Строительство нефтяных и газовых скважин

А. С. Новиков, 2021

Бурение скважин в первую очередь глубоких и сверхглубоких параметрических, поисковых, разведочных и эксплуатационных (добычных) на нефть и газ. Целью данной работы является краткое освещение применяемой современной техники и технологии строительства скважин. Рассмотрены: обработка скважин соляной кислотой, термокислотные обработки и кислотные обработки терригенных коллекторов. Рассмотрено пенно-полимерное заводнение и внутрипластовое горение. Приведен общий обзор колтюбинговых технологий и особенности колтюбинга (ГНКТ) и перфорации скважин. Данная работа будет полезна студентам специальности бурение, полевым инженерам по бурению, работникам буровых компаний.

Глава 8. Технология промывки и буровые растворы

§ 31. Назначение промывочной жидкости

В результате бурения скважины на разбуриваемых площадях должен быть создан долговечный, прочный изолированный канал, связывающий ствол скважины с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке скважины имеют буровые промывочные 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 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.

Разбуриваемые породы, пластовые воды, высокие температуры и давления отрицательно влияют на свойства буровых растворов. Аналогичное влияние оказывают и гидродинамические эффекты при заканчивании и продавливании растворов в скважинах. В зависимости от конкретных условий свойства этих систем направленно изменяют, вводя в них различные наполнители и обрабатывая химическими реагентами для предотвращения осложнений и оптимизации процесса бурения.

Наибольшее влияние на качество бурового раствора, 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 несцементированных пород вызывает их обвалы или осыпание в ствол скважины.

Свойства буровых растворов в значительной мере зависят от минерального состава разбуриваемых пород. Солевые породы вследствие легкой растворимости вызывают коагуляцию буровых растворов. Чаще всего эти системы подвергаются натриевой, кальциевой и магниевой агрессии при разбуривании каменной соли, бишофита, карналита, гипса и других пород. Отрицательное влияние на свойства буровых растворов оказывают минерализованные пластовые воды и рапа. Под их воздействием буровые растворы коагулируют, их структурно-механические и фильтрационные свойства ухудшаются.

Пластовые воды имеют различный генезис, отличаются солевым составом, содержат растворенный газ и нерастворимые, но гидролитически разлагаемые водой минералы. По преобладающим анионам выделяют воды гидрокарбонатные, 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 буровых растворов. В пластовых водах в небольших количествах растворены гелий, азот, сероводород, а в больших — углекислый газ. В водах нефтяных месторождений содержится метан, иногда бутан и пропан.

Основная технологическая операция промывки скважины — прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др. [82]

Технологическое оборудование промывки скважин представляет собой ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем. Например, некачественная очистка бурового раствора от шлама приводит к более высокому расходу химреагентов; недостаточная дегазация бурового раствора не позволяет буровым насосам обеспечить необходимую подачу, ухудшает свойства раствора и т. д.

§ 32. Функции и свойства промывочной жидкости

Функции промывочной жидкости очень многообразны, и их значения при бурении скважин трудно преувеличить. К основным функциям промывочной жидкости следует отнести:

• Охлаждение и смазка долот, бурильных труб, при вращении, в процессе разрушения горной породы.

• Благодаря наличию жидкости в скважине коэффициент трения уменьшается, а теплота, образующаяся вследствие трения долота, труб — рассеивается. Образующаяся на стенках скользкая корка способствует уменьшению сил трения, которые действуют на бурильный инструмент при вращении и подъеме бурильных труб.

• Очистка забоя от выбуренной породы — это основная функция раствора, способствующая достижению максимальной скорости проходки. При полной очистке поверхности забоя, КПД долота повышается. Качественная очистка забоя достигается различными технологическими приемами и конструктивными особенностями долот, в сочетании с режимами течения раствора.

