Влияние свойств буровых растворов на выполнение их основных функций

Большое значение на качественное выполнение технологических операций по проводке ствола скважины имеет соответствие технологических параметров буровых растворов геолого-техническими условиями бурения. Эти показатели должны обеспечивать:

• сохранение устойчивости глинистых пород на весь период бурения и минимальной наработки избыточных объёмов раствора: (_Р; П₀);

• хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы (_0, СНС_1/10, ТС, СРН);

• отсутствие прихватов бурильного инструмента под действием перепада давления и минимальные крутяще-страгивающие нагрузки при СПО (_р, Ф_ВТВД, П₀, К_ТР.);

• минимальное негативное воздействие на продуктивный пласт (, , _р, Ф_ВТВД, П₀, ₀.);

• минимальные гидродинамические сопротивления в циркуляционной системе, трубах и затрубном пространстве для максимальной передачи гидравлической мощности на разрушение породы (_пл., ₀).

В зависимости от сроков бурения, профиля скважин, градиентов порового и пластового давления, характеристик продуктивных пластов, забойных температур – каждому из приведённых выше показателей предъявляются разные требования.

На качество первичного вскрытия продуктивных пластов оказывают влияние следующие свойства раствора: фильтрация в забойных условиях, определяющая скорость фильтрации в пласт; величина ингибирующей способности бурового раствора (П₀), определяющая сохранение эффективного гидродинамического радиуса фильтрации на уровне среднего радиуса и поверхностно-активные свойства фильтрата (, ), определяющие гидрофобизирующие его свойства и направление действия капиллярных сил.

Поверхностно активные свойства фильтрата определяют величину капиллярного давления, способность к эмульсиообразованию, и в конечном итоге, фазовую проницаемость по нефти.

Показатель увлажняющей способности (П₀) определяет изменение эффективного гидравлического радиуса фильтрации за счёт гидратации глинистой составляющей скелета пласта. Если величина этого показателя у раствора достаточно высокая, за счёт гидратации происходит уменьшение эффективного радиуса в зоне проникновения фильтрата и, как следствие, уменьшение продуктивности скважин.

3.1.2 Проектирование свойств буровых растворов для различных условий бурения

Правила выбора буровых растворов в зависимости от геолого-технических условий бурения.

При проектировании свойств буровых растворов для различных геологических условий выдвижение на первый план тех или иных показателей должно обуславливаться задачей, решаемой на том или ином этапе бурения скважины.

В районах с нормальным градиентом давления и соизмеримой со временем бурения устойчивостью горных пород, прежде всего необходимо решать задачу получения максимального эффекта от работы долота.

Следовательно основными критериями качества раствора в этом случае должны быть те показатели, которые характеризуют свойства раствора, способствующие эффективной работе долота. В соответствии с современными взглядами роль бурового раствора для обеспечения хорошей работы долота необходимо поддерживать:

• минимальную эффективную вязкость раствора в забойной зоне при истечении из насадок долота;

- высокое значение начальной, так называемой «мгновенной» фильтрации

при приемлемой величине Ф_ВТВД за 30 минут;

• минимальную репрессию на пласты, но при этом должна обеспечиваться необходимая устойчивость глинистых пород.

По данным американских исследователей влияние пластической вязкости (или наименьшей ньютоновской вязкости раствора при истечении его из насадок долота) на относительное изменение механической скорости бурения описывается следующим выражением:

Таблица 11 – Влияние вида твёрдой фазы бурового раствора на скорость бурения

Вид твёрдой фазы	% снижения механической скорости при увеличении содержания твёрдой фазы на 1% (объёмный) в диапазоне от 4 до 12%
Барит	2,6
Шлам	4,8
Бентонит	6,7

Приведенные данные, иллюстрируют влияние объёмного содержания бентонита в растворе на показатели бурения. Это влияние достаточно удовлетворительно описывается следующем выражением:

V_мех = V_мо  e^-вС_тв.ф,

где V_мо – скорость проходки при бурении на растворе без твёрдой фазы, м/час.;

«в» - константа, учитывающая природу твёрдой фазы;

^С_тв.ф – содержание твёрдой фазы, % объёмные.

В зависимости от состава твёрдой фазы бурового раствора константа «в» имеет следующие значения:

– бентонит – 0,10;

– шлам – 0,048;

– барит – 0,025.

Зависимость скорости бурения от фильтрации бурового раствора по результатам обработки промысловых результатов позволила получить следующую зависимость относительного изменения механической скорости бурения от величины водоотдачи бурового раствора в забойных условиях (Ф_вт.вд);

V_мех. = 45 + 7

При бурении скважин в сложных геологических условиях (наличие мощных толщ потенциально неустойчивых глинистых отложений) на первый план выдвигается задача предупреждения осложнений и обеспечения успешной проводки скважины.

При выборе растворов для этих условий, наряду с требованиями агрегативной и кинетической устойчивости в условиях высоких температур и в присутствии электролитов в количествах, необходимых для регулирования активности водной фазы, а также достаточной для компенсации поровых давлений плотности, буровой раствор в неустойчивых отложениях должен оказывать на них минимальное разупрочняющее давление.

