книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

2.1.3. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Буровой раствор для вскрытия продуктивных го­ ризонтов выбирается исходя из необходимости сведения к мини­ муму отрицательных последствий от его воздействия на фильтра­ ционные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируе­ мой технологической схеме разработки месторождения.

В табл. 2.4 приведены классификация нефтенасыщенных пород-коллекторов, систематизированных по степени катаге-

Т а б л и ц а 2.4

Рекомендуемые буровые растворы для вскрытия нефтенасыщеиных пород-коллекторов

101

Продолжение табл. 2.4

У с л о в н ы е о б о з н а ч е н и я : А — сочетание активных нефти и во­ ды; Л - любое сочетание типов нефти и воды, в том числе А, Н — любое со­ четание типов нефти и воды, кроме А.

П р н м е ч а н и е . Указанный в скобках тип бурового раствора следует применять при значении проницаемости породы (базисной) менее половины от указанного в графе 3 интервала ее значений. Ц елесообразность широкого применения в зтом случае указанного типа раствора для вскрытия продук­ тивных пластов в эксплуатационных скваж инах должна обязательно оцени­ ваться для каждого нефтяного месторождения.

нетического уплотнения, проницаемости, активности компо­ нентов пластовой жидкости, и рекомендуемые буровые рас­ творы для их вскрытия.

Значение проницаемости базисной породы пласта-коллекто­ ра в эксплуатационных скважинах следует принимать равным значению этого параметра, принятому в качестве нижнего пре­ дела проницаемости по месторождению при подсчете запасов нефти. В разведочном бурении предельное значение проница­ емости базисной породы продуктивных (перспективных) объ­ ектов устанавливается предприятием-заказчиком.

102

При отсутствии данных о раскрытости трещин диспер­ сность наполнителя (максимальный диаметр частиц) опреде­ ляется возможностью удержания его во взвешенном состоя­ нии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины структурно-механическими свойствами.

Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отде­ льных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты — не менее 30% от объема крупнодисперсного наполнителя.

2.1.4. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ БУРЕНИЯ В ТВЕРДЫХ УСТОЙЧИВЫХ ПОРОДАХ

Твердые устойчивые породы не изменяют сво­ их физико-химических свойств под воздействием фильтратов буровых растворов. Поэтому разбуривание сцементирован­ ных песчаников, доломитов, известняков и прочих устойчи­ вых пород, не представляющих собой нефтегазовые коллекто­ ры, специфических требований к выбору бурового раствора не предъявляет. В этих породах возможно применение тех­ нической воды, пен, аэрированных жидкостей и воздуха.

Рекомендуемые в каждом конкретном случае растворы при­ водятся в табл. 2.5.

Т а б л и ц а 2.5

Растворы для бурения в твердых устойчивых породах

104

2.2. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СВОЙСТВА БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ РАСТВОРОВ

(Operating drilling m ud properties)

2.2. !. ПЛОТНОСТЬ

(D e n s ity )

Плотность жидкости — это масса единицы ее объема. Величина плотности определяет гидростатиче­ ское давление на забой и стенки скважины столба бурово­ го раствора:

где ргс —гидростатическое давление, Па; р —плотность бу­ рового раствора, кг/м3; g —ускорение силы тяжести, м/с2; Н — высота столба жидкости, м.

Для предупреждения флюидопроявлений гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать пласто­ вое (поровое) давление р„.

Пластовое (поровое) давление — это давление, создавае­ мое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.

Различают нормальное р", аномально высокое Р** и ано­ мально низкое ( рГ ) пластовое давление. Градиент нормально­ го пластового давления принят равным 10 000 Па/м, что, как следует из формулы (2.1), при g = 10 м/с2 эквивалентно гид­ ростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды):

Градиент аномально высокого пластового давления (АВПД) превышает 10000 Па/м и может достигать 22 600 Па/м, т.е.

При значении градиента меньшем, чем 10000 Па/м, пласто­ вое давление считается аномально низким (АНПД):

Степень отклонения величины пластового давления от нор­ мального характеризуется коэффициентом аномальности пла­

Очевидно, что для АВПД KrtH> 1, а для АНПД KdH< 1. Так, если на глубине 2000 м р„ = 26 МПа (26 ■106 Па), то

Каи = 26 ■10б/(1000 • 10 • 2000) = 1,3. Следовательно, для того

105

чтобы предупредить возможные флюидопроявления, плот­ ность бурового раствора в этом случае должна, как мини­ мум, в 1,3 раза превышать плотность воды.

По правилам безопасности в нефтяной и газовой промыш­ ленности (ПБ), действующим с 1998 г., при бурении скважин на нефть и газ плотность бурового раствора в интервалах сов­ местимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического дав­ ления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давле­ ние на величину:

— 10 + 15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200м), но не более 1,5 МПа;

—5 + 10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

—4 -г- 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений бурового раствора в процессе бу­ рения (с выходом или без выхода циркуляции) и при целена­ правленной минимизации репрессии на продуктивные плас­ ты в процессе их вскрытия. В том и другом случаях бурение осуществляется на основании совместного решения проекти­ ровщика, заказчика, подрядчика и по специальному плану с комплексом мероприятий, направленных на предотвращение возможных флюидопроявлений.

