Водоотдача бурового раствора на что влияет
Влияние показателей свойств буровых растворов на процесс бурения
Плотность.Чем выше плотность раствора, тем больше давление оказывает столб бурового раствора на забой и стенки скважины. Разность между пластовым давлением и давлением гидростатическим называют дифференциальным давлением.
(22)
Чем выше величина дифференциального давления, тем больше уплотняются породы на забое, ухудшая буримость горных пород (рисунок 32).
Из графика зависимости механической скорости от дифференциального давления видно, что не должно быть DР > 3,5 МПа, а лучше всего близким к нулю. Отрицательную величину DР держат при отсутствии в разрезе высокопроницаемых пластов.
Рисунок 32.
Влияние дифференциального давления и плотности бурового раствора на показатели бурения.
Из графика зависимости проходки на долото от плотности бурового раствора видно, что чем выше плотность раствора, тем ниже проходка на долото.
Вязкость. Чем выше вязкость бурового раствора, тем лучше выносится шлам из скважины. Но с другой стороны, при увеличении вязкости циркуляция раствора должна происходить при большем давлении. Это будет ухудшать показатели работы долота, снижая проходку и механическую скорость. Кроме того, при большей вязкости раствор легче насыщается газом и, следовательно, снижает плотность. Поэтому во время вскрытия продуктивного пласта может произойти фонтанирование.
Статическое напряжение сдвига (СНС). При низком СНС частицы шлама во время остановки циркуляции раствора выпадают в осадок. Это может угрожать прихвату бурильного инструмента. При очень высоком СНС очистка раствора от выбуренной породы ухудшается, что будет при водить к снижению показателей бурения.
Показатель фильтрации (водоотдача). При разбуривании глинистых пород следует поддерживать низкую водоотдачу, т.к. глины под воздействием воды теряют связанность и обваливаются в скважину. При разбуривании устойчивых пород следует применять буровой раствор с высокой водоотдачей, т.к. фильтрат раствора, проникая по микротрещинам, расширяет их и образует новые трещины. Следовательно, буримость пород улучшается.
Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 4416 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Буровой раствор: виды, назначение и основные свойства
Буровой раствор предназначен для:
Требования к буровым растворам
К промывочным жидкостям предъявляют следующие требования:
Классификация и виды буровых растворов (буровых промывочных жидкостей)
ПЖ на водной основе:
Аэрированные растворы:
Вода в качестве промывочной жидкости
Может быть применена в районах, где геологический разрез сложен твердыми породами, не обваливающимися в скважину без глинизации ее стенки. В этих условиях промывка скважины водой становится наиболее выгодной из-за ее большой подвижности, малой вязкоcти и относительно небольшой плотности. В результате уменьшаются гидравлические сопротивления в бурильной колонне, турбобуре, долоте и затрубном пространстве, облегчаются условия работы буровых насосов, повышается их подача и увеличивается мощность турбобура.
Однако как промывочная жидкость вода имеет два существенных недостатка. Во-первых, возникает опасность прихвата бурильной колонны, так как вода не способна удерживать во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы при прекращении циркуляции. Во вторых, могут быть обвалы пород со стенки скважины, так как вода не обеспечивает должного гидростатического давления. Кроме того, обвалы объясняются физико-химическими воздействиями воды на породу, слагающую стенку скважины.
Глинистые растворы
Приготовляют из глины и воды. Однако не всякая глина пригодна для этого.
Глина – смесь глинистых минералов, придающих ей свойства пластичности, и твердых минералов (песка, карбонатов), осложняющих процесс качественного приготовления глинистого раствора. Наиболее распространенные глинистые минералы, входящие в состав глин: каолинит Al2O3·2SiO2·2H2O, галлуизит Al2O3·2SiO2·3H2O, монтмориллонит Al2O3·4SiO2·2H2O. При большом содержании твердых минералов (примесей) глины превращаются в мергели, глинистые пески и другие осадочные горные породы, обладающие незначительной пластичностью.
Глинистые частицы имеют вид плоских чешуйчатых пластинок. Следовательно, площадь контакта их соприкосновения больше, чем при сближении зерен песка, имеющих круглую форму.
При смачивании глины водой молекулы воды проникают между пластинками глины и раздвигают их. Вследствие этого объем глины увеличивается за счет ее набухания, глинистые частицы удаляются друг от друга, силы притяжения между ними ослабевают и глинистый комочек распадается на мельчайшие частицы, покрытые водной оболочкой. Так происходит раздробление (диспергирование) глины в воде и образование глинистого раствора.
Таким образом, для получения глинистого раствора хорошего качества необходимо применять высокосортную глину и совершенные методы приготовления глинистого раствора.
Качество глинистого раствора характеризуется целым рядом параметров: плотностью, вязкостью, водоотдачей, статическим спряжением сдвига и др.
Плотность глинистого раствора – физическая величина, измеряемая отношением массы раствора к его объему. Чем больше плотность раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенку скважины.
При бурении скважины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине несколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах. Поэтому плотность применяемого глинистого раствора должна соответствовать этому требованию.
При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию пород, следует увеличивать плотность. В случае прохождения трещиноватых, кавернозных пластов следует, наоборот, уменьшить плотность раствора, чтобы предотвратить его уход в эти горизонты. В неосложненных условиях бурения плотность глинистого раствора поддерживают в пределах 1180 – 1220 кг/м3.
Вязкость
Вязкость (внутреннее трение) – свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Внутреннее трение, возникающее при движении глинистого раствора, слагается из трения между молекулами физически связанной воды, между глинистыми частицами, также между молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Из этих трех видов трения наименьшее трение между молекулами воды.
Поэтому повышение содержания физически связанной воды приводит к уменьшению, а повышение концентрации глинистой фазы – к увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, вязкость глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины в воде. В значительной мере влияет на вязкость также химическая обработка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и минеральных солей, находящихся в пластовых водах.
Реагенты – понизители вязкости
Водоотдача
Водоотдача – способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. При бурении скважины глинистый раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их. Образовавшаяся на стенке скважины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже очень малых частиц глины, но не задерживает воду, отделяющуюся от глинистого раствора.
Статическое напряжение сдвига
Характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Эта прочность возрастает с течением времени, прошедшего с момента перемешивания глинистого раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять через 1 мин и 10 мин после окончания перемешивания. Разница в результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура глинистого раствора за 10 мин.
При бурении скважины глинистый раствор подвержен воздействию частиц выбуренной породы, пресных и минерализованных пластовых вод, температуры и давления, что, как правило, приводит к изменению параметров раствора в худшую сторону, И дальнейшее бурение без принятых мер становится невозможным.
Во избежание этого в глинистый раствор добавляют химические реагенты, условно подразделяющиеся на три группы: реагенты – понизители водоотдачи, реагенты – понизители вязкости и реагенты специального назначения. Кратко рассмотрим наиболее распространенные реагенты каждой группы.
Реагенты – понизители водоотдачи
Из этих реагентов наиболее широко применяют углещелочной реагент (УЩР), сульфит-спиртовую барду (ССБ) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ).
Углещелочной реагент получают из бурого угля и каустической соды (NaOH), в результате реакции которых образуются натриевые соли гуминовых кислот – гуматы натрия, являющиеся вместе с избытками каустической соды основными активными веществами реагента.
Вследствие избытка каустической соды расщепляются (пептизируются) глинистые частицы. Всегда имеющаяся в глинистом растворе физически связанная вода расходуется на обволакивание вновь образовавшихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, это приводит к уменьшению водоотдачи.
Одновременно с этим на поверхностях глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному утолщению гидратных оболочек. В результате способность к слипанию глинистых частиц резко падает, статистическое напряжение сдвига уменьшается. Поэтому глинистые растворы, чрезмерно обработанные углещелочными реагентами, в связи с высокой дисперсностью глинистых частиц становятся вязкими, но бесструктурными.
Сульфит-спиртовая барда – отход целлюлозной промышленности. Содержащиеся в ней лигносульфоновые кислоты и их соли хорошо снижают водоотдачу глинистых растворов, подвергшихся воздействию минерализованных пластовых вод. Активность ССБ как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе. Расход реагента обычно велик и достигает 50% от объема обрабатываемого раствора. Действие ССБ на глинистые растворы, не содержащие минерализованных вод, менее эффективно. Однако некоторого снижения водоотдачи при одновременном уменьшении вязкости можно достигнуть и при обработке пресных растворов.
В последнее время широко применяют конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) нескольких марок. Этот реагент – продукт конденсации ССБ, формалина, фенола, хромата, серной кислоты с последующей нейтрализацией NaOH. Применяется он для снижения водоотдачи пресных (снижается и вязкость) и минерализованных растворов. В зависимости от марки КССБ реагент применяют для обработки растворов, имеющих температуру 130 – 180° С.