Правильный выбор бурового раствора для бурения в потенциально неустойчивых сланцах и обоснованное регламентирование его свойств тесно связаны с методом количественной и качественной оценки способности бурового раствора регулировать направление и интенсивность влагопереноса. В качестве критерия для оценки влияния раствора на устойчивость глинистых пород нами используется показатель увлажняющей способности (П₀), комплексно учитывающий влияние капиллярной пропитки, диффузии, осмотического массопереноса, ионного и полимерного ингибирования на процессы гидратации и диспергирования глинистых пород.

Характеристики некоторых реагентов и буровых растворов по их влиянию на показатель увлажняющей способности приведены ниже (таблица 12 и 13).

Таблица 12 - Влияние полимеров на скорость увлажнения бентонита

Полимеры (0,65% - ный раствор	П0 м/час
Drispac	0,089
Driscal*	0,041
КМЦ-600	0,084
М-14	0,068
РКП-1	0,045
Полигум*	0,052
Гумат калия*	0,060

*Driscal - водный раствор 0,26%-ной концентрации.

*Полигум, гумат калия – водный раствор 3,2%-ной концентрации

Таблица 13 - Влияние буровых растворов на скорость увлажнения диспергированных глин

Раствор	П0, м/час	Д,% (сод. Фр.0,25мм через 2ч)
1	2	3
Бентонитовая суспензия (Ф=13 см3/30 мин,  = 1,26 г/см3	0,091	16,07
Гуматный (Ф=6,  = 1,3)	0,070	15,06
Полимерный (Ф=5,  = 1,20)	0,054	6,90
Хлоркальциевый (Ф=5,  = 28, СаСl2 = 0,3%)	0,025	4,23
Полимерный алюмокалиевый (Ф=5,  = 1,20)	0,022	3,28
Полимерный (М-14), калиевый (3%КСl) (Ф = 4,5,  = 1,20)	0,0153	2,90
Полимерный калиевый (Ф = 4,5,  = 1,3, КСl = 5%)	0,0150	1,76
Силикатно-калиевый полимерный калиевый (Ф = 3,5,  = 1,25, КСl = 7,0 %, силикат калия – 3,0%)	0,011	0,21
1	2	3
Инвертно-эмульсионный с соленасыщенной водной фазой (Ф = 3,5,  = 1,25, СаСl)	-0,2	0,12

Возникновение прихватов под действием перепада давления связано с высокой фильтрацией раствора в забойных условиях. Потому в целях прогнозирования потенциальной опасности прихватов и их предупреждения в качестве критерия качества раствора должен регламентироваться показатель фильтрации при температуре и перепаде давлений (Ф_втвд) соответствующих забойным.

При бурении в сильно искривлённых и горизонтальных скважинах важное значение имеют вопросы обеспечения эффективной очистки ствола скважины. Низкие значения условной и пластической вязкостей и динамического напряжения сдвига, поддержание которых характерно при бурении вертикальных и близких к ним наклонно направленных скважин (с углом более 45⁰) могут приводить к накапливанию шлама и, как следствие, возникновению осложнений при СПО.

При достаточно малых скоростях течения в кольцевом пространстве «языки» твёрдой фазы» или шламовая подушка формируется уже при зенитных углах скважины более 10⁰.

При бурении горизонтальных или наклонно направленных скважин необходимы показатели, обеспечивающие достоверную оценку способности бурового раствора поддерживать твёрдую фазу во взвешенном состоянии и гидравлическая программа промывки, учитывающая эти способности.

За исключением стадии бурения главными становятся требования и показатели, обеспечивающие максимальное сохранение потенциальной продуктивности пластов при их вскрытии. В этом случае определяющими являются показатели, характеризующие ингибирующие (П₀), поверхностно-активные (), нефтесмачивающие () и фильтрационные (Ф_втвд) свойства раствора, а также коэффициент восстановления проницаемости ().

Проектирование свойств буровых растворов для различных геолого-технических условий

Качество проводки скважин во многом определяется уровнем проектных решений.

Для управления качеством необходимо выбирать рабочие значения показателей свойств буровых растворов, гарантирующих успешное безаварийное бурение, высокие ТЭП и продуктивность скважин.

На основании механизма взаимодействия бурового раствора с горными породами и коллекторами установлены простые зависимости, позволяющие рассчитывать технически необходимые показатели свойств бурового раствора, включая нетрадиционные, а также прогнозировать и управлять временем устойчивого состояния ствола, показателями работы долота, эффективностью очистки и качеством вскрытия продуктивных пластов за счёт изменения свойств раствора.

Показатели		Метод определения
1	Плотность, г/см
а)	для бурения вертикальных и условно вертикальных скважин		б.р. = , где Рпл – пластовое давление, Па; Н - глубина кровли пласта, м; q - ускорение силы тяжести (9,81), м/с2; Кб – коэффициент безопасности Кб =
б)	для предотвращения схлопывания горизонтального ствола		б.р. = 2Кг.п.(1+0,024  0,4) - , где - коэффициент бокового горного давления;  - коэффициент Пуассона (для глинистых сланцев – от 0,1 до 0,2; аргиллитов – от 0,1 до 0,25; известняков, доломитов – от 0,15 до 0,3; алевролитов – от 0,2 до 0,3; песчаников - от 0,3 до 0,35);  - угол наклона ствола скважины, град; Н – глубина залегания кровли пласта по вертикали, м; тек. – предел текучести горной породы, кгс/см2