БТЖ и ФРГП на весну 16 года / БТЖ - лекции_2015 / СулакшинЧубик

На транспортную способность шнеков существенное влияние оказывает характер транспортируемого материала. Сыпучий материал и плывуны транспортируются более трудно. В этом случае рекомендуется уменьшать шаг винта и придать рациональную форму лопасти (рис. 4.1, б). Сильно липкий материал также транспортируется с трудом. Так, при бурении по сильно увлажненным жирным глинам шнек залипает и прекращает транпортирование. Чтобы улучшить работу шнека, следует уменьшить подачу (скорость углубки) и применять фасонные шнеки (рис. 4.1, в) с выступами на винтовой поверхности [1].

При гидравлическом способе продукты разрушения удаляются с забоя и транспортируются на поверхность потоком жидкости, движущейся в скважине с определенной скоростью. Такая жидкость называется промывочной.

Промывочная жидкость закачивается буровым насосом в бурильные трубы, нагнетается к забою, омывает его и, подхватив частички выбуренной породы, по затрубному пространству выносит их на поверхность, где они осаждаются, главным образом, принудительно с помощью специальных очистных устройств.

Идея промывки скважин непрерывной циркуляцией воды по трубам и затрубному пространству принадлежит французскому инженеру Фовелю (1846 г.).

В 1887 г. американец М.Д. Чэпмен предложил вводить в поток воды глину, отруби, зерно или цемент для создания на стенках скважин малопроницаемой корки.

Из приведенного перечня материалов практическое применение нашла только глина, и до настоящего времени глинистые растворы являются самым распространенным видом промывочных жидкостей.

Пневматический способ заключается в выносе продуктов разрушения из скважины потоком газа чаще всего сжатого воздуха. Кроме сжатого воздуха используют выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, природный газ, азот. Всю их совокупность называют газообразными агентами.

Патент по использованию сжатого воздуха для удаления шлама из скважин принадлежит американцу П. Суини, который он получил в 1866 г.

Из газообразных агентов первым был испытан природный газ. Произошло это в сентябре 1932 г. при бурении нефтяной скважины глубиной 2680 м в штате Техас США. В этом же штате в 1950 г. для удаления продуктов разрушения при бурении сейсмических скважин впервые начали использовать сжатый воздух.

При комбинированном способе продукты разрушения удаляются из скважины потоком газожидкостной смеси (ГЖС) при одновременной работе бурового насоса и компрессора.

Типы ГЖС:

•аэрированные буровые растворы (впервые были использованы в мае 1953 г. в штате Юта США);

•пены (впервые были применены в 1962 г. в штате Невада при бурении скважины диаметром 1630 мм на испытательном полигоне по атомной энергии США).

Совокупность промывочных жидкостей, газообразных агентов и газожидкостных смесей называют очистными агентами.

Из всей совокупности очистных агентов наибольшим распространением пользуются промывочные жидкости (соответственно гидравлический способ удаления продуктов разрушения), поэтому им и уделена основная часть данного раздела.

Промывочная жидкость – это среда, в которой протекают практически все процессы, связанные с бурением, поэтому ее нередко называют кровью скважины.

211

И это образное сравнение вполне справедливо: качество промывочной жидкости, особенно при бурении скважин в осложненных условиях, в значительной мере определяет эффективность буровых работ в целом.

В общем случае качество – это совокупность характеристик объекта, относящихся к его способности удовлетворять установленные и предполагаемые потребности. Характеристиками промывочной жидкости являются значения показателей ее свойств, определяющих способность и эффективность выполнения ею требуемых функций.

4.2.Современные функции промывочных жидкостей

итребования, предъявляемые к ним

Функции промывочной жидкости можно разделить на основные, которые она обязана выполнять независимо от геолого-технических условий бурения, и дополнительные, обязательность выполнения которыхзависит от геолого-технических условий.

Основными функциями циркулирующей в скважине промывочной жидкости являются удаление с забоя частиц разрушенной породы (шлама), транспортирование (вынос) шлама на поверхность и охлаждение породоразрушающего инструмента.

При бурении с использованием гидравлических забойных двигателей поток промывочной жидкости выполняет еще одну основную функцию – переносит к ним энергию от буровых насосов.

К числу дополнительных функций промывочной жидкости относятся:

•обеспечение устойчивости горных пород в околоствольном пространстве скважины;

•создание равновесия в системе «ствол скважины – пласт», т. е. предупреждение флюидопроявлений (поступлений в скважину газа, нефти, воды) и поглощений (ухода промывочной жидкости из скважины вглубь проницаемых пластов);

•удержание частиц шлама во взвешенном состоянии при остановках цирку-

ляции;

•снижение сил трения между контактирующими в скважине поверхностями

иих износа.

