Промывка скважин и промывочные растворы. Учебное пособие

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

К а ф е д р а «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Л.В. ЕРМОЛАЕВА

ПРОМЫВКА СКВАЖИН И ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ

Учебное пособие

Самара Самарский государственный технический университет

2022

1

Печатается по решению методического совета Института нефтегазовых технологий СамГТУ (протокол № 1 от 24.01.2022 г.).

УДК 622.244.4:622.24.06(075.8)

ББК 33.361я73 Е 741

Ермолаева Л.В.

Промывка скважин и промывочные растворы: учеб. пособие /

Л.В. Ермолаева. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2022. – 48 с.

Рассмотрены вопросы промывки скважин и роль промывочных растворов при бурении. Приведены сведения о минеральном составе дисперсной фазы буровых растворов и влиянии на устойчивость стенок скважины свойств раствора. Рассмотрены вопросы промывки скважин при бурении многолетнемерзлых пород.

Предназначено для студентов бакалавриата, обучающихся по направлению 21.03.01, профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Р е ц е н з е н т ы : канд. техн. наук, доцент О.А. Нечаева, канд. техн. наук, профессор В.Л. Папировский

УДК 622.244.4:622.24.06(075.8) ББК 33.361я73 Е 741

© Л.В. Ермолаева, 2022 © Самарский государственный

технический университет, 2022

2

ПРЕДИСЛОВИЕ

В учебном пособии рассматриваются вопросы по буровым промывочным растворам и промывки скважин, которые требуется изучить обучающимся по профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин». Необходимо освоить влияние свойств и различных явлений в промывочных жидкостях на процесс промывки скважин. Изучаемые материалы в дальнейшем могут использоваться при выполнении выпускной квалификационной работы.

ВВЕДЕНИЕ

Важным условием повышения технико-экономических показателей бурения является совершенствование буровых промывочных растворов. Задача управления качеством буровых растворов состоит в том, чтобы в сочетании с гидрогеологическими условиями и гидравлической программой бурения поддерживать требуемые фильтрационные и структурно-реологические свойства при минимальном содержании твердой фазы, определенном уровне ингибирования, термостойкости, солестойкости, осмотической активности.

С ростом глубины бурения увеличиваются время нахождения горных пород ствола в необсаженном состоянии, число спускоподъемных операций, которые вызывают гидродинамические колебания давления жидкости в скважине, циклические изменения температуры горных пород, связанные с чередованием остановок циркуляции промывочной жидкости и возобновлением ее циркуляции, влияние физи- ко-химического взаимодействия фильтрата промывочного раствора с разбуриваемыми породами. Перечисленные факторы в разной степени изменяют физико-механические свойства и напряженное состояние горных пород приствольной зоны.

В результате наступления предельного состояния в породах приствольной зоны, происходит нарушение устойчивости стенок скважины, которое характеризуется осыпями, обвалами, обрушениями,

3

ползучестью пород. Вследствие этого ухудшаются технико-экономи- ческие показатели бурения, вскрытия продуктивных пластов, крепления. В зависимости от конкретных условий свойства промывочных систем направленно изменяют, обрабатывая их химическими реагентами, вводя различные добавки для предотвращения осложнений и оптимизации процесса бурения.

Многокомпонентность, многофункциональность, разнообразие свойств делают буровой промывочный раствор сложной системой. Важным вопросом является создание и внедрение в производство простых, но вместе с тем эффективных систем буровых растворов, в составе которых дорогостоящие химические реагенты используются минимально или совсем не входит в их состав.

4

1. ПРОЦЕСС ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Процесс промывки нефтяных и газовых скважин требует достижения высоких технологических и экономических показателей бурения. Для достижения высоких скоростей бурения скважины требуется предъявлять требования к режиму циркуляции промывочного раствора. Потери давления в кольцевом пространстве скважины должны быть минимальными. Предпочтительней ламинарный режим течения промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины. Подача насосов должна быть не менее технологически допустимой в конкретных условиях бурения расхода бурового раствора. Скорость истечения струи раствора из насадок долота должна быть максимальной.

Проводка скважины не должна нарушать правила охраны природы и недр, естественной разобщенности пластов, вызывать перетоки пластовых флюидов из одного пласта в другой и загрязнение источников воды, повышение уровня грунтовых вод и проникновение на поверхность минерализованных вод. Изоляция верхних пресных вод в заколонном пространстве скважины должна быть долговременной независимо от того, эксплуатируется скважина или ее эксплуатация прекращена.

