- •Назначение и свойства промывочной жидкости для бурения осложненных зон.
- •Часть 1. Теоретические основы структурирования промывочных жидкостей
- •Структура промывочных жидкостей
- •Гидрофобные (коагуляционные) структуры
- •Толщина диффузионного слоя с увеличением концентрации ионов и их заряда снижается в соответствии с уравнением
- •Гидрофильные структуры
- •1.2.1 Структура воды
- •1.2.2 Поверхностная энергия твердых тел.
- •Поверхностные натяжения твердых тел
- •1.2.3. Взаимодействие воды с поверхностью твердых тел.
- •2. Структура глинистого раствора.
- •2.1 Структурообразователи
- •2.2 Механизм гидрофильного структурообразования глинистых растворов
- •2.3. Объёмная электрическая энергия промывочной жидкости
- •Среднее значение
- •2.4. Приборы для определения прочности структуры промывочных жидкостей
- •3. Структурирование глинистых растворов
- •3.1. Способы структурирования
- •3.2. Структурирование промывочной жидкости за счет повышения концентрации дисперсной фазы
- •3.3. Структурирование буровых растворов путем диспергирования твердой фазы
- •Влияние числа импульсов генератора на свойства растворов
- •3.4. Влияние температуры на прочность структуры глинистых растворов
- •4. Роль электролитов в структурировании промывочных жидкостей.
- •4.1. Общие сведения об электролитах, применяемых при бурении скважин.
- •Зависимость рН растворов солей от их концентрации
- •Теплота растворения электролитов
- •4.2. Электролиты в роли структурообразователя
- •4.3. Активация твердой фазы электролитами.
- •4.4. Дезактивация дисперсной фазы электролитами
- •5. Роль полимеров в структурировании промывочных жидкостей.
- •5.1. Полимеры – структурообразователи.
- •5.1.2. Синтетические структурообразователи
- •5.2. Активность полимеров
- •Расчетные значения энергии поляризации
- •5.3. Другие функции полимеров.
- •5.4. Активация полимеров.
- •5.5. Активация дисперсионной среды полимерных растворов.
- •5.6. Активация твердой фазы полимерами
- •5.7. Дезактивация дисперсной фазы гидрофобными веществами (пав, полимерами, маслами)
- •5.8 Стабильность (седиментационная и агрегативная устойчивость) раствора.
- •5.9 Стабилизация буровых растворов полимерами.
- •Устойчивость реагентов к агрессии солей
- •6. Деструктурирование промывочных жидкостей
- •6.1. Искусственное деструктурирование (разжижение) промывочных жидкостей путем снижения концентрации твердой фазы
- •6.2. Деструктурирование промывочных жидкостей путём активации твёрдой фазы. Понизители вязкости.
- •6.3. Деструктурирование минерализованных промывочных жидкостей
- •7. Структурная вязкость и коэффициент трения промывочных жидкостей
- •7.1.Вязкость ньютоновских жидкостей
- •Силу трения можно выразить формулой
- •Тогда касательное напряжение составит
- •Коэффициент кинематической вязкости будет
- •7.2. Вязкость структурированных жидкостей
- •7.2.1. Анализ существующих теорий
- •7.2.2. Влияние скорости течения, диаметра труб и концентрации твердой фазы на вязкость и коэффициент трения структурированных жидкостей
- •Влияние вязкости полимерного раствора и скорости
- •Зависимость показания раствора от концентрации кельцана
- •7.2.3. Влияние активации и дезактивации твёрдой фазы на коэффициент трения (вязкость) структурированных жидкостей.
- •7.3. Деструктурирование промывочных жидкостей при циркуляции.
- •7.3.1. Влияние длительности циркуляции структурированной жидкости на её вязкость
- •7.3.2. Влияние температуры на вязкость промывочных жидкостей.
- •7.4. Определение вязкости (касательных напряжений) промывочных жидкостей.
- •Значения вязкости различных буровых растворов
- •7.5. Влияние прочности структуры и вязкости промывочных жидкостей на процесс бурения
- •7.6. Тиксотропия промывочных жидкостей
- •Выводы:
- •7.7.Плотность промывочной жидкости.