Нередко геолого-технические условия бурения скважин таковы, что промывочная жидкость обязана выполнять все без исключения основные и дополнительные функции. При этом в любых условиях промывочная жидкость должна удовлетворять еще и целому ряду требований:

•активизировать процесс разрушения горных пород на забое;

•не вызывать коррозии бурового оборудования и инструмента;

•максимально сохранять естественную проницаемость продуктивных горизонтов (коллекторские свойства пород);

•не искажать геолого-геофизическую информацию;

•быть устойчивой к возмущающим воздействиям, т. е. к обогащению частицами разрушаемых пород, электролитной агрессии, высоким и низким температурам, действию бактерий и др.;

•быть безопасной для обслуживающего персонала, экологически безопасной для компонентов окружающей природной среды и «рентабельной», т. е. обеспе-

чивающей максимально возможное снижение стоимости 1 м бурения или себестоимости 1 т (1 м3) нефти (газа).

212

4.3. Основы физико-химии очистных агентов

Очистные агенты представляют собой физико-химические системы, состоящие из одной или нескольких фаз. Фазой называется часть системы, отделенная от других частей реальной поверхностью раздела.

Системы, состоящие из одной фазы, называются гомогенными (однородными). Гомогенные системы являются молекулярно-ионно-дисперсными системами, так как вещества в них находятся в растворенном виде или диспергированы (раз-

дроблены) до размеров отдельных молекул, ионов (а < 10–7 см). Примером гомогенных систем могут служить истинные растворы (водные растворы солей, щелочей и кислот).

Всякий раствор состоит из растворенных веществ и растворителя, т. е. среды, в которой эти вещества равномерно распределены в виде молекул или ионов. Обычно растворителем считают тот компонент, который в чистом виде существует в таком же агрегатном состоянии, что и полученный раствор. Если оба компонента до растворения находились в одинаковом агрегатном состоянии, то растворителем считается тот компонент, которого больше.

Различают растворы водные (полярные), когда растворителем является вода, и неводные (неполярные), когда растворителем являются органические и неорганические вещества.

В бурении примером гомогенных систем (до попадания в них шлама) могут служить: техническая вода, полимерные растворы, водные растворы электролитов (солей), водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), газообразные агенты.

Физико-химические системы, состоящие из двух и более числа фаз, называются гетерогенными (неоднородными).

Гетерогенные системы включают в себя совокупность мелких частиц, называемую дисперсной фазой, и окружающее их вещество, называемое дисперсионной средой. Отсюда обязательным условием получения гетерогенных систем является взаимная нерастворимость диспергированного вещества (дисперсной фазы) и дисперсионной среды.

По характеру (природе) дисперсионной среды гетерогенные системы могут быть водными (полярными) и углеводородными (неполярными).

Важнейшей характеристикой гетерогенных систем является степень дисперсности D, которая определяется величиной, обратной размерам частиц дисперсной фазы:

где а – характерный размер частиц дисперсной фазы, см, диаметр (для сферических и волокнистых частиц), длина ребра (для частиц кубической формы), толщина пленки (для пластинчатых частиц).

Степень дисперсности численно равна числу частиц, которые можно плотно уложить в ряд длиной 1 см.

Мерой дисперсности (раздробленности) системы может служить и удельная поверхность дисперсной фазы, под которой понимают отношение площади всей поверхности частиц дисперсной фазы S к их массе m:

213

По степени дисперсности гетерогенные системы делятся на две группы:

•высокодисперсные или коллоидные (а ≈ 10–5…10–7 см, D ≈ 105…107 см–1);

•грубодисперсные (а > 10–5 см, D < 105 см–1).

Вследствие малого размера частиц дисперсной фазы суммарная поверхность в гетерогенных системах очень велика и может составлять десятки, сотни и даже тысячи м2 на 1 г дисперсной фазы.

Высокая степень дисперсности и сильно развитая межфазная поверхность определяют многие важнейшие свойства гетерогенных систем: их кинетическую (седиментационную) устойчивость, вязкость, фильтрационную способность и др.

При этом перечисленные свойства в значительной степени зависят от концентрации в системе частиц коллоидных размеров вследствие того, что на них будет приходиться основная часть общей межфазной поверхности. Следующим отличительным признаком гетерогенных систем с жидкой дисперсионной средой является агрегатное состояние дисперсной фазы, которая может быть твердой, жидкой и газообразной.