По тем ж е ПБ в интервалах, сложенных глинами, аргиллита­ ми, глинис 1ыми сланцами, солями, склонными к потере устой­ чивости и текучести, плотность, показатель фильтрации, хим. состав бурового раствора устанавливаются исходя из необхо­ димости обеспечения устойчивости стенок скважины, однако репрессия при этом не должна превышать пределов, установ­ ленных для интервала совместимых условий. Иными словами, с позицйй обеспечения устойчивости стенок скважин репрес­ сия может быть больше минимально необходимой для предо­ твращения флюидопроявлений, но при этом не выходить за пределы максимально допустимой.

П риме р. Определить регламентируемую ПБ плотность бу­ рового раствора для бурения скважины в интервале совместимых условий, залегающем на глубине от 2000 до 2500 м, если продук­ тивный пласт с максимальным для этого интервала пластовым давлением 26 МПа должен быть вскрыт на глубине 2250 м.

Величина пластового давления в эквиваленте плотности р£ равна:

Рп = 26 • 10<7(10 • 2250) = 1155,6кг/ м3.

106

Допускаемые пределы изменения плотности из условия пре­ вышения гидростатического давления столба бурового раство­ ра над пластовым на 5—10% составят:

р - 1155,6 + (0,05 з- 0,1) 1155,6 = 1213 з - 1271 кг/м3.

Верхний предел плотности бурового раствора из условия о максимально допустимой репрессии на пласт (<2,5 МПа) бу­ дет равен:

р,мх = (26 • 10" + 2,5 • 10") / (10 ■2250) = 1267 кг/м3.

Таким образом, при бурении в рассматриваемом интер­ вале значения плотности бурового раствора и должны на­

ходиться в диапазоне от 1213 до 1267 кг/м3. При этом, если нет необходимости повышать плотность раствора с целью обеспечить устойчивость стенок скважин, более предпочти­ тельным является ее меньшее значение — 1213 кг/м3. Это обусловлено тем, что с ростом плотности бурового раствора увеличивается вероятность гидроразрыва пластов и связан­ ных с этим поглощений бурового раствора, а также сущест­ венно снижаются механическая скорость бурения и проход­ ка на долото (коронку).

Давление, при котором возможен гидроразрыв пласта, оп­

р —коэффициент Пуассона породы.

Пределы изменения значений коэффициента Пуассона для ряда горных пород приведены ниже: глины песчанистые 0,38— O, 45; глины плотные 0,25—0,36; глинистые сланцы 0,1—0,2; гра­ нит 0,26 —0,29; известняки 0,28—0,33; каменная соль 0,44; пес­ чаники 0,30—0,35.

Для глинистых пород значения коэффициента Пуассона с достаточно высокой точностью могут быть рассчитаны по сле­

где рг — объемная плотность глинистых пород, кг/м3. Геостатическое давление на глубине Н риВКО ДаВлбиию вы­

где р„ — плотность горных пород, кг/м3.

По данным американских исследователей, средняя плот­ ность горных пород составляет 2262 кг/м3, в нашей стране

107

при расчетах среднюю плотность пород принимают равной 2300 кг/м3.

При циркуляции бурового раствора давление, которое он оказывает на забой и стенки скважины, складывается из гидростатического давления, создаваемого столбом бурово­ го раствора, и давления на преодоление гидравлических со­ противлений при его движении в кольцевом пространстве Дркп. Сумму гидростатического давления р1С и потерь давле­ ния в кольцевом пространстве ДрК1, называют гидродинами­ ческим давлением р, А.

Если для расчета Дркп использовать формулу Дарси-Вейсба- ха, то без учета потерь давления между соединениями буриль­ ных труб и стенками скважины, величина гидродинамическо­ го давления (р, д, Па) будет равна:

где п —число интервалов кольцевого пространства с неиз­ менной величиной зазора между бурильными (УБТ, колонко­ вой и др.) трубами и стенками скважины; \ — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раст­ вора в i-том интервале кольцевого пространства (величина Xj определяется реологическими свойствами бурового раство­ ра, режимом его течения, геометрическими размерами кана­ ла потока, шероховатостью наружных стенок бурильных труб и др.); i)j —скорость потока бурового раствора в i-м интервале кольцевого пространства, м/с; ls — длина i-ro интервала коль­ цевого пространства с неизменной величиной зазора между бурильными (УБТ, колонковой и др.) трубами и стенками скважины, м; D) — диаметр скважины на i-м интервале, м; dH1 — наружный диаметр бурильных (УБТ, колонковой и др.) труб на i-м интервале скважины, м.