• Вынос выбуренной породы с забоя скважины на дневную поверхность. В выносе выбуренной породы основным фактором является свойства промывочной жидкости. (Реологические и структурно механические свойства)

• Создание на стенках скважин непроницаемой корки. Фильтрационная корка препятствует проникновению фильтрата в пласт, тем — самым, предотвращая набухание пород и загрязнение продуктивных пластов.

• Предупреждение нефтегазопроявлений. Давление пластового флюида должно уравновешиваться давлением столба бурового раствора. В противном случае пластовый флюид будет выходить на поверхность. Промывочная жидкость должна обеспечивать широкий диапазон плотности бурового раствора.

• Предупреждение поглощений промывочной жидкости. Поглощение промывочной жидкости может привести к открытому фонтанированию скважины, или к значительным затратам средств и времени на ликвидацию поглощения. Для предупреждения поглощения промывочная жидкость должна иметь требуемые свойства по плотности, вязкости и др.

• Предупреждение кавернообразования, обвалов, стенок скважины, которые являются результатом потери устойчивости горных пород. Для предупреждения и ликвидации осложнений, из-за потери устойчивости глинистых, хемогенных пород, разработаны и используются многочисленные методы прогнозирования зон осложнений, технические приемы, системы буровых растворов.

• Предотвращение растепления ствола скважины при бурении многолетнемерзлых пород. Растепление ствола скважины сопровождается интенсивным кавернообразованием, образованием кратеров на устье скважины, смятием обсадных колонн, с нарушением целостности труб, при эксплуатации. Промывочная жидкость должна иметь минимальную теплоотдачу, не замерзать при воздействии низких температур, минимальные значения величины фильтрации.

• Предохранение продуктивного пласта от загрязнения. Раствор, который при взаимодействии с пластом ухудшает его продуктивные возможности, не должен применяться.

• Обладать устойчивостью к сероводородной агрессии, способностью поглощать сероводород.

• Получение качественных материалов геофизических исследований и правильная их интерпретация зависит от типа и состава раствора.

• Снижение затрат на крепление скважины. Правильно выбранный тип бурового раствора, может позволить уменьшить количество спускаемых промежуточных колонн, предупредить аварии при креплении скважин.

• Промывочные жидкости не должны иметь свойств вредных для здоровья, увеличивающие опасность для жизни и опасные в отношении пожара и взрыва. [9]

§ 33. Основные параметры бурового раствора и их определение

Параметры бурового раствора и методы их контроля: [50]

Параметры (показатели) бурового раствора, подлежащие контролю, можно разделить на 3 группы:

1. Параметры, контроль которых обязателен для всех скважин:

• Плотность (ρ);

• Условная вязкость (УВ);

Статическое напряжение сдвига (СНС);

• Показатель фильтрации (Ф);

• Толщина фильтрационной корки;

• Концентрация водородных ионов (рН);

• Концентрация твердых примесей (песка).

В случае использования специальных буровых растворов (ингибирующих, эмульсионных) необходимо контролировать:

• Состав фильтрата бурового раствора;

• Содержание нефти;

• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов);

• Концентрацию твердой фазы (общую и глинистую).

2. Специальные параметры, контроль которых обязателен для скважин с осложненными геологическими условиями (поглощения, нефте-газопроявления, высокая минерализация пластовых вод и др.). Эта группа включает:

• Фильтрацию при повышенных температурах (Ф);

• Содержание газа;

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);

• Пластическую вязкость (ηпл.);

• Степень минерализации;

• Содержание Са2+, Mg2+, Na+, Сl-, К+;

• Содержание и состав твердой фазы;

• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).

3. Факультативные параметры, дающие дополнительную информацию о свойствах бурового раствора. Это:

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС) и пластическая вязкость (ηпл.) при повышенной температуре;

• Смазочная способность;

• Коэффициент трения корки (КТК).

По технологическому принципу свойства буровых растворов можно разделить на 5 групп:

1. Физико-механические:

• Плотность (ρ);

• Условная вязкость (УВ);

• Статическое напряжение сдвига (СНС);

• Динамическое напряжение сдвига (ДНС);

• Пластическая вязкость (ηпл.).