Процесс промывки скважин составляет комплекс технологических процессов по приготовлению, обработке химическими реагентами промывочного раствора, очистке от выбуренного шлама и циркуляции от буровых насосов с подъемом на поверхность. Рабочим агентом в технологическом процессе промывки скважин является промывочная жидкость. Основными характеристиками процесса промывки считаются режимные параметры циркуляции и показатели свойств бурового раствора.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются из гидрогеологических условий разреза скважины. Учитывается физико-химический состав горных пород, содержащиеся в них пластовые флюиды, пластовое и горное давления, забойная температура.

5

Наиболее распространены промывочные растворы на водной основе. Они применяются в различных геологических условиях. Однако фильтрация водной дисперсной среды приводит к увеличению влажности глинистых отложений и снижению их прочности. Для успешной проходки скважины при бурении неустойчивых горных пород, чтобы предотвратить увеличение влажности глинистых отложений требуется применять растворы с инертной к разбуриваемым породам дисперсионной средой – растворы на нефтяной основе, инвертные эмульсии с регулируемой активностью водной фазы.

При бурении в устойчивых хорошо сцементированных горных породах при отсутствии водонефтегазонасыщенных пластов успешную проходку скважины обеспечивает бурение на технической воде.

При бурении глубоких скважин важно знать, как состав и свойства буровых промывочных растворов влияют на буримость горных пород. Несмотря на то что состав, свойства и механические показатели горных пород являются независимой переменной, на горную породу можно влиять физико-химическими методами, снижая ее прочность, повышая способность к механическому разрушению.

Важным условием при бурении является очистка забоя от разбуренных долотом частиц горной породы и вынос их из скважины на дневную поверхность. Удалять шлам с забоя – обязательное требование при промывке скважины, иначе невозможно обеспечить углубление ствола скважины. Чем быстрее удаляются с забоя частицы породы потоком промывочной жидкости, тем эффективнее работает долото.

Для лучшей очистки забоя от шлама, можно увеличивать вязкость бурового раствора или подачу его на забой. Однако увеличение вязкости промывочной жидкости приводит к снижению скорости бурения и росту энергетических затрат. Увеличение подачи бурового раствора на забой требует технико-экономического обоснования в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения, так как при повышении скорости циркуляции раствора усиливается размыв стенок ствола скважины, что приводит

6

к увеличению количества шлама в промывочной жидкости и росту кавернозности ствола. Эти отрицательные процессы снижают эффективность работы устройств для очистки бурового раствора от шлама, требуется дополнительный расход материалов на приготовление и химическую обработку промывочных растворов, ухудшается качество крепления скважин.

При бурении неустойчивых глинистых отложений, проницаемых песчаников, продуктивных горизонтов значение водоотдачи, то есть фильтрации промывочной жидкости, регламентируется в пределах 3–6 см3 за 30 минут.

Процесс фильтрации бурового раствора на забой скважины ослабляет сопротивляемость горной породы за счет расклинивающего действия проникающего в поры и микротрещины породы фильтрата, что соответствует теории П.А. Ребиндера. Кроме того, проникающей на забой фильтрат промывочной жидкости способствует выравниванию давлений над сколотой частицей и под ней, и создает благоприятные условия для очистки забоя от обломков разбуренной породы.

Показатель фильтрации бурового раствора является интегральной величиной за промежуток времени больший, чем период вращения долота. С одинаковыми значениями интегрального показателя фильтрации лучшим является тот буровой раствор, у которого выше скорость фильтрации в начальный момент. Скорость фильтрации промывочного раствора должна уменьшаться с течением времени до нуля, обеспечивая интегральную величину показателя фильтрации за 30 минут, необходимую для предотвращения осложнений в стволе скважины.

Очистка скважин от выбуренных частиц породы определяется главным образом скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига промывочного раствора. Промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком и для предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно, чтобы значение дина-

7

мического напряжения сдвига составляло 15–20 дПа. Дальнейшее увеличение динамического напряжения сдвига не приводит к заметному улучшению очистки скважины от шлама [1].

При строительстве скважины компенсация пластового давления обеспечивается изменением плотности промывочной жидкости. За счет увеличения плотности бурового раствора в соответствии с требуемыми условиями возрастает безопасность бурения. Однако с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается содержание дисперсной фазы в промывочном растворе, в результате может произойти уменьшение механической скорости проходки и загрязнение продуктивных пластов.

