Буровые промывочные и тампонажные растворы

Буровые промывочные и тампонажные растворы

Глава 1

 
 
 
 
В результате бурения  скважины на нефтегазоносных площадях должен быть создан долговечный, прочный изолированный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке скважины имеют буровые промывочные и тампонажные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины.

Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых и тампонажных растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими. Все это и обусловливает целесообразность затрат на повышение качества этих систем.

С увеличением  глубины скважин повышаются температуры и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами (газ, нефть, пластовая вода), минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физико-химическим процессом. Этот процесс протекает в среде бурового и цементного растворов, пакерных, буферных и других специальных жидкостей.

Название  буровой промывочный раствор, буровой раствор или тампонажный раствор не отражает физико-химической сущности этих систем, и использование их в дальнейшем связано лишь с традициями в нефтяной промышленности. По составу эти системы должны быть отнесены к сложным полиминеральным дисперсиям, стабилизированным поверхностно-активными веществами (ПАВ).

 

§ 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ  УСЛОВИЯ ПРОВОДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Разрезы нефтяных и газовых месторождений  состоят из осадочных пород, которые представляют собой механические или химические продукты разрушения метаморфических и изверженных пород, содержащих продукты жизнедеятельности организмов. К этим породам относятся мономинеральные (каменная соль, гипс, ангидрит, известняк, доломит и др.) и полиминеральные (конгломераты, глины, песчаники и др.) породы.

Горные  породы в основном характеризуются  неоднородностью по минералогическому и механическому составу, ориентации зерен в массе, пористости, степени уплотнения и трещиноватости. Осадочные породы разделяются на обломочные, сложенные обломками различной величины — от коллоидных частиц до больших глыб, и кристаллические.

Горные  породы обладают комплексом механических свойств: упругостью, пластичностью и т.п. Взаимодействие разбуриваемых горных пород с буровыми и цементными растворами, а также возможность возникновения различных осложнений в значительной степени обусловливаются силами сцепления этих пород. По природе сил сцепления различают три группы горных пород.

1. Скальные (песчаники,  известняки и др.). Силы сцепле 
   ния имеют электрическую природу,   одинаково   проявляются 
   как в микро-, так и в макростроении и не исчезают при на 
   сыщении породы водой.
2. Пластичные  (глинистые).   Силы  сцепления  между  об 
   ломками   пород   обусловлены   взаимодействием   коллоидных 
   частиц,   адсорбирующихся   на   поверхности   обломков;    они 
   значительно уменьшаются при насыщении породы  водой   и 
   способны восстанавливаться при высыхании.
3. Породы, у которых силы сцепления обусловлены наличи 
   ем   влаги   в   порах   (сыпучие   пески)    или    ее   отсутствием 
   (плывуны). В отличие от первых двух типов в породах  этой 
   группы силы трения преобладают над силами сцепления.

Разбуриваемые породы, пластовые воды, высокие  температуры и давления отрицательно влияют на свойства буровых и тампонажных растворов. Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при закачивании и продавли-вании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими ре-

 

агентами  для предотвращения осложнении и  оптимизации процесса бурения.

Наибольшее  влияние на качество бурового и тампонажно-го растворов, а также технико-экономические показатели бурения оказывают породы, которые активно взаимодействуют с этими системами. Например, пластичные породы под влиянием фильтрата раствора набухают, теряют устойчивость и, переходя в буровой раствор, существенно ухудшают его качество. Смачивание этим раствором рыхлых пород вызывает их оползание или осыпание в ствол скважины.

Свойства  буровых и тампонажных растворов  в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов и ухудшают свойства тампонажных растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, гипса и других пород.

Отрицательное влияние на свойства буровых и  тампонажных растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются. Также в значительной степени изменяются сроки схватывания, время загустевания и реологическая характеристика тампонажного раствора.

Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, карбонатные, сульфатные и хлоридные. В пределах этих классов выделяют воды по преобладающему катиону кальция, магния или натрия. Наиболее минерализованными являются воды, которые находятся в осадочных породах, содержащих известняки, доломиты, гипсы и каменную соль. Минерализация пластовых вод, как правило, возрастает с увеличением глубины и колеблется в широких пределах, достигая 30 г/л и более (рассолы).

Газ, находящийся  как в свободном, так и в  растворенном состоянии, существенно  влияет на изменение свойств тампонажных и особенно буровых растворов. В пластовых водах в небольших количествах растворены гелий, азот, сероводород, в больших — углекислый газ. В водах нефтяных месторождений содержится метан, иногда бутан и пропан. Свободный кислород в пластовых водах на большой глубине от-

 

сутствует. Зоны затрудненного обмена характеризуются  содержанием в водах углекислого газа и сероводорода.

В условиях минерализации большое значение имеют вопросы коррозионного разрушения тампонажного камня, особенно в случае его предельного деформирования до разрушения. Повышенная концентрация в водах хлоридов щелочных металлов ослабляет сульфатную коррозию, усиливает растворение оксида кальция и понижает рН, что в свою очередь ускоряет растворение содержащейся в цементе извести.