Очевидно, что для предупреждения гидроразрыва пластов и поглощений бурового раствора необходимо, чтобы на любой глубине интервала совместимых условий гидродинамическое давление было меньше давления гидроразрыва (рг л< рг.р). Из этих двух давлений регулируемым, или управляемым явля­ ется только гидродинамическое. Как следует из формулы (2.9), регулирование, в частности снижение величины гид­ родинамического давления, возможно за счет уменьшения плотности, вязкости, скорости потока промывочной жид­ кости и увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Выше отмечалось, что с ростом гидродинамического давле­ ния на забой скважины существенно снижается механическая

108

скорость бурения. Это объясняется ухудшением условий отры­ ва и перемещения с забоя частиц выбуренной породы в связи с ростом перепада давления, прижимающего их к забою. Час­ тицы породы удерживаются на забое силами, обусловленны­ ми разностью между гидродинамическим давлением на забой и поровым давлением в разбуриваемом пласте, которое приня­ то называть дифференциальным давлением рд:

Величина потерь механической скорости бурения (нч№ %) с ростом дифференциального давления на забой в пределах до 5 МПа может быть оценена по следующей формуле:

где рд — дифференциальное давление на забой скважины, МПа.

Существует три возможных пути уменьшения усилия, при­ жимающего частицу выбуренной породы к забою. Первый из них связан с уменьшением площади поверхности частицы, на которую воздействует дифференциальное давление. Очевидно, что для этого частицу необходимо раздробить на более мелкие частицы, однако дополнительное измельчение частиц выбурен­ ной породы на забое неизбежно ведет к снижению ресурса ра­ боты породоразрушающего инструмента, в связи с чем данный путь совершенно неприемлем.

Второй путь направлен на максимальное уменьшение гид­ родинамического давления, что, как отмечалось выше, требует снижения плотности, вязкости и скорости потока промывоч­ ной жидкости, а также увеличения зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Третий путь предусматривает увеличение пластового (порового) давления на глубине разрушения породы до величины гидродинамического давления, что возможно при мгновенном проникновении фильтрата или самого бурового раствора в по­ ры призабойной части разбуриваемого пласта или в трещины отрыва (выкола) породы. В этой связи одним из современных требований к промывочным жидкостям является их высокая мгновенная фильтрация. Для максимального снижения нега­ тивного влияния дифференциального давления на эффектив­ ность работы породоразрушающего инструмента обычно стре­ мятся использовать второй и третий пути одновременно.

Таким образом, для повышения эффективности работ необхо­ димо использовать буровые растворы минимальной плотности, до­ статочной для предотвращения флюидопроявлений и нарушений устойчивости стенок скважин в высокопластичных породах.

109

2.2.2. СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

(Structural-strength properties)

Под структурно-механическими свойствами понимается способность бурового раствора в состоянии по­ коя образовывать пространственную внутреннюю структуру, обладающую определенной механической прочностью. Для возвращения структурированной системе свойств жидкости структуру необходимо разрушить, приложив некоторое уси­ лие. Величина этого усилия зависит от силы сцепления между частицами дисперсной фазы бурового раствора, т.е. от прочнос­ ти образовавшейся структуры, и характеризуется статическим напряжением сдвига.

Статическое напряжение сдвига — это усилие, при кото­ ром начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади, или, иными словами, это минимальное касательное напряжение сдвига, вызывающее начало разрушения структу­ ры в покоящемся буровом растворе. Статическое напряжение сдвига принято выражать в дПа.

Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шла­ ма и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раство­ ра. Очевидно, что для обеспечения этой возможности величина статического напряжения сдвига должна превышать величи­ ну усилия, создаваемого весом частиц выбуренной породы или утяжелителя. В противном случае эти частицы при отсутствии циркуляции бурового раствора будут оседать в призабойную часть скважины, что в конечном итоге может привести к при­ хвату бурового снаряда шламом. Однако с увеличением стати­ ческого напряжения сдвига ухудшаются условия самоочистки бурового раствора от шлама на поверхности, а также возрас­ тает величина импульсов давления на забой и стенки скважи­ ны при инициировании течения бурового раствора (при пуске насоса) и при проведении СПО, что, в свою очередь, повыша­ ет вероятность флюидопроявлений, нарушений устойчивости стенок скважин, гидроразрывов пластов и поглощений буро­ вого раствора. Таким образом, величина статического напря­ жения сдвига должна быть минимальной, но достаточной для удержания во взвешенном состоянии в покоящемся буровом растворе частиц выбуренных пород и утяжелителя.

Для измерения величины статического напряжения сдвига используют прибор СНС-2, а также ротационные вискозимет­ ры ВСН-3, ВСН-2М и др.

Для оценки характера нарастания прочности структуры во времени измерения делают через 1 мин. (СНС,) и 10 мин. (СНС|0) покоя. Кроме названных показателей структурно-ме­

110