Следовательно, при вскрытии водонефтегазонасыщенных пластов плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы обеспечить создание столбом раствора гидростатического давления на разбуриваемые пласты, то есть создание противодавления, превышающего пластовые давления на величину не менее 10 % для интервалов скважины глубиной до 1200 м и не менее 5 % – для интервалов свыше 1200 м. При этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на величину 1,5 мПа для интервалов глубиной до 1200 м и на величину 2,5–3,0 мПа – для интервалов свыше 1200 м, чтобы исключить возможность гидроразрыва пласта или поглощения бурового раствора [2].

Вопросы для самопроверки

1.Какие процессы входят в комплекс процесса промывки скважин?

2.От чего зависит выбор типа промывочной жидкости для разбуривания различных интервалов?

3. Как влияет фильтрация дисперсионной среды бурового раствора на состояние глинистых отложений?

4.Какое значение имеет улучшение очистки забоя скважины от шлама?

5.Как влияет процесс фильтрации на разбуривание горной породы?

6.Какой должна быть плотность промывочной жидкости для создания необходимого гидростатического давления в скважине в зависимости от пластового давления?

8

2. МИНЕРАЛЬНЫЙ СОСТАВ ДИСПЕРСНОЙ ФАЗЫ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО РАСТВОРА

При бурении нефтяных и газовых скважин используются различные типы промывочных растворов. Наиболее широко используемым типом промывочных жидкостей являются глинистые растворы, то есть дисперсные системы, состоящие из жидкой дисперсионной среды – воды – твердой дисперсной фазы – глины.

Глинистые растворы представляют собой полидисперсные системы, состоящие из высокодисперсных глинистых частиц, частиц разбуриваемых пород, перешедших в раствор, химических реагентов, частиц утяжелителя и воды, содержащей различные ионы.

Наиболее активной частью глинистых растворов является глина. Глина – это связная несцементированная осадочная порода, состоящая из глинистых минералов с примесями других пород (карбонатов, песка, органических веществ). Глины в чистом виде встречаются редко. Глинистые минералы обладают специфическими свойствами: способность к активному взаимодействию с водой, то есть гидрофильностью, набуханию, адсорбции, ионному обмену, проявлению упруго-вязко-пластичных и тиксотропных свойств, способность диспергироваться в воде на мельчайшие частички.

Глинистые минералы по химическому составу представляют собой водные алюмосиликаты, содержащие кристаллизационную воду. Суммарное содержание глинозема (А12O3), кремнезема (SiO2) и воды достигает в глинах 75–90 %. Остальное приходится на долю других элементов, среди которых преобладают: натрий, калий, кальций, магний, железо.

На основании различий в химическом составе, строении кристаллической решетки и свойствах глинистые минералы делятся на четыре основные группы, получившие название по ведущему минералу:

1 – монтмориллонит, в эту группу входят бейделлит, сапонит, соконит, гекторит;

2 – гидрослюды, сюда входят гидромусковит, гидробиотит;

9

3 – каолинит, сюда входят диккит, накрит, галлуазит; 4 – палыгорскит.

Глины принято называть по названию основного минерала: монтмориллонитовые, гидрослюдистые, каолинитовые, палыгорскитовые. Глины, состоящие из нескольких глинистых минералов без явного преобладания какого-либо из них, называются полиминеральными, например каолинит-гидрослюдистые, монтмориллонит-каолинит- гидрослюдистые.

Глинистые минералы относятся к группе силикатов с псевдогексагональным расположением оснований кремнекислородных тетраэдров, соединенных с алюмокислородными октаэдрами, и образуют кристаллические слои, которые связываются в пачки.

Частицы глины имеют слоистое кристаллическое строение. По форме частицы глин представляют собой чешуйчатые пластинки, толщина которых соответствует высоте связанных между собой пачек молекулярными силами сцепления.

Глины содержат катионы натрия, кальция, калия. Они располагаются на поверхности элементарных частиц и могут замещать катионы, находящиеся в дисперсионной среде. Происходит обмен катионов. Обменная способность глин характеризуется обменной емкостью. Обменная емкость – это количество млг-эквивалентов обменных катионов, содержащихся в 100 г сухой глины. Обменная емкость глин различная.

Если в глине преобладает обменный одновалентный катион натрия, то глина называется натриевой. Если в глине преобладает обменный двухвалентный катионов кальция, то глина называется кальциевой.

Натриевые глины хорошо взаимодействуют с водой, их поверхность гидрофильна. При взаимодействии с водой натриевые глины сравнительно легко распадаются на элементарные частички, которые покрываются гидратной оболочкой. Натриевые глины вбирают в себя воду, значительно увеличиваясь в объеме. Кальциевые глины менее гидрофильны, слабо взаимодействует с водой, набухают плохо.

10