Карбоксиметилцеллюлоза предназначена для обработки сильно минерализованных глинистых растворов, однако с успехом применяется и для снижения водоотдачи глинистых растворов, не содержащих солей. Этот реагент представляет собой натриевую соль целлюлозно-гликолевой кислоты и получается при переработке древесины.
Хорошо снижает водоотдачу и повышает вязкость пресных растворов, но снижает водоотдачу и резко уменьшает вязкость минерализованных растворов. Чем больше степень минерализации раствора, тем больше следует добавлять реагента. КМЦ – универсальный реагент, который активно улучшает почти все параметры глинистого раствора. Раствор, обработанный КМЦ, сохраняет свои свойства в условиях продолжительного влияния температуры до160 – 180° С.
Преимущества и недостатки буровых растворов
Бурение с промывкой эмульсионным глинистым раствором позволяет уменьшить толщину и липкость глинистой корки, образующейся на стенке скважины, следовательно, снизить опасность прилипания (прихвата) бурильной колонны к стенке скважины и поэтому улучшить условия ее эксплуатации. Благоприятные условия создаются и для работы долота на забое скважины, что способствует сокращению числа долот на скважину и увеличению скорости бурения.
Однако растворам этим присущи и недостатки: повышенная стоимость, разрушение нефтью резиновых деталей турбобуров и насосов, отрицательное воздействие на отбираемый керн, пожароопасность, загрязнение буровой.
При разбуривании аргиллитов, сланцевых глин, соленосных пород с промывкой скважины жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворение соленосных пород. В этих условиях желательно использовать промывочные жидкости, не имеющие в основе воду. Такие жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как не следует допускать загрязнение коллекторов отфильтрованной водой.
Промывочные жидкости на неводной основе – сложная многокомпонентная система, в которой дисперсионной средой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют растворами на углеводородной основе.
Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят дизельное топливо, битум окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшие количество воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходимо, в раствор добавляют барит, имеющий большую плотность.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Поступающая в скважину пластовая вода увеличивает водоотдачу бурового раствора и вызывает образование на стенках скважины рыхлой и неплотной корки. Увеличение водоотдачи и нарастание корки происходят особенно интенсивно при прекращении циркуляции в породах с большой трещиноватостью; при этом создаются условия для сужения ствола скважины. Наибольшее сужение происходит в зонах сильных тектонических нарушений и большой проницаемости, вследствие которой породы насыщаются влагой и становятся липкими. На породах может также отлагаться липкая корка раствора, на которую будет порода. При малых скоростях промывки в большинстве налипшая порода не выносится на поверхность, что к засорению скважины. [17]
Выравнивание пластового давления при установке ванн зависит от водоотдачи и удельного веса раствора, из которого образовывалась глинистая корка, и времени формирования последней. С увеличением водоотдачи и уменьшением удельного веса раствора и времени формирования корки выравнивание давлений происходит более интенсивно. [19]
При проникновении фильтрата глинистых растворов в пласт происходит выравнивание давлений в пласте и скважине. Выравнивание давлений зависит от параметров фильтрующегося раствора: с увеличением водоотдачи и удельного веса скорость выравнивания давлений возрастает. [22]
Повышение вязкости и уменьшение водоотдачи способствуют повышению выноса керна. Однако повышение вязкости приводит к снижению механической скорости проходки. Для остальных пород увеличение водоотдачи снижает вынос керна. Поэтому для обеспечения максимального выноса керна необходимо применять буровые растворы средней вязкости с низкой водоотдачей. [26]
Основные свойства буровых растворов
Свойства бурового раствора могут быть распределены на пять основных категорий:
Вязкость
Высокая вязкость требуется для:
Однако, если вязкость слишком высокая, то это вызывает следующие эффекты:
Плотность
Плотность бурового раствора (удельный вес) устанавливается для контроля за давлением пластовых флюидов. Некоторые пласты, такие как соли или сланцы, могут также требовать установления плотности бурового раствора для предотвращения выпучивания в скважину.
Если удельный вес бурового раствора слишком высок, то это может привести к обратным эффектам:
Водоотдача
Прежде всего водоотдача контролируется для предотвращения нарастания фильтрационной корки и снижения вероятности дифференциального прихвата. Таким образом необходимость регулировать водоотдачу связана с удельным весом бурового раствора.
