Буровые растворы

влияют на эффективность  разрушения горных пород, снижая их твёрдость. На разрушение

породы на забое  активное влияние оказывает также  гидростатическое давление столба

бурового раствора: с уменьшением удельного веса бурового раствора и концентрации в 

нём твёрдой фазы разрушение облегчается.

Качество  вскрытия продуктивного пласта

Качество вскрытия продуктивного пласта оценивается  сохранением естественной

проницаемости пласта и временем освоения скважин, т. е. временем вызова притока нефти 

и газа из пласта в скважину. На эти показатели значительно  влияет водоотдача бурового

раствора, т. е. количество жидкости, которое отфильтровывается  из него в определённое

время под действием  перепада давления и состав фильтрата. Чем меньше водоотдача

раствора, тем  выше его качество и тем меньше его отрицательное действие на породы,

слагающие стенки скважин. При низком качестве бурового раствора отфильтрованная из

него жидкость, проникая в поры продуктивного пласта, оттесняет нефть и газ.

Под воздействием этой жидкости глинистые породы, составляющие пласт, набухают,

закрывая каналы и поры и затрудняя тем самым  движение нефти и газа в скважину.

Для сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии

используют буровые  растворы со специальными добавками, снижающими водоотдачу, а 

также растворы на нефтяной основе, у которых фильтратом является не вода, а 

нефтепродукт, являющийся инертным по отношению к глинам.

Охлаждение  долота и турбобура.

Долото в процессе разрушения горной породы быстро и  интенсивно нагревается, что 

приводит к  термическому разупрочнению металла. Поток бурового раствора, соприкасаясь

с рабочими поверхностями  долота, охлаждает их, способствуя  созданию нормальных

условий работы долота и повышая его стойкость. В  охлаждении нуждаются также 

трущиеся поверхности  турбобура. При этом раствор играет ещё роль смазки трущихся

частей бурильной  колонны, турбобура и долота. Вводя  в буровой раствор специальные

смазочные добавки, можно значительно повысить стойкость  бурильной колонны за счёт

смазки трущихся поверхностей.

Рассматривая  основные функции буровых растворов  в сложном процессе бурения скважин,

можно заключить, что часто к растворам предъявляются  требования противоположного

характера. Так, для  удержания в затрубном пространстве выбуренного шлама во

взвешенном состоянии  необходимо, чтобы раствор обладал  способностью загустевать при 

прекращении его  прокачивания. Но для того, чтобы  тот же раствор легко освобождался

от шлама на поверхности, он должен обладать достаточно низкой вязкостью при движении

по желобам  и очистным устройствам.

Увеличение удельного  веса бурового раствора является иногда решающим фактором для 

предупреждения  набухания и обвалов неустойчивых глинистых и солевых пород.

В то же время  повышение удельного раствора и  привести в результате этого к  снижению

гидростатического давления на неустойчивый пласт, вызвав его обрушение.

Кроме того, повышение  удельного веса раствора, так же как и увеличение вязкости,

отрицательно  влияет на скорость бурения.

Таким образом, в  зависимости от геолого-технических  условий проходки скважин буровой 

раствор должен обладать оптимальными для каждого отдельного случая свойствами.

Подбирать состав бурового раствора для бурения в  каждом районе следует на основе

внимательного и  всестороннего изучения геологических  условий залегания всего 

комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учётом технических особенностей

проходки скважины. Задача специалистов по буровым растворам  состоит в том, чтобы,

владея приёмами химической обработки, обеспечить для  каждого разреза скважины

необходимые показатели раствора. 

Большинство классификаций  составлено с учётом происхождения  химических реагентов,

величины рН, состава  дисперсной фазы и без учета некоторых  особенностей. Задачей

классификации в  первую очередь является облегчение выбора жидкостей при бурении  в 

различных условиях. Определяющим моментом при этом должны служить характерные 

основные признаки, присущие большинству применяемых  буровых растворов. К таким 

относятся: состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, степень и состав

минерализации, состав наполнителей, щёлочность, химическая обработка и способ

приготовления.

По общему признаку буровые жидкости делятся на два  больших класса: жидкости на

водной и неводной основе. Второй класс растворов создавался гораздо позднее, когда было

замечено, что  при применении жидкостей на водной основе значительно искажается

физико-химическая характеристика продуктивного пласта, снижается приток флюида и 

часто приходится ликвидировать скважину ввиду тяжёлых  аварий и осложнений

      2. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПАРАМЕТРОВ  ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ, ПРИБОРЫ ДЛЯ  ИХ 

КОНТРОЛЯ, ФУНКЦИИ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ.

Бурение скважин  ведется в разных геолого-технических  условиях и для успешной их проходки применяются разнообразные по составу

 и качеству  промывочные жидкости. Для контроля  качества промывочных жидкостей  применяется целый ряд технологических 

параметров. 
Для каждого технологического интервала (пласта, горизонта, свиты) должны быть выбраны и обоснованы (регламентированные)

свойства (параметры) промывочной жидкости: 
1.    плотность; 
2.    показатель фильтрации за 30 мин; 
3.    толщина фильтрационной корки; 
4.    пластическая вязкость; 
5.    динамическое напряжение сдвига; 
6.    эффективная вязкость; 
7.    статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин; 
8.    условная вязкость; 
9.    водородный показатель; 
10.  содержание песка. 

