Буровые промывочные и тампонажные растворы

 

Значения 9' и К определяются из условия  минимизации 9', осуществляемой с целью снижения продавочного давления, при ограничениях, налагаемых на 9', К и толщину осадка h, образуемого выбуренной породой в призабойной зоне за время отсутствия циркуляции. В зависимости от геолого-технических условий бурения цель ограничения h < h_u может быть различной: предупреждение прихватов инструмента осадком выбуренной породы, сокращение затрат времени и энергии на разбуривание осадка, уменьшение происходящего при этом вторичного диспергирования выбуренной породы, ведущего к усложнению очистки и загрязнению раствора, и т.д. В связи с этим предельно допустимая толщина осадка h_u будет иметь разные значения, также зависящие от условий бурения.

Важно выбрать значение v_lr а значение v₁₀, очевидно, необходимо приближать к значению v_lr чтобы минимизировать затраты времени и энергии на восстановление промежуточных циркуляции.

Нетрудно  установить, что в такой постановке величина Kt (при t > 60 с) существенно больше единицы, поэтому в первом приближении можно принять V! = 9', причем значение 9' должно быть не менее:

9' > D_M(p_n - р)/6ш,

где D_u — эффективный диаметр наиболее крупных частиц выбуренной породы, находящихся в скважине; р_п, р — плотность соответственно выбуренной породы и бурового раствора; т — коэффициент формы оседающих в буровом растворе частиц;   т = 1,6+2,5.

Значение  D_M приближенно можно оценивать из эмпирических формул:

для долот типа С D_M = 3,5 + 0,037 d_c; для долот типа Т D_M = 2,0 + 0,035 d_c, где d_c — диаметр долота, мм.

Выбор значений V! и v₁₀ с учетом как практических рекомендаций, так и данных расчета позволит избежать необоснованных завышений или занижений этих параметров и, следовательно, осложнений и других технологических и экономических потерь, связанных с ними.

Показатель  фильтрации и толщина  фильтрационной корки. Очевидно, для улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки.  Однако такое  требование выполни-

29

 

мо при  бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых  песчаников, глин с низким поровым  давлением, продуктивных горизонтов значение показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определяемое прибором ВМ-6, должно находиться в пределах 3 — 6 см³   за 30 мин.

Показатель  фильтрации бурового раствора является интегральной величиной за промежуток времени, неизмеримо больший, чем период вращения долота. Поэтому он не всегда четко коррелируется с показателями работы долота. Существует также мнение, что показатель фильтрации не влияет на эффективность работы долота, а корреляционная зависимость механической скорости проходки и проходки на долото от него обусловлена изменением вязкости бурового раствора, всегда сопровождаемым изменением показателя фильтрации.

Процесс фильтрации бурового раствора на забое скважины ослабляет сопротивляемость породы за счет расклинивающего воздействия проникающего в поры и микротрещины породы фильтрата, что вполне соответствует известным положениям теории П.А. Ребиндера. Кроме того, проникающий на забой фильтрат способствует выравниванию давлений над сколотой частицей и под ней и таким образом создает благоприятные условия для очистки забоя от обломков породы.

Однако  следует иметь в виду не интегральную величину показателя фильтрации, а его мгновенное значение в начальный период процесса. Очевидно, что из двух буровых растворов с одинаковыми значениями интегрального показателя фильтрации лучшим является тот, у которого выше скорость фильтрации в начальный момент времени (рис. 1.4).

Таким образом, несмотря на отсутствие теоретических и экспериментальных основ для разработки требований к величине показателя  фильтрации  бурового   раствора,   при   его 
 

 

 
 

Рис. 1.4. Зависимость показателя фильтрации бурового раствора от времени: 1,    2   — растворы    соответственно  с низкой   (оц)  и   высокой  (|3[) начальной скоростью фильтрации   Ф;    а₂    и    |3₂    — конечные   скорости   фильтрации 
 

 

выборе  молено руководствоваться следующим  общим требованием: скорость фильтрации бурового раствора должна резко уменьшаться с течением времени до нуля, обеспечивая интегральную величину показателя фильтрации за 30 мин, необходимую для предотвращения осложнений в стволе скважины.

Во всех случаях необходимо стремиться к  уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако было бы ошибочным полагать, что на толщину фильтрационной корки воздействует только показатель фильтрации бурового раствора. Анализируя известную формулу, связывающую объем фильтрата с показателями качества бурового раствора, убеждаемся, что с приближением концентрации твердых частиц в буровом растворе к концентрации твердых частиц в корке толщина фильтрационной корки при прочих равных условиях уменьшается, так как с выравниванием концентраций твердых частиц в корке и буровом растворе скорость фильтрации стремится к нулю:

^гА^е Уф ~ объем фильтрата; А — площадь фильтра; £_пр — проницаемость фильтрационной корки; С_к — объемная доля твердых частиц в корке; С_р — объемная доля твердых частиц в буровом растворе; Ар — перепад давления на фильтре; t — время фильтрации; ц — вязкость фильтрата.