Поддержание низких значений водоотдачи в продуктивных пластах для минимизации проникновения твердой фазы и фильтрата и тем самым минимизировать нарушения коллекторских свойств пласта, является общепринятой практикой.
Химические свойства
Химические свойства влияют на:
Состав бурового раствора (нефть, вода, соленость, тип катионов и т.д.) оказывает влияние на гидратацию и дисперсность глин.
Химический состав также определяет будут ли разбуриваемые соленосные отложения (например ангидриды, галиты) растворяться.
Во многих системах, химические свойства должны быть контролируемы должным образом для того, чтобы быть уверенными в эффективном использовании продуктов.
Бентонит : Негативное влияние солей;
Полимеры : Негативное влияние pH и кальция;
Диспергаторы : Негативное влияние pH и солей;
Усиливается содержанием солей, pH и наличием растворенных газов таких как кислород, углекислый газ и сероводород.
Измерения (химические анализы фильтрата):
pH, Pf/Mf (щелочность по фенолфталеину — до 8,3/ щелочность по метилоранжу — до 4), Рм (общая щелочность для бурового раствора), общая жесткость и т.д.
Содержание твердой фазы
Твердая фаза часто квалифицируется как твердая фаза высокой плотности (HGS), или как твердая фаза низкой плотности (LGS).
Барит (или другие утяжелители) относятся к твердой фазе высокой плоскости. Глины и выбуренная твердая фаза относятся к твердой фазе низкой плотности.
Количество и тип твердой фазы содержащейся в буровом растворе будут влиять на:
Высокое содержание твердой фазы будет увеличивать пластическую вязкость и СНС. Глинистая твердая фаза (LGS) имеет большее воздействие, чем инертная твердая фаза, такая как барит.
Буровые растворы с высоким содержанием твердой фазы имеют более толстые фильтрационные корки и контроль за водоотдачей становится более дорогостоящим.
Высокое содержание твердой фазы снижает скорость проходки.
Крупные частицы кварца (песка) делают буровой раствор абразивным, например: для цилиндровых втулок насоса, центробежных насосов и т.д.
Измерительные приборы и измерения:
Заполнение журнала по буровому раствору
Форма журнала заполняется данными по свойствам бурового раствора, по объему, по гидравлике, используемым химреагентам на основании ежедневных анализов.
© 2014-2021 Все права на материалы, находящиеся на сайте, охраняются в соответствии с законодательством РФ.
Влияние показателей свойств буровых растворов на процесс бурения
Плотность.Чем выше плотность раствора, тем больше давление оказывает столб бурового раствора на забой и стенки скважины. Разность между пластовым давлением и давлением гидростатическим называют дифференциальным давлением.
(22)
Чем выше величина дифференциального давления, тем больше уплотняются породы на забое, ухудшая буримость горных пород (рисунок 32).
Из графика зависимости механической скорости от дифференциального давления видно, что не должно быть DР > 3,5 МПа, а лучше всего близким к нулю. Отрицательную величину DР держат при отсутствии в разрезе высокопроницаемых пластов.
Рисунок 32.
Влияние дифференциального давления и плотности бурового раствора на показатели бурения.
Из графика зависимости проходки на долото от плотности бурового раствора видно, что чем выше плотность раствора, тем ниже проходка на долото.
Вязкость. Чем выше вязкость бурового раствора, тем лучше выносится шлам из скважины. Но с другой стороны, при увеличении вязкости циркуляция раствора должна происходить при большем давлении. Это будет ухудшать показатели работы долота, снижая проходку и механическую скорость. Кроме того, при большей вязкости раствор легче насыщается газом и, следовательно, снижает плотность. Поэтому во время вскрытия продуктивного пласта может произойти фонтанирование.
Статическое напряжение сдвига (СНС). При низком СНС частицы шлама во время остановки циркуляции раствора выпадают в осадок. Это может угрожать прихвату бурильного инструмента. При очень высоком СНС очистка раствора от выбуренной породы ухудшается, что будет при водить к снижению показателей бурения.
Показатель фильтрации (водоотдача). При разбуривании глинистых пород следует поддерживать низкую водоотдачу, т.к. глины под воздействием воды теряют связанность и обваливаются в скважину. При разбуривании устойчивых пород следует применять буровой раствор с высокой водоотдачей, т.к. фильтрат раствора, проникая по микротрещинам, расширяет их и образует новые трещины. Следовательно, буримость пород улучшается.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет