного профиля (сильно искривленные скважины), проводка которых может быть крайне затрудненной из-за неудовлетворительной очистки стволов от шлама, проявления различных осложнений.
Скорость оседания (vос) твердых частиц (шлама) в суспензиях пропорциональна квадрату радиуса частицы (rч2), разности плотностей частицы и среды (ρч – ρс), обратно пропорциональна вязкости среды (μ), т.е.:
vос = 2g·rч2·(ρч – ρс)/9μ (для сферических частиц), где g – ускорение свободного падения.
Для очистки кольцевого пространства скважины первой группы от шлама скорость восходящего потока промывочной жидкости должна быть на 10÷15% выше скорости оседания частиц шлама, т.е. минимально необходимый расход жидкости должен быть:
где Fкп – наибольшая площадь сечения кольцевого пространства.
Очистка сильно искривленных скважин от шлама осложняется в связи с «Бойкоттовским осаждением», смещением поля скоростей потока жидкости к верхней стенке из-за эксцентричного расположения бурильной колонны в скважине.
«Бойкоттовское осаждение» (1920 г., Бойкотт А.Е.) частиц дисперсной фазы связано с ускорением осаждения частиц при углах наклона ствола скважины 35 – 55° (особенно при углах 40 – 50°), накоплением шлама в кольцевом пространстве и периодическим сползанием его навстречу потоку жидкости. Накопление шлама на нижней стенке характерно и в горизонтальных участках ствола скважин. Для эффективного удаления шлама в подобных скважинах рекомендуется увеличивать расход промывочной жидкости. Например, в [4] приведена следующая формула для расчета необходимого расхода промывочной жидкости для очистки горизонтальных стволов:
(49)
где Dс и Dт – диаметры скважины и бурильных труб; ρ, η и τ0 – плотность, структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига раствора; α – угол наклона скважины к вертикали.
Расчеты расхода по указанной формуле указывают на его двукратное увеличение по сравнению с расходом для вертикальных скважин. Увеличение расхода промывочной жидкости не всегда возможно из-за значительного роста гидравлических сопротивлений в скважине (в квадрате от расхода) и рисков возникновения поглощений, прихватов колонн и др. Несмотря на накопленный опыт очистки сильно искривленных скважин и обширные исследования в этой области, в буровой технологии отсутствуют какие-либо единые методики выбора состава и рецептур промывочных жидкостей для проводки скважин сложного профиля. Тем не менее, существуют определенные рекомендации, реализация которых позволяет успешно строить скважины сложного профиля. Некоторые из указанных рекомендаций приведены ниже.
1. Применительно к конкретным условиям бурения (площадям, региону) устанавливаются оптимальные значения реологических критериев Kоч, представляющих собой отношения Kоч = τ0/η для вязкопластичных жидкостей (глинистые растворы и др.) и Kоч = к/п для псевдопластичных жидкостей (безглинистые биополимерные растворы, инвертные эмульсии и др.). Как правило, транспортировка шлама в эксцентричном пространстве улучшается с ростом Kоч.
2. Повышение седиментационной устойчивости раствора снижает осадконакопление, осаждение утяжелителя, что особенно важно для скважин при эксцентричном расположении бурильной колонны в стволе.
3. Расслоение раствора по плотности усиливает смещение профиля скоростей, затрудняет очистку ствола от шлама.
4. При разбуривании пород, склонных к размыву, предпочтительна промывка при ламинарном режиме течения.
5. Применение турбулентного режима течения обеспечивает эффективный вынос шлама в сильно искривленных скважинах малого диаметра в устойчивых породах.
6. Эффективность очистки ствола при ламинарном режиме течения повышается с увеличением вязкости при небольших скоростях сдвига и малой прочности геля.
7. Увеличение скорости циркуляции, вязкости и прочности геля уменьшает, но не устраняет «Бойкоттовское осаждение».
8. Как правило, закачивание пачек раствора повышенной вязкости с небольшой скоростью не дает нужного эффекта по очистке ствола при больших углах наклона, если не вращать и не расхаживать колонну.
9. Эффективность очистки ствола повышается, если закачивать высоковязкие пачки с высокой скоростью, при турбулентном режиме и при достаточном объеме пачки.
10. Вращение и расхаживание бурильной колонны улучшает качество очистки, особенно в вязких буровых растворах.
11. Увеличение плотности промывочного раствора улучшает удерживающую способность и повышает качество очистки ствола, повышает устойчивость стенок.
12. В сильно искривленных скважинах утяжелитель выпадает в осадок вместе со шламом.
13. При больших углах наклона ствола толщина осевшего шлама обратно пропорциональна скорости восходящего потока.