2. Показатели фильтрации и стабильности:

• Показатель фильтрации;

• Толщина фильтрационной корки;

• Показатель стабильности;

• Суточный отстой;

• Напряжение электропробоя (для эмульсионных растворов).

3. Фрикционные:

• Смазочная способность (коэффициент трения пары сталь-сталь);

• Коэффициент трения корки (КТК);

4. Показатели загрязнения:

• Твердые примеси;

• Пластовые флюиды.

5. Компонентный и химический состав:

• Содержание компонентов (глины, воды, утяжелителя, смазочных веществ и др.), а также различных ионов солей, общая минерализация и т. д.

Условная вязкость (Т). — условная характеристика гидравлического опротивления бурового раствора прокачиванию. Замеряется прибором ВБР-2. Замеряют продолжительность истечения 500 см³ раствора из залитых 700 см³. Водное число 15 сек… Стандартная вязкость 25 сек, Рис. 8.1. Прибор ВБР-2

Рис. 8.1. Вискозиметр бурового раствора ВБР-2

Удельный вес (γ). — вес единицы объема бурового раствора. Определяют ареометром — АГ-1; АГ-2; АГ-3ПП, АБР-2, рычажными весами, и пикнометром, измеряется в г/см³, кг/м³. Рис. 8.2.

Рис. 8.2. Ареометр АБР-1

Водоотдача (В) — это объем фильтрата, отделившегося от бурового раствора за 30 минут. Экспресс метод: при пропускании раствора через бумажный фильтр через 7,5 мин., а полученную величину умножают на 2, при этом давление на раствор составляет 1 кгс/см². Измеряется прибором ВМ-6, Рис 8.3.

Рис. 8.3. ВМ-6

Толщина фильтрационной корки, мм — величина, характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяется толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на проницаемой перегородке при определении показателя фильтрации. Определяется с помощью линейки.

Рис 8.4. Отстойник ОМ-2

Удельное электрическое сопротивление (ρ0, Ом*м) — величина, определяемая сопротивлением бурового раствора проходящему через него току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора.

Для измерения используется резистивиметр РВ-1.

Содержание песка характеризует степень загрязнения бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минералогического состава.

Песком (П,%) считают все грубодисперсные частицы независимо от их происхождения (в том числе комочки нераспустившейся глины).

Отмытым песком (ОП,%) являются собственно песчаные частицы, неспособные размокать (распускаться) в воде.

Для определения содержания песка используется металлический отстойник ОМ-2.

Общее содержание песка определяют по формуле: N = 2V0,

Где N — общее содержание песка, %;

Vo — общий объем осадка, выпавший за 1 минуту, см³;

2 — коэффициент для выражения результатов в %.

Наиболее удобен для работы комплект для определения содержания песка ф. FANN.

Рис. 8.5. СНС-2

Статическое напряжение сдвига (θ1/10). — это наибольшие касательные напряжения, возникающие на стенке внутреннего цилиндра, погруженного в буровой раствор вращающегося со скоростью 0,2 об/мин. Характеризует прочность тиксотронной структуры за 1 мин и за 10 мин, измеряется мгс/см² на приборе СНС-2, Рис. 8.5.

Концентрация водородных ионов — рН-водородный показатель. рН-7 — среда нейтральная, рН<7 — кислая, рН>7 — щелочная. Измеряется индикаторной бумагой по цвету.

Динамическое напряжение сдвига — τ₀ измеряется в ДПа на ротационном вязкозиметре, раствор в движении набирает структуру постоянно, с меньшими значениями чем в статике. Физический смысл — величина усилия разрушения структуры раствора в движении. Динамическое напряжение сдвига (τ₀), дПа — это условная величина, характеризующая прочность структурной сетки, не зависит от давления прокачки и увеличивается с ростом вязкостного сопротивления. Измеряется с помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. τ₀ зависит от присутствия коллоидных глин и от загрязнения раствора неорганическими солями.