Наиболее  интенсивное изменение фильтрационных, реологических и тиксотропных свойств буровых и тампонаж-ных растворов, ускорение сроков схватывания последних и, как правило, ухудшение физико-механических свойств тампонажного камня наблюдаются при повышенных температурах и давлениях.

К наиболее важным факторам, определяющим выбор  тампонажных материалов, особенно для глубоких и сверхглубоких скважин, следует отнести температуру, давление и состав пластовых минерализованных вод.

Увеличение  глубин нефтяных и газовых скважин сопровождается постоянным ростом забойных температур. На разбуриваемых площадях забойные температуры изменяются в очень широких пределах.

В районах  Краснодарского края в интервалах залегания  преимущественно терригенных третичных и отчасти меловых отложений средние геотермические градиенты¹ до глубины примерно 2700 м изменяются в пределах 2,25 — 2,59 °С/100 м. К 1970 г. достигнуты глубины 4500 — 6000 м, на которых температура окружающих пород составляет 190 — 200 °С.

В третичных и меловых отложениях нефтегазовых районов Ставропольского края геотермический градиент до глубины 2100 м изменяется в пределах 3,48 — 8,61 °С/100 м, в майкопских отложениях он возрастает до 10,7 °С/100 м. На глубинах около 4000 м температуры достигает 140 — 150 °С. Забойные температуры 175—186 °С зарегистрированы в ряде скважин. На глубине 5500 м температура составляет около 200 °С. Наиболее высокая температура на площадях Краснодарского края отмечена в скв. 1 Медведовская — 216 °С на глубине 6087 м.

В Чечне и  Ингушетии геотермическая характеристика раз-

'Под геотермическим градиентом  понимается изменение температуры  окружающих пород при углублении на следующих 100 м (размерность "С/100 м).

8

 

резов скважин отличается значительным влиянием циркуляции пластовых вод, что обеспечивает возникновение термальных очагов в местах залегания водоносных горизонтов. В связи с этим геотермический градиент изменяется по разрезу в существенных пределах и в отложениях, перекрывающих водоносные горизонты, достигает 12—16 °С/100 м. В Узбекистане при бурении скважин на глубине 5500 м зарегистрирована температура 224 °С. В зарубежной практике бурения отмечена температура 237,7 °С (Юго-Западный Техас, США).

Для выбора рецептуры тампонажного раствора при  цементировании скважин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру забоя скважины.

Высокие температуры оказывают существенное влияние как на технологию проводки и крепления скважин, так и на выбор применяемых при этом материалов. Увеличение глубин скважин до 10000—15000 м приведет к дальнейшему возрастанию роли температурного фактора в процессах, связанных с бурением. Поэтому оценка забойных температур в сверхглубоких скважинах имеет первостепенное значение.

На поверхности Земли температура колеблется в зависимости от времени суток и года. Амплитуда поверхностных колебаний температуры с глубиной быстро уменьшается. Температурные волны, вызванные суточными колебаниями температуры, проникают на глубину до 1 м. Глубина проникновения годовых волн достигает 30 м и более.

Глубина, ниже которой практически не сказывается  влияние поверхностной температуры, называется глубиной "нейтрального слоя". Для различных районов эта глубина колеблется от 10 до 30 м. Ниже нейтрального слоя температура непрерывно возрастает с глубиной.

В земной коре действуют горное давление, характеризующее естественное напряженное состояние пород, и давление флюидов, находящихся в горных породах. Эти давления определяют необходимые параметры буровых растворов и нагрузки, действующие на обсадные колонны, забойное и устьевое оборудование скважины.

Горное  давление, как существующее в породах  напряжение, вызывается действием сил тяжести вышележащих пород, тектоническими процессами, изменениями температурного поля, физико-химическими процессами образования и превращения горных пород и др.

Различают вертикальную и горизонтальную составляющие

9

 

горного давления, которые называют соответственно полным и боковым горными давлениями.

Обычно  давление флюидов в залежах воды, нефти и газа приблизительно равно условному гидростатическому давлению, за величину которого принимается давление столба пресной воды, равное по высоте глубине залегания залежи. Однако имеются залежи, где давления флюидов превышают обычные в 1,3—1,6 раза и даже достигают горного давления. Такие давления называют аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД).

Количество  нефтяных и газовых залежей с  АВПД на глубинах до 3500 — 4000 м сравнительно невелико и не превышает 10—15 %. При дальнейшем увеличении глубин объем флюидных скоплений с АВПД возрастает. Абсолютная величина АВПД тем больше, чем глубже оно встречено.

Давление в  пласте может быть и ниже гидростатического.

Отношение пластового давления к давлению столба воды на данной глубине называется коэффициентом аномальности:

а = Рпл/Рт-

Известны  пласты с коэффициентом аномальности, равным 1,5 — 2,0 и выше (Краснодарский край, Чеченская, Ингушская и Дагестанская республики, Украина, Азербайджан и другие регионы).

При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры.

Статическая температура — это температура  пород нетронутого массива. В скважинах температура забоя принимается близкой к статической, если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2 — 4 сут.