14. Ввод в раствор ингибиторов, гидрофобизаторов и смазочных добавок уменьшает межчастичное сцепление и трение, что улучшает очистку ствола от шлама.
15. Для повышения очистной способности растворов на углеводородной основе необходимо повышать значения показателей реологических свойств при низких скоростях сдвига (вязкости и прочности геля) вводом, например, олигомеров.
Особенности технологии применения промывочных жидкостей при вскрытии продуктивных пластов
Первичное вскрытие продуктивных пластов осуществляется бурением на репрессии, депрессии и равновесии, т.е. при превышении давления в скважине над пластовым давлением (ΔР > 0), при превышении пластового давления над скважинным (ΔР < 0) и при их равновесии (ΔР = 0). Особенности буровой технологии, связанные с необходимостью профилактики или преодоления различных осложнений, обусловили вскрытие продуктивных пластов преимущественно первым методом, т.е. на репрессии. При этом создаются условия для наиболее активного проникновения в продуктивный пласт как самого промывочного раствора, так и его дисперсной фазы и фильтрата. Зона (глубина) проникновения зависит от перепада давления, типа коллектора (поровый, трещиноватый) и свойств промывочной жидкости, оказывающей значительное и, как правило, отрицательное влияние на проницаемость коллекторов. При поступлении в продуктивный пласт компонентов промывочной жидкости начинают интенсивно протекать процессы эрозии, ионного обмена, гидратации и сольватации, образования экранов в порах, возможны и различные химические реакции и др. К основным причинам снижения проницаемости пор (блокировки пор), связанным с воздействием промывочной жидкости, относятся следующие:
1) блокировка глиной; 2) блокировка водой; 3) блокировка глобулами эмульсий; 4) блокировка механическими примесями; 5) блокировка нерастворимыми осадками; 6) блокировка продуктами коррозии и жизнедеятельности микроорганизмов; 7) блокировка асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и др.
Для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов посредством промывочных жидкостей реализуются различные методы и средства управления их свойствами в соответствии с рассмотренными выше принципами, направленными на решение следующих основных задач:
1) ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов вглубь пласта;
2) повышение степени сродства фаз инфильтратов и пластовых углеводородных флюидов;
3) повышение качества БПЖ, исключение, по возможности, из состава БПЖ твердой и практически нерастворимой дисперсной фазы.
Ограничение зоны проникновения промывочной жидкости и ее компонентов в ПЗП наиболее эффективно достигается при вскрытии пласта на равновесии и, тем более, на депрессии.
Всю область воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт можно разделить на следующие три зоны (по радиусу скважины):
1) область формирования фильтрационной корки на стенке скважины – первая зона, протяженность ее (толщина корки) от долей до нескольких единиц миллиметров;
2) область проникновения вглубь пласта частиц дисперсионной фазы – вторая зона (зона кольматации), протяженность ее от единиц до десятков сантиметров;
3) область проникновения фильтрата промывочной жидкости – третья зона (зона инфильтрации), протяженность ее от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров.
Одна из основных инженерных задач буровой технологии заключается в максимальном ограничении протяженности всех трех зон области воздействия промывочной жидкости на проницаемый пласт, особенно на продуктивный.
При бурении на репрессии для ограничения зоны загрязнения реализуются следующие технологические решения:
а) уменьшение перепада давления в кольцевом пространстве ΔPкп;
б) уменьшение значений ПФ промывочных жидкостей;
в) применение регулируемой кольматации;
г) применение растворимых кольматантов;
д) уменьшение времени воздействия (бурения) промывочной жидкости на продуктивный пласт.
Задача повышения степени сродства фаз между фильтратом БПЖ и углеводородными флюидами пласта решается в основном двумя путями:
а) применением РУО и газообразных агентов;
б) улучшением поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств промывочных жидкостей.
Применение РУО и газообразных агентов однозначно улучшает качество вскрытия продуктивных пластов, однако по различным причинам области их применения ограничены.
Улучшение поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств БПЖ – наиболее доступный и распространенный способ повышения степени сродства фаз, тем более, что применение добавок ПАВ и специальных гидрофобизаторов полезно для снижения затрат энергии на промывку скважины и для роста ТЭП бурения в целом.
Повышение качества БПЖ, используемых для первичного вскрытия продуктивных пластов, предполагает, прежде всего, исключение из их состава компонентов, снижающих проницаемость ПЗП. Для обеспечения соответствующего качества безглинистых БПЖ для вскрытия продуктивных пластов используется комплекс из 6 – 12 химических реагентов, стабилизирующих систему с заданными по ГТН параметрами, а также с улучшенными показателями кольматирующих, поверхностно-активных, ингибирующих, гидрофобизирующих, антикоррозионных и триботехнических свойств.