Пластическая вязкость — ή измеряется в МПахс на ротационном вязкозиметре. В отличие от других параметров раствора используются при гидравлических расчетах. Физический смысл — величина трения между частицами раствора в движении. Измеряется с помощью ротационных вискозиметров ВСН-3; ВСН-2М, ф. FANN. Она не имеет определенного физического смысла, ее нельзя непосредственно измерить с помощью приборов, определяют расчетным путем. Пластическая вязкость зависит от вязкости дисперсионной среды и суммарного объема твёрдой фазы.

Оптимальное соотношение этих величин следующее: Кр = τ0 / ή = 0,33–0,5

При Кр<0,33 — раствор нестабильный, в утяжеленных растворах может выпадать утяжелитель.

При Кр>0,5 — у раствора тяжелая реология, давление на насосах будет завышенное. [60]

Условная величина силы трения. При СПО движению бурильных противодействуют различные силы, в том числе силы трения о стенки скважины. И от того какая корка образовалась в результате фильтрации на стенке скважины, зависит величина силы трения. Прибор КТК-2 предназначен для определения коэффициента трения фильтрационной корки бурового раствора непосредственно на буровой, измеряется в %. Рис. 8.6.

Рис. 8.6. КТК-2

Содержание ионов калия в фильтрате растворов, можно измерять при помощи индикаторных полосок.

§ 34. Типы буровых растворов

Условно промывочные жидкости можно разделить на:

1. Естественные растворы, необработанные;

2. Растворы на пресной воде (NaCl < 1 %, Ca + <120 м²/л); обработанные фосфатами Н<8,5); обработанные каустиком (рН = 8,5–10,5); с высоким рН (рН = 12–13);

3. Растворы на соляной воде: солоноватая вода; морская вода (NaCl~ 3,5 %); соленасыщенная вода.

4. Кальциевые, малоизвестковые; высокоизвестковые; гипсовые; хлоркальциевые, калиевые и его разновидности;

5. Растворы с низким содержанием твердой фазы, менее 7 %;

6. Нефтеимульсионные растворы с 15 % нефти;

7. Обратные имульсии (инвертные) от 20 до 70 % воды в нефти;

8. Растворы на нефтяной основе;

9. Гидрогель-магниевые растворы;

10. Полимерные растворы.

Все жидкости, не подчиняющиеся закону Шведова — Бингама т. е. не обладающие постоянной вязкостью, называются неньютоновскими. [9]

К жидкостям, поведение которых можно описать при помощи модели Шведова-Бингама, относятся суспензии (в эту категорию входит большинство буровых и тампонажных растворов), масляные краски, некоторые смазки, фармацевтические препараты, пищевые продукты и т. д.

Как правило, вязкость (ή) уменьшается с увеличением напряжения или скорости деформации, вещества разжижаются, становятся более подвижными. Это объясняется выравниванием, ориентированием взвешенных не симметричных твердых частиц суспензий или развертыванием цепей полимеров таким образом, что течению оказывается минимальное сопротивление. Среды, для которых характерны кривые течения, проходящие через начало координат, называются псевдопластичными.

Реже встречаются жидкости, вязкость которых увеличивается с повышением скорости деформации. Это объясняется разрушением агрегатов твердых частиц, ориентация которых в состоянии покоя направлена на уменьшение пустот между ними, а так же увеличение «пористости» суспензии, часть жидкости перемещается в образовавшиеся пустоты и между частицами начинает появляется так называемое сухое трение, смазка оказывается недостаточной и трение увеличивается. Такой процесс наблюдается в системах с высокой концентрацией твердой фазы и в грубых дисперсиях: водных суспензиях с высокой концентрацией барита, мелколлоидальной глины, слюды, металлических окислов и др. Эти вещества называются дилатантными. [81]

Конец ознакомительного фрагмента.