- •Плотность аэрированной жидкости определяется по формуле
- •Часть II. Стабилизация неустойчивых стенок скважин. Задачами второй части исследований являются:
- •8.Общие сведения о структуре горных пород.
- •8.1 Химические связи в минералах
- •8.2. Межмолекулярные связи в горных породах.
- •8.3 Поверхностная энергия горных пород.
- •8.4 Устойчивость горных пород стенок скважин.
- •9. Промывочные жидкости для бурения уплотненных глин.
- •9.1. Уплотненные глины
- •Значения коэффициента для различной плотности глины
- •9.2. Осложнения при бурении уплотненных глин.
- •9.2.1. Механизм увлажнения и набухания глин.
- •9.2.2. Фильтрация воды в горные породы.
- •9.2.3. Разупрочнение уплотненных глин.
- •9.2.4. Диспергирование и размывание глин.
- •9.2.5. Влияние гидравлического давления на увлажнение глины.
- •9.2.6. Влияние горного давления на увлажнение глины.
- •9.3. Промывочные жидкости, применяемые для профилактики осложнений в уплотненных глинах
- •9.4. Основные направления выбора промывочной жидкости для бурения глинистых пород
- •9.5. Анализ эффективности применяющихся глинистых растворов для бурения уплотненных глин.
- •9.6. Анализ эффективности полимерных и полимерглинистых растворов.
- •9.7. Анализ эффективности ингибирующих растворов
- •10. Промывочные жидкости для бурения неуплотненных глин
- •10.1. Глинистые неуплотненные породы. Осложнения при их бурении.
- •10.2. Анализ влияния электролитов на увлажнение и прочность неуплотненной глины.
- •Зависимость пластической прочности образца глины от влажности к2
- •10.3. Влияние полимеров и полимерсолевых растворов на увлажнение и прочность неуплотненных глин.
- •10.4. Полимерполисолевые промывочные жидкости, для бурения неуплотненных глин (общие понятия).
- •10.5. Исследование крепящих свойств полимерполисолевых растворов.
- •10.5.1. Теоретические рассуждения.
- •10.5.2. Экспериментальные исследования.
- •11. Промывочные жидкости для бурения микротрещиноватых глинистых пород.
- •11.1. Микротрещиноватые глинистые породы. Осложнения при бурении
- •11.2. Влияние технологических параметров бурения на раскрытие трещин
- •11.3. Влияние гидродинамического давления на раскрытие трещин
- •11.4. Промывочные жидкости. Механизм их действия. Анализ эффективности.
- •12. Промывочные жидкости для бурения трещиноватых горных пород.
- •12.1. Трещиноватые горные породы
- •12.2. Поглощение промывочной жидкости в трещиноватых породах
- •12.3. Мероприятия по предупреждению поглощения промывочных жидкостей
- •12.4. Анализ эффективности различных наполнителей для кольматации трещин
- •Закупоривающая способность глинистых паст
- •Определение закупоривающей способности вол
- •Закупоривающая способность вус
- •Зависимость объема тампонажной смеси от состава ее компонентов
- •12.5. Применение пен при бурении трещиноватых пород
- •13. Промывочные жидкости для бурения соленосных отложений
- •13.1. Осложнения при бурении соленосных отложений
- •13.2. Растворение хемогенных горных пород Растворение горных пород в промывочной жидкости характерно для галлоидов и сульфатов, в меньшей степени карбонатов.