Плотность бурового раствора, г/см3 - отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотности. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вторая - раствор без газовой фазы.

Для измерения  плотности могут быть использованы:

весы рычажные - плотномер;

ареометр;

пикнометр.

Условная  вязкость УВ, с - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора.

Для измерения  условной вязкости используется вискозиметр  ВБР-1, который состоит из мерной кружки и воронки.

Статическое напряжение сдвига (СНС) q, Па - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в покоящемся буровом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.

Для измерения  СНС могут быть использованы:

прибор СНС-3;

ротационный вискозиметр  ВСН-3.

Динамическое  напряжение сдвига, tо, Па - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению.

Эффективная вязкость h¢, Па×с - величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига.

Пластическая  вязкость h, Па×с - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.

Для измерений  показателей, позволяющих получить величины этих параметров, используется ротационный вискозиметр ВСН-3.

Показатель  фильтрации Ф, см3 - величина, определяемая объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

Для измерения  показателя фильтрации могут быть использованы:

фильтр-пресс  ФЛР-1 (рис. 7);

прибор ВМ-6 (рис. 8);

прибор ВГ-1М.

Концентрация посторонних твердых примесей Сп, % - величина, определяемая отношением количества всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения бурового раствора.

Для определения  концентрации посторонних твердых  примесей используется металлический  отстойник ОМ-2

Толщина фильтрационной корки измеряется линейкой.

Порядок работы:

после определения  показателя фильтрации вынуть из прибора  фильтр с коркой, смыть с нее

верхнюю рыхлую часть  слабой струёй воды и поместить корку  на ровную пластинку;

измерить линейкой толщину фильтрационной корки.

Показатель  стабильности Sо, г/см3 - величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени бурового раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность.

Показатель  седиментации S, % - величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность бурового раствора.

Для определения  показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2.

Для определения  показателя седиментации используется стеклянный мерный цилиндр.

Водородный  показатель рН характеризует активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе.

Для измерения  водородного показателя могут быть использованы:

индикаторная  бумага;

лабораторный  рН-метр-милливольтметр рН-121

3. ВЫБОР  ТИПА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В  ЗАВИСИМОСТИ ОТ КОНКРЕТНЫХ ГОРНО  –

ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ.

Промывка скважин, особенно при бурении их на большие  глубины, часто осложняется по геологическим  или техническим причинам. Практика бурения показала, что проходка скважины в значительной степени зависит  от правильного выбора метода и средств  химической обработки буровых растворов.

Поэтому перед  началом бурения определяют состав и свойства буровых растворов, которое  будут использованы для промывки скважин в каждом конкретном интервале  в соответствии с выбранной конструкцией. При этом учитывается, что выбранные  буровые растворы должны быть не только эффективными в данных условиях, но и приготавливаться на основе доступных  и дешевых реагентов и материалов.

Для выбора типа и параметров бурового раствора необходимо знать геологический разрез, физико-химический состав горных пород, пластовой воды, нефти, газа, устойчивостью горных пород, зоны осложнений, давление пластовой  и давление гидроразрыва.

                4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ПРОМЫВОЧНЫХ  ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ 

            ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ.

 При разбуривании  продуктивных пород к буровому  раствору предъявляются особые 

требования. Прежде всего учитывается необходимость максимального сохранения

коллекторских свойств  призабойной зоны и относительной  проницаемости продуктивного 

пласта. Это может  быть достигнуто путем использования  таких способов вскрытия

пластов, при которых  в поры продуктивного , пласта не попадают посторонние материалы 

и не происходит его закупорка.

         В процессе разбуривания продуктивного  пласта в него поступает буровой раствор или

        его фильтрат. При соприкосновении  с фильтратом бурового раствора на водной основе

        глинистые минералы продуктивного  пласта набухают и закрывают  в нем поровые каналы.

        Чем больше глины в продуктивном  пласте, тем быстрее и в большей  f степени снижается

        проницаемость пласта вплоть  до полной ее потери. Глубина проникновения фильтрата в

        пласт зависит от перепада  давления с пластом. Кроме того, на глубину проникновения 

        фильтрата влияют фильтрационные свойства бурового раствора. Чем больше водоотдача,

        тем больше глубина проникновения  фильтрата в проницаемый пласт. 

         Попавшие в пласт вода или  фильтрат бурового раствора оттесняют  нефть из 

        приствольной зоны в глубь  пласта и затрудняют в дальнейшем  освоение скважины с 

        естественной проницаемостью коллектора  по нефти.

5. РЕКОМЕНДАЦИИ  ПО ВЫБОРУ И РАСЧЁТУ ПЛОТНОСТИ  ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ  УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ.