содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10    ..

§ 2. ВЛИЯНИЕ ПЛОТНОСТИ И СОДЕРЖАНИЯ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ

Опыт проводки глубоких скважин с промывкой буровыми растворами с высоким содержанием твердой фазы показывает, что при этом наблюдается снижение механических скоростей бурения и проходки на долото. Высокое содержание твердой фазы и особенно глинистых частиц в растворе, накопление выбуренной породы на забое приводят к снижению проходок на долото в 2 раза и более [2].

Повышению плотности буровых растворов и содержания в них твердой фазы в значительной мере способствовали условия бурения глубоких скважин. По мере углубления на стенках скважины возникали напряжения, которые приводили к осыпям и обвалам, обусловленным разностью горного и гидростатического давлений. Поэтому с целью повышения устойчивости стенок скважин, предупреждения обвалов и осыпей пород, выбросов и фонтанов нефти и газа буровые растворы утяжеляли глинистым материалом, баритом, гематитом и выбуренной породой до получения необходимой плотности.

Повышение плотности буровых растворов обеспечивало требуемое гидростатическое давление в стволе и способствовало предупреждению осложнений в процессе бурения глубоких скважин. Однако одновременно с этим резко снижались технико-экономические показатели бурения. Особенно это было заметно при переходе с промывки технической водой на глинистые растворы, содержащие до 40% глинистой фазы. Накопление выбуренной породы в буровом растворе, утяжеление его баритом, гематитом и другими утяжеляющими материалами повышает абразивность и износ бурового оборудования, обсадных и бурильных труб и долот. Снижение долговечности работы бурового оборудования также сказывается на экономике бурения и расходе материалов на строительство глубоких скважин.

Другим фактором, требующим повышения гидростатического давления в скважине, являются аномально высокие пластовые давления вод, нефти и газа, которые при недостаточном противодавлении могут привести к выбросам, открытым фонтанам и т. д. Эти и ряд других факторов, касающихся технологии строительства глубоких и сверхглубоких скважин, вызывают необходимость повышения плотности буровых растворов до требуемых величин, предусмотренных режимом бурения скважины. Повышение плотности бурового раствора обычно достигается добавками в него глины, мела, утяжелителя и других материалов. Добавками грубодисперсных, тяжелых глин удается получить раствор плотностью 1,36—1,45 г/см3, но при этом он густеет, повышаются его вязкость и структурно-механические показатели. Такие системы растворов следует обрабатывать понизителями вязкости. Для этих целей чаще всего применяют барит, гематит и другие специальные утяжеляющие материалы.

При повышении плотности буровых растворов технические показатели бурения снижаются. Известно, что твердость пород заметно возрастает при действии на забой гидростатического давления до 100—150 кгс/см2 [2]. Особенно велико влияние гидростатического давления на буримость рыхлых, глинистых и пластичных пород: это влияние прекращается при достижении давления 350 кгс/см2 [2]. Повышение гидростатического давления в стволе скважины вызывает высокие перепады давления, которые приводят к фильтрации водной фазы бурового раствора в проницаемые пласты. Попадание глинистой фазы бурового раствора в проницаемые пласты вызывает его кольматаж (глинизация), который затрудняет в дальнейшем освоение газопефтяных отложений.

Однако уже сейчас можно оценить влияние гидростатического давления на технические показатели бурения. Так, Л. Пэйн и В. Чипендаль считают, что с повышением гидростатического давления в скважине увеличивается прочность пород и снижается их буримость.

Однако снижение буримости трудно оценить из-за многих одновременно действующих других факторов технического и технологического порядка, таких как сработка вооружения долота, пульсация осевой нагрузки, влияние волновых эффектов, возбуждаемых долотом и компоновкой бурильного инструмента, и т. д.

Влияние нагрузки на долото и скорости его вращения может быть определено или специальными приборами, или в процессе бурения в режиме постоянного сохранения гидравлических факторов и очистки забоя.

На рис. 1 показана зависимость механической скорости бурения от нагрузки на долото при бурении роторным способом. Из рис. 1 следует, что в зависимости от гидравлической мощности на долоте и создаваемой на него нагрузки резко меняется скорость бурения. Эти характеристики процесса бурения взаимосвязаны между собой и показывают, что с увеличением нагрузки гидравлическая мощность на долоте может быть снижена до 100 л. с. (кривая 1). По мере снижения нагрузки на долото для обеспечения роста проходки необходимо увеличивать гидравлическую мощность на буровых насосах (кривые 2, 3).

Известно, что на практике не всегда можно повысить гидравлическую мощность на долоте до 200—300 л. с., поэтому легче изменять нагрузку на долото. Однако с повышением гидравлической мощности на долоте от 100 до 300 л. с. механическая скорость бурения снижается по мере увеличения нагрузки на долото, что свидетельствует о возникновении высокого перепада давления, создаваемого буровым раствором и флюидом пласта и вызывающего ухудшение очистки от выбуренной породы, накопление ее на забое и снижение механической скорости бурения.

Однако не только эти причины могут снизить показатели бурения. Физико-механические свойства горных пород также влияют на механическую скорость бурения. На рис. 2 показана зависимость механической скорости бурения от твердости пород [3], из которой следует, что как для пород барремской и готеривской свит (кривая 1), так и для пород валанжинской свиты (кривая 2) по мере увеличения твердости пород механическая скорость бурения снижается в 1,5—2 раза.
 

Пластичность горных пород также влияет на их буримость.

На рис. 3 показано снижение механической скорости бурения для тех же отложений, что и на рис. 2, в зависимости от коэффициента пластичности. Из этих данных следует, что увеличение пластичности горных пород резко снижает их буримость, оцениваемую по механической скорости бурения [3 ].

В связи с этим при проектировании и прогнозе показателей бурения следует учитывать изменение физико-механических свойств пород, а также влияние бурового раствора на сохранение прочностных свойств пород или же переход их в пластическое состояние; это весьма характерно для взаимодействия глинистых отложений с буровыми растворами на водной основе, когда увлажнение глин приводит к потере устойчивости стенок скважины [4].

Влияние гидростатического давления на буримость пород показано на рис. 4 [70]. Из этого рисунка следует, что повышение гидростатического давления на забой снижает механическую скорость бурения. Наибольшее снижение буримости характерно для глинистых пород (кривые 1, 2, 3) и значительно в меньшей степени для песчаника (кривая 5), известняка (кривая 4), базальта (кривая 6) и доломита (кривая 7).
Приведенные результаты показывают, что с увеличением гидростатического давления в скважине (а это эквивалентно повышению плотности бурового раствора) до 350 кгс/см2 для большинства пород наблюдается снижение буримости; при достижении гидростатического давления порядка 280—350 кгс/см2 изменение буримости уже незначительно как для глин, так и для твердых пород [70].

Эти данные свидетельствуют о том, что при бурении скважин необходимо строго подходить к выбору гидростатического давления, а следовательно, и плотности бурового раствора. Завышение плотности бурового раствора более, чем это предусмотрено условиями бурения, приводит к резкому снижению буримости горных пород и технических показателей бурения. Подтверждением этого может служить обобщенная кривая, приведенная на рис. 5 и характеризующая относительное увеличение буримости пород по приросту механической скорости бурения в зависимости от плотности бурового раствора [70].

 Из рис. 5 видно, что буримость пород и технические показатели бурения можно повысить применением в качестве промывочной жидкости пен (участок 1), аэрированных (псевдоожиженных) буровых растворов (участок I—2), полимерных растворов с низким содержанием твердой фазы (участок 2—3). Повышение содержания твердой фазы в буровом растворе до плотности 1,10—1,20 г/см3 (участок 3—4) снижает буримость пород и при плотности, равной 1,30—1,40 г/см3, соответствующей примерно 30—40% глины в буровом растворе, достигается максимальное снижение относительной скорости бурения (участок 4—5).

Таким образом, буримость горных пород увеличивается при использовании пен, аэрированных и полимерглинистых буровых растворов с малым содержанием твердой фазы. Такие системы растворов перспективны с точки зрения повышения резервов увеличения скоростей бурения нефтяных и газовых скважин. Повышение содержания твердой фазы и плотности бурового раствора создает условия не только для кольматажа (глинизации) порового пространства проницаемых пород, но и способствуют повышению перепада давления на забое.

На рис. 6 показана зависимость скорости бурения от действующего перепада давления на забое [70], из которой следует, что по мере роста перепада давления буримость как глинистых, так и песчаных пород уменьшается. Кратное увеличение механических скоростей бурения достигается при сбалансированном бурении, когда гидростатическое и пластовое давления уравновешены, что на рис. 6 соответствует перепаду давления, равному нулю. Для обеспечения таких условий бурения могут быть использованы газообразные агенты, пены, аэрированные жидкости, безглинистые и малоглинистые полимерные растворы, инвертные эмульсии, а также растворы на нефтяной основе (РНО, ИБР) и др.

В последнее время началось бурение скважин при отрицательном перепаде давления на забое, когда в стволе скважины поддерживается такое гидростатическое давление, которое заведомо ниже порового давления флюидов разбуриваемого пласта. Для осуществления таких условий бурения могут быть использованы пены, аэрированные системы, безглинистые полимерные растворы, а также растворы на углеводородной основе. Лабораторные исследования Н. А. Колесникова и К- М. Шашкоиа  показали