- •Измерение массы и длины образцов соли при растворении в воде
- •13.3. Размывание хемогенных пород
- •Зависимость скорости и константы растворения соли от скорости потока
- •13.4. Анализ влияния различных компонентов промывочной жидкости на растворяющую способность раствора
- •Скорость растворения галита в перемешиваемом растворе, м/с10-7 (емкость 10л)
- •Из анализа результатов следует:
- •13.5. Промывочные жидкости, применяемые для бурения соленосных отложений
- •Промывочные жидкости, применяемые в России при бурении соленосных отложений
- •Продолжение таблицы 13.7
- •13.6. Анализ качества применяющихся промывочных жидкостей для бурения соленосных отложений
- •Скорость растворения галита в циркулирующих растворах
- •13.7. Силикатные растворы
- •Состав и свойства сульфатосиликатных и карбонатосиликатных растворов
- •13.8. Лигниноглинистые растворы
- •Заключение
- •Библиографический список
- •3. Структурирование глинистых растворов 42
- •4. Роль электролитов в структурировании промывочных жидкостей. 55
- •5. Роль полимеров в структурировании промывочных жидкостей. 78
- •6. Деструктурирование промывочных жидкостей 116
- •7. Структурная вязкость и коэффициент трения промывочных жидкостей 131
- •9. Промывочные жидкости для бурения 188
- •10. Промывочные жидкости для бурения неуплотненных глин 222
- •11. Промывочные жидкости для бурения микротрещиноватых глинистых пород. 264
- •12. Промывочные жидкости для бурения трещиноватых горных пород. 279
- •13. Промывочные жидкости для бурения соленосных отложений 304
11.2. Влияние технологических параметров бурения на раскрытие трещин
На величину раскрытия трещин влияет ряд факторов, главным из которых является давление промывочной жидкости. При превышении давления выше некоторого критического значения в породах с невысокой прочностью раскрытие микротрещин увеличивается до размеров, при которых наблюдается значительная проницаемость породы. Такие явления носят название гидроразрыва пласта. Они характерны, например, для глинистых пород с кливажной и тектонической трещиноватостью. Тонкие трещины под воздействием давления промывочной жидкости увеличивают свои размеры.
При повышении давления жидкости скорость ее циркуляции в трещинах возрастает, что ведет к размыванию стенок трещины. Особенно интенсивно они размываются при наличии трещин незначительной длины, заканчивающихся кавернами или более крупными трещинами (трещины отдельности или дизъюнктивные нарушения), а также при наличии в них абразивного шлама. Такие жидкости способны размывать трещины даже в прочных породах.
С уменьшением давления снижается скорость циркуляции жидкости в трещинах и возможно обратное явление - адсорбция твердой фазы промывочной жидкости на стенках трещин и постепенное ее заиливание.
Известно, что "гидрофобная" (слабогидрофильная) твердая фаза взаимодействует между собой и с поверхностью твердого тела более активно, чем гидрофильная твердая фаза.
Следовательно, промывочные жидкости с гидрофобной (инертной) твердой фазой и высокой водоотдачей обладают высокими адсорбирующими способностями (для кольматации трещин с раскрытием 0,1 мм и менее). Для кольматации трещин с малым раскрытием рекомендуют обычно глинистые растворы с высокой вязкостью и малой водоотдачей. Однако к этим рекомендациям нужно относиться весьма осторожно. Дело в том, что для повышения вязкости повышают концентрацию глины, что ведет к повышению плотности раствора и давлению промывочной жидкости в скважине и трещине. Кроме того, продавливание вязкой жидкости требует значительно большего давления, чем маловязкой. В целом, повышение давления в скважине достигает значения, при котором в микротрещиноватых горных породах с невысокой прочностью возможен гидроразрыв.
На повышение раскрытия трещин влияют и параметры технологического режима бурения, осевая нагрузка и частоты вращения. С увеличением осевой нагрузки увеличивается сила распора сжатой части колонны, что при вращении снаряда создает значительные радиальные нагрузки на стенки скважин, особенно при вибрации снаряда. Вибрационные радиальные нагрузки способствуют усталостному разрушению горной породы и углублению трещин. При увеличении частоты вращения снаряда повышается биение бурильной колонны, способствующее усталостному разрушению пород невысокой прочности.
11.3. Влияние гидродинамического давления на раскрытие трещин
Существенное влияние на потерю устойчивости горных пород оказывает гидродинамическое давление. Особенно опасны колебания давления жидкости в скважине, возникающие при различных операциях: спуске, подъеме и расхаживании снаряда, восстановлении циркуляции промывочной жидкости и т.д.
Колебания давления жидкости в скважине приводят к усталостному разрушению ее стенок, гидроразрыву пластов, образованию новых и расширению (размыванию) существующих трещин, обрушению горной породы, поглощению промывочной жидкости, прихватам снаряда. Давление жидкости, при котором возможен гидроразрыв пласта с малой прочностью, невелико. Производственные наблюдения показывают, что давление гидроразрыва только в отдельных случаях превышает гидростатическое в 1,5 раза, обычно оно не более 1,1 - 1,2. Разрыв пласта в процессе закачки происходит при давлениях, составляющих 1,3 - 1,35 пластового. В то же время при спуске бурового инструмента давление может превышать гидростатическое в 1,5 - 2 раза. Причем в разведочном бурении в силу уменьшения кольцевых зазоров гидродинамическое давление с ростом скорости спуска увеличивается очень интенсивно [29].
Скорость и степень уменьшения длительной прочности горной породы зависит от амплитуды колебаний гидродинамического давления и температуры.
Длительная прочность горных пород в скважине считается достаточной, если текущая прочность пород составляет 0,85 - 0,90 от первоначальной прочности всестороннего сжатия.
Величина допустимого давления в скважине должна быть ограничена в соответствии с уравнением: ,
где pкр(0,49 - 0,91)pг, pг - горное давление.
“Наибольшее влияние на гидродинамическое давление в скважине оказывает спуск снаряда, его скорость зависящая от диаметра скважины, вида и реологических свойств очистного агента..."[10].
На длительную прочность горной породы стенок скважины оказывает влияние не только амплитуда давления, но и частота спускоподъемных операций (СПО). Так, В.А. Глебовым [10] установлено: при изменении частоты СПО от 0,58 до 1,1 рейсов/сут. за очень короткий срок каверна увеличилась в 1,4 раза.
Исследованиями влияния скорости спуска на гидравлическое давление занимались многие исследователи: А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мовсумов, В.А. Глебов, М.К. Сеид Рза, В.И. Крылов, Л.М. Ивачев, А.П. Руденко, П.М. Тян и др. Однако по исследованиям этих ученых полученные для условий проходки нефтяных и газовых скважин аналитические формулы не подтверждены производственными наблюдениями. В отдельных случаях при сопоставлении рассчитанных по эмпирическим формулам данных с фактическими относительная погрешность превышала 100% [10]. "Предлагаемые (В.И. Крыловым и Л.М. Ивачевым) двучленные формулы (с учетом динамического сопротивления сдвига) громоздки и сложны. Целесообразность использования двухчленных формул в практике разведочного бурения сомнительна, т.к. структура промывочной жидкости разрушается в первый же момент спуска колонны и тем интенсивнее, чем меньше кольцевой зазор; тем более, что при бурении глубоких разведочных скважин применяют в основном полимерсолевые и гидрогельмагниевые растворы с низкими структурными свойствами (θ = 0) [10."
В оценке гидродинамического давления нет единого мнения. Одни исследозатели (П.М. Тян) считают зависимость гидродинамического давления от скорости спуска прямолинейной, другие (М.К. Сеид Рза) - более сложной, поэтому автором работы проведены специальные исследования.
Гидродинамическое давление в затрубном пространстве (между бурильной колонной и стенками скважины) можно определить по величине потерь давления в соответствии с формулой Вейсбаха-Дарси:
, (11.1)
где скорость восходящего потока промывочной жидкости на глубине H
, (11.2)
где c - скорость спуска бурового снаряда; -сечение бурильных труб; S - сечение ствола скважины:
, (11.3)
D - диаметр скважины, dн и dв - наружный и внутренний диаметры бурильных труб.
Подставляя значения Sс и S в формулу (11.2);. получим
, (11.4)
Так, при спуске бурильной колонны диаметром 50 мм в скважину диаметром 60 мм со скоростью 5 м/с скорость восходящего потока на глубине Н = 500 м составит:
Гидродинамическое давление в скважине
,
т.е. гидродинамическое давление оказывается сопоставимым с давлением, возникающим в процессе промывки скважины.
Более значительно гидродинамическое давление при спуске снаряда под колонковой трубой.
При спуске груза весом Р и сечением S в сосуд с водой "неограниченных" размеров со скоростью скорость восходящего потока относительно груза равна скорости спуска груза c плюс скорость восходящего потока в, равная скорости спуска, т.е. c+в=2, а давление жидкости
, (11.5)
что подтверждается проведенными опытами (табл.11.1).
Таблица 11.1
Сравнение экспериментальных значений гидродинамического давления под грузом с расчетными
Давление жидкости |
Скорость опускания, v |
Расчетное давление |
|||
Н/м2 |
Н/м2 |
S1=6.0*10-4, м2 |
S2=50*10-4, м2 |
P1=212, Па |
222 Па |
16,7 |
2 |
0,092 |
0,033 |
16,9 |
2,18 |
33,4 |
10 |
0,138 |
0,073 |
38 |
10,6 |
50,1 |
22 |
0,152 |
0,110 |
46,2 |
24,2 |
66,8 |
112 |
0,160 |
0,23 |
51,2 |
105,8 |
83,5 |
160 |
0,180 |
0,26 |
64,8 |
135 |
116,9 |
200 |
0,250 |
0,30 |
125 |
180 |
150,3 |
256 |
0,275 |
0,33 |
151 |
217 |
217,1 |
312 |
0,34 |
0,38 |
231 |
288 |
267,2 |
372 |
0,38 |
0,40 |
288 |
320 |
317,3 |
462 |
0,4 |
0,45 |
320 |
405 |
При спуске груза в скважину давление груза расходуется на вязкостное трение
(11.6)
местные потери давления на изменение направления движения потока
(11.7)
местные потери на сужение потока (упругий удар)
(11.8)
Суммарные потери давления
(11.9)
где =c+в, - коэффициент Дарси, 1 - длина груза; - зазор между грузом и стенками скважины = Dd; 1 - коэффициент местного сопротивления жидкости при изменении направления потока, при повороте на 180° он равен для груза овальной формы 1=1,4, для груза без округления 1=3; 2 - коэффициент местного сопротивления жидкости при внезапном сужении потока.
Для ламинарного течения в соответствии с формулой Ф.П. Товстолеса
(11.10)
где В - опытный коэффициент; Re - число Рейнольдса.
Для турбулентного течения 2 зависит от отношения сечений нисходящего и восходящего потоков S2/S1.
S2/S1 |
0,01 |
0,1 |
0,2 |
0,4 |
0,6 |
0,8 |
1,0 |
2 |
0,50 |
0,46 |
0,42 |
0,34 |
0,34 |
0,15 |
0 |
Экспериментальная проверка (табл.11.2) подтверждает справедливость формулы (11.9).
Коэффициентами 1 и 2 при значительной глубине скважин можно пренебречь, и тогда
(11.11)
где =c+в.
При скорости спуска 0,8 м/с бурового снаряда диаметром d=50 мм в скважину глубиной Н=1000 м, диаметром Д=60 мм, наполненную водой, при наличии переходника с обратным клапаном давление под колонковой трубой в соответствии с формулой (11.11) составит
Практическая скорость спуска будет определяться весом снаряда. Так, для бурильной колонны диаметром 50 мм, вес 1000 м труб составит 60,51,11000 = 66550 Н, а максимальное давление под колонковой трубой может быть не более
При таком весе скорость спуска бурильной колонны с обратным клапаном будет не более 0,43 м/с.
Таблица 11.2
Сравнение экспериментальных значений гидродинамического давления под грузом с расчетными D=54 мм, d=50 мм, =4 мм
Вес груза Р, Н |
Скорость падения груза 1, м/с |
Скорость восходящего потока
|
Скорость восходящего потока относительно груза |
Давление жидкости под грузом , Па |
Расчетное значение давления жидкости под грузом
|
0,25 |
0,011 |
0,063 |
0,074 |
112 |
100 |
1,010 |
0,041 |
0,24 |
0,281 |
505 |
555 |
1,930 |
0,060 |
0,35 |
0,415 |
965 |
1031 |
2,955 |
0,070 |
0,070 |
0,470 |
1477 |
1313 |
4,785 |
0,095 |
0,095 |
0,645 |
2392 |
2265 |
Таким образом, при спуске снаряда под колонковой трубой создаются довольно высокие нагрузки. Кроме того, на стенки скважин действует значительной величины гидростатическая нагрузка столба жидкости. Так, для воды на глубине 1000 м давление жидкости составит pgН = 1000 х 9,8 х 1000 = 9,8 МПа.
Суммарное гидродинамическое плюс гидростатическое давление составит внушительную величину (около 16 МПа), способную создать гидроразрыв пласта и их интенсивное размывание трещин, особенно в породах невысокой прочности.