Как видно  из приведенной формулы, толщина  фильтрационной корки существенно зависит от дифференциального давления в скважине, проницаемости пород и вязкости фильтрата бурового раствора. Для того чтобы уменьшить толщину фильтрационной корки, необходимо в первую очередь снизить дифференциальное давление в скважине. При сбалансированном давлении в скважине, когда дифференциальное давление на забое равно нулю, фильтрационная корка на забое не образуется.

Вязкость. Требование к значению вязкости раствора однозначное: оно должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается всеобщий положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются   потери   давления   в   кольцевом   пространстве

31

 

скважины. В гидротранспорте шлама на дневную  поверхность роль вязкости бурового раствора подчиненная. Поэтому при бурении скважин необходимо стремиться к удержанию минимально возможной условной и пластической вязкости бурового раствора.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что  верхний предел условной вязкости, определяемый прибором ПВ-5, не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1,4 г/см³ и 45 с для растворов плотностью выше 1,4 г/см³. Пластическая вязкость для этих же растворов не должна превышать соответственно 0,006   и 0,01 Па • с.

Приближенно предельное значение пластической вязкости для утяжеленных буровых растворов на водной основе можно оценить с помощью известной формулы Муни:

где [I — относительная вязкость бурового раствора (по отношению к жидкой фазе раствора); С — концентрация твердой фазы в буровом растворе; Y — 0,65+0,75 — степень уплотнения однородных по размеру частиц.

Для неутяжеленных  буровых растворов на базе бентонитовых порошков значение пластической вязкости не должно превышать 0,002 Па • с.

Динамическое  напряжение сдвига. Очистка скважины от шлама определяется главным образом двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком, а также для предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно, чтобы значение динамического напряжения сдвига составляло 15 — 20 дПа. Дальнейшее увеличение динамического напряжения сдвига не приводит к сколько-нибудь заметному улучшению   очистки скважины от шлама.

Опытным путем также установлено оптимальное  соотношение между динамическим напряжением сдвига х_о(дПа) и пластической вязкостью (мПа • с):

x_o/r\ = R = 4,5-s-5,0.

Эти рекомендации целесообразно принять к руководству. Однако по мере совершенствования технологического процесса промывки скважин реологические показатели бурового

32

 

раствора (х₀ и г|) надо выбирать совместно с режимом циркуляции и реализовывать их в виде оптимальной реогидравли-ческой программы.

§ 5. УСЛОВИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ

К КАЧЕСТВУ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА

И КАМНЯ

Требования  к тампонажным материалам для  цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах. Проблема выбора материалов сложна. Тампонажный раствор должен оставаться подвижным во время транспортирования в заколон-ное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами. Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а также пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампо-нажного раствора не могут быть одинаково приемлемы. Один тип цемента не может отвечать всем требованиям, связанным с разнообразием условий даже в одной скважине.

Перспективы сверхглубокого¹ бурения в настоящее время таковы, что уже выделены объекты для проводки скважин на глубины до 15 000 м.

Геометрия заколонного пространства. Пространство скважины, где формируется и впоследствии работает и разрушается тампонажный камень, представляет собой "сосуд" без строго "выраженного" дна и ограниченного стенками — стенкой скважины и наружной поверхностью обсадной колонны. Этот "сосуд" называют заколонным пространством.

Размеры его, т.е. объем и расстояние между  стенками (даже при фиксированной глубине, оснащении определенным количеством технологической оснастки и т.д.), не являются постоянными как во время транспортирования тампонажного раствора, так и в процессе работы тампонажного камня.

Увеличение  давления в обсадной колонне приводит к уменьшению объема  заколонного  пространства.   Понижение

¹ Понятия глубокая и сверхглубокая скважина определяются уровнем развития техники, технологии бурения и степенью изученности этих вопросов.

33

 

скорости  вытеснения бурового раствора тампонажным также способствует уменьшению этого объема, так как количество вытесняемого бурового раствора понизится.

Конфигурация  стенки скважины существенно меняется как по длине, так и по периметру (диаметру), что, бесспорно, является одной из принципиальных особенностей формирования цементного камня в условиях скважины.

Влияние этого фактора проявляется в  двух направлениях. Чем "неправильнее" форма, т.е. чем больше она отличается от цилиндрической, тем труднее вытеснить буровой раствор из заколонного пространства. Чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем больше при использовании без специальной химической обработки портландцементного или шлакового растворов образуется водных карманов вдоль ствола скважины. При твердении тампонажного раствора в наклонных скважинах облегчается образование каналов непосредственно в тампонажном растворе за счет прохождения седиментационных процессов. Последнее не имеет существенного значения, если фильтрация тампонажного раствора близка к нулю. Наименьшее влияние оказывает конфигурация заколонного пространства при использовании отвержда-емых буровых растворов.

Вытеснить из стеклянного цилиндрического  сосуда полностью буровой раствор практически невозможно при разовой непродолжительной операции. Из сосуда с конфигурацией заколонного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью невозможно даже при теоретическом рассмотрении этой задачи.