Системы с твердой дисперсной фазой и жидкой дисперсионной средой называются суспензиями.

Системы, в которых дисперсная фаза и дисперсионная среда представляют собой несмешивающиеся жидкости, называются эмульсиями. В этом случае одна из жидкостей должна быть полярной, а другая – неполярной. Обычно полярную жидкость условно называют «водой», а неполярную – «маслом». Различают 2 типа эмульсий:

•прямые («масло в воде», или гидрофильные);

•обратные («вода в масле», или гидрофобные).

Для эмульсий характерна коаленсценция капель дисперсной фазы, т. е. их самопроизвольное слияние. Чтобы получить устойчивую эмульсию, в систему добавляют стабилизаторы (ПАВ).

Системы с газообразной дисперсной фазой и жидкой дисперсионной средой называются газовыми эмульсиями (в бурении – аэрированными растворами). Аэрация – процесс насыщения жидкости газом (чаще всего воздухом). Для аэрированных растворов характерно свободное перемещение в объеме несвязанных между собой пузырьков газа. Когда концентрация газа велика, а дисперсионная среда представляет собой тонкие вытянутые пленки, то такие высококонцентрированные ячеистопленочные связные дисперсные системы уже называются пенами.

Сгруппируем существующие типы очистных агентов по определенной схеме, в основу которой положим важнейшие физико-химические признаки очистных агентов: число фаз, природа (состав) дисперсионной среды, агрегатное состояние дисперсной фазы.

По числу фаз очистные агенты можно разделить на два больших класса: гомогенные (однофазные) и гетерогенные (многофазные) (табл. 4.1).

По природе (составу) системы в целом или её дисперсионной среды можно выделить подклассы водных (полярных), углеводородных (неполярных) и газообразных очистных агентов.

214

Кроме того, гетерогенные системы могут быть разделены на группы по агрегатному состоянию дисперсной фазы (ДФ), которая может быть твердой (Т), жидкой (Ж), газообразной (Г) и комбинированной.

Типы очистных агентов далее можно подразделять на различные виды в зависимости от степени и состава минерализации всей системы или её дисперсионной среды, количества дисперсной фазы и т. д.

Так, водные (полярные) гомогенные и гетерогенные очистные агенты в зависимости от концентрации солей (в пересчете на NaCl) могут быть: пресными (до 1 %), слабоминерализованными (1–3 %), среднеминерализованными (3–20 %), высокоминерализованными (> 20 %).

Если концентрация твердой дисперсной фазы не превышает 7 % по объему, то такие промывочные жидкости относят к растворам с низким содержанием твердой фазы.

215

4.4.Функциональные свойства промывочных жидкостей

иих оценка

Обоснование выбора свойств промывочных жидкостей, определяющих эффективность выполнения ими требуемых в тех или иных геолого-технических условиях бурения функций, а также установление допустимых пределов изменения показателей выбранных свойств (регламента) в процессе бурения – важнейшие задачи проектирования технологии промывки скважин.

Для решения этих задач необходимо иметь четкие представления обо всех свойствах промывочных жидкостей, влиянии этих свойств на выполнение промывочной жидкостью тех или иных функций, а также о существующих показателях и методиках оценки различных свойств промывочных жидкостей. Последнее имеет весьма важное значение и с позиций контроля за качеством промывочной жидкости в процессе бурения, задачей которого является получение объективной информации об отклонениях значений показателей относительно заданного регламента и принятие соответствующих мер по восстановлению (регенерации) свойств промывочной жидкости.

Кроме того, такой контроль в процессе бурения необходим и для анализа влияния свойств промывочной жидкости на технико-экономические показатели буровых работ, без него немыслима разработка путей дальнейшего улучшения качества промывочных жидкостей.

Качество промывочной жидкости является относительной характеристикой, получаемой путем сравнения фактических значений показателей ее свойств с регламентируемыми (эталонными) значениями.

Требуемые функции промывочной жидкости и, соответственно, ее свойства, обеспечивающие выполнение этих функций, а также регламент на значения показателей этих свойств, определяются, главным образом, окружающей средой, моделью которой в какой-то мере условно можно считать геолого-технические условия бурения скважины или ее отдельного интервала.

Геолого-технические условия бурения включают в себя три подсистемы, основные элементы которых, определяющие выбор функций промывочной жидкости

ирегламента на значения показателей ее важнейших свойств, приведены ниже:

1.Подсистема геологических элементов:

•минералогический состав разбуриваемых горных пород и их физикотехнические свойства (прочность, влажность, проницаемость, пористость, абразивность, набухаемость, размокаемость, трещиноватость и др.);

•степень и состав минерализации подземных (поровых) вод;

•градиент пластового давления;

•градиент гидроразрыва пластов;

•геотермический градиент и др.

2. Подсистема технических элементов:

•способ бурения;

•глубина скважины (интервала залегания разбуриваемых горных пород);

•диаметр скважины;

•зенитный и азимутальный углы скважины;

•зазор между бурильными трубами и стенками скважины;

216

•техническое состояние бурильных труб и др.

3. Подсистема технологических элементов:

•параметры режима бурения;

•тип породоразрушающего инструмента;

•механическая скорость бурения;

•величина проходки за рейс и др.

На основе анализа состояния перечисленных выше элементов и их связей друг с другом выбираются необходимые для рассматриваемых условий функции промывочной жидкости и формулируются требования к ней. Затем выбираются свойства промывочной жидкости, отвечающие за выполнение ею необходимых функций и требований, после чего устанавливается регламент на значения показателей этих свойств. Следует заметить, что решение ни одной из этих задач пока не формализовано.

Для оценки эффективности выполнения промывочной жидкостью своих функций используется множество различных показателей, а для ее обеспечения – множество компонентов. Например, около сотни фирм США выпускают порядка двух тысяч наименований компонентов промывочных жидкостей, которые только по назначению делятся на понизители фильтрации, понизители вязкости, структурообразователи (загустители), регуляторы щелочности, ингибиторы глинистых пород, регуляторы термостойкости, пенообразователи, пеногасители, эмульгаторы, смазочные добавки, бактерициды, флокулянты, ингибиторы коррозии и нейтрализаторы сероводорода, утяжелители, закупоривающие материалы (наполнители); реагенты, связывающие ионы кальция, и др. Естественно, что такое многообразие компонентов порождает множество возможных вариантов компонентных и долевых составов промывочных жидкостей. При этом в процессе эксплуатации промывочные жидкости подвержены воздействию большого числа возмущающих факторов (выбуренных пород, пластовых флюидов, температуры, бактерий и др.), которые, как правило, изменяют их качество не в лучшую сторону.

Таким образом, главными особенностями промывочных жидкостей являются многофункциональность, многокомпонентность и параметрическая сложность (большое число реально используемых показателей их самых разнообразных свойств).

Эти особенности накладываются на традиционное многообразие геологотехнических условий бурения скважин и связанное со всем этим множество альтернатив при выборе показателей свойств промывочной жидкости, подлежащих обязательному регламентированию, а также при регламентировании значений этих показателей, т. е. установлении необходимых пределов их изменения в процессе бурения.

И в такой многоальтернативной по всем позициям ситуации специалисты по промывочным жидкостям вынуждены решать проблему выбора.

Но и это еще не все. Поскольку безотходное производство, как и создание «вечного двигателя», невозможно, то по окончании бурения промывочная жидкость, содержащая различные химические реагенты, превращается в чуждые для окружающей природной среды отходы. Кроме этого, в процессе бурения промывочная жидкость успевает загрязнить транспортируемую ею на поверхность разрушенную горную породу, а нередко, в результате ухода в поглощающие пласты, и недра.

217

Анализ влияния различных факторов на формирование объема основных отходов бурения, свидетельствует о том, что большинство из этих факторов являются управляемыми и тесно связаны с функциональными свойствами промывочных жидкостей. Эти же свойства в значительной мере определяют и вероятность повышения экотоксичности промывочной жидкости в процессе бурения, под которой понимают ее токсичность по отношению к биологическим объектам окружающей природной среды.

Таким образом, подход к достижению технократических целей: пробурить скважину быстрее, лучше, дешевле и гуманистических целей: минимизировать объемы буровых отходов и их экотоксичность, общий – оптимизация качества промывочных жидкостей.

К требующим своего решения проблемам оптимизации качества промывочных жидкостей как теоретического, так и прикладного характера следует отнести следующие:

•обоснование общей совокупности свойств и показателей, необходимых и достаточных для всесторонней оценки качества промывочных жидкостей с позиций известных и перспективных их функций, расхода ресурсов на их приготовление и эксплуатацию, выполнения ими требований безопасности труда и охраны окружающей природной среды;

•разработка и совершенствование методов и технических средств измерения показателей функциональных, экологических и других свойств промывочных жидкостей, всесторонне характеризующих их качество;

•типизация геолого-технических условий бурения с позиций требований к качеству промывочных жидкостей;

•формирование групп показателей свойств промывочных жидкостей, подлежащих обязательному регламентированию в каждом из типов геологотехнических условий бурения;

•разработка научно-методических основ регламентирования значений показателей различных свойств промывочных жидкостей;

•разработка и совершенствование методов оценки влияния на качество промывочных жидкостей возмущающих воздействий (выбуренных пород, пластовых флюидов, температуры и др.);

•создание алгоритма комплексной (обобщенной) оценки качества промывочных жидкостей;

•исследование взаимосвязи между качеством промывочных жидкостей и качеством составляющих их компонентов, разработка и совершенствование методов

итехнических средств оценки качества основных компонентов промывочных жидкостей;

•создание реальных условий для формирования информационных массивов промывочных жидкостей различных компонентных составов силами буровых предприятий и программного обеспечения для автоматизированного решения задач оценки качества промывочных жидкостей, а также выбора их оптимальных составов в многоальтернативных ситуациях;

•исследование взаимосвязи между качеством и стоимостью 1 м3 промывочной жидкости, качеством промывочной жидкости и стоимостью 1 м бурения и т. д.;

•создание руководящих и методических материалов по оценке качества промывочных жидкостей.

218

При этом особого внимания заслуживает всесторонняя оценка свойств промывочных жидкостей на этапе их проектирования. Обусловлено это тем, что исключая из рассмотрения какое-то свойство промывочной жидкости, мы не лишаем его реальности, оно все равно существует (действует) независимо от нас, но мы при этом не владеем информацией. Владеть же информацией – значит владеть ситуацией. Что же касается необходимости всесторонней оценки свойств именно на стадии проектирования (разработки), то и здесь все объясняется просто: качество должно быть заложено в промывочной жидкости, а не доказываться последующим контролем в процессе бурения!

Важнейшими свойствами большинства типов промывочных жидкостей являются следующие: плотность; структурно-механические, реологические, фильтраци- онно-коркообразующие, электрохимические и триботехнические свойства; ингибирующая, закупоривающая и другие способности.

4.4.1. Плотность

Плотность промывочной жидкости – это масса единицы ее объема. Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба промывочной жидкости:

где ргс – гидростатическое давление, Па; ρ – плотность промывочной жидкости, кг/м3; q – ускорение свободного падения, м/с2; Н – высота столба промывочной жидкости, м.

Для предупреждения флюидопроявлений гидростатическое давление столба промывочной жидкости должно превышать пластовое (поровое) давление (рп) – это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное (рпн), аномально высокое (рпАВ) и аномально низкое (рпАН) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 10 000 Па/м, что, как следует из формулы (4.3), при q = 10 м/с2 эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):

При значении градиента меньшем, чем 10 000 Па/м, пластовое давление считается аномально низким (АНПД):

219

Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления Кан:

Очевидно, что для АВПД Кан > 1, а для АНПД Кан < 1.

Так, если на глубине 2000 м рп = 26 МПа (26 106 Па), то Кан = 26 106 / 1000 10 2000 = 1,3. Следовательно, для того, чтобы предупредить возможные флюидопроявления, плотность промывочной жидкости в этом случае должна как минимум в 1,3 раза превышать плотность воды.

По правилам безопасности (ПБ) при бурении скважин на нефть и газ плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

•10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;

•5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины, но не более

2,5…3,0 МПа.

Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений промывочной жидкости в процессе бурения (с выходом или без выхода циркуляции) и при целенаправленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия. В том и другом случаях бурение осуществляется на основании совместного решения проектировщика, заказчика, подрядчика и по специальному плану с комплексом мероприятий, направленных на предотвращение возможных флюидопроявлений.

По тем же ПБ в интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, показатель фильтрации, химический состав промывочной жидкости устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины, однако репрессия при этом не должна превышать пределов, установленных для интервала совместимых условий. Иными словами, с позиций обеспечения устойчивости стенок скважин репрессия может быть больше минимально необходимой для предотвращения флюидопроявлений, но при этом не выходить за пределы максимально допустимой.

По ПБ «плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий».

Интервалы совместимых условий выявляются путем построения совмещенного графика давлений, на который наносят градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пластов в эквиваленте плотности.

Значения градиента пластового давления (давления гидроразрыва пласта) на глубине H находят по результатам гидродинамических, геофизических исследований или расчётным путем.

Совмещенный график давлений является основой для проектирования конструкции скважины (рис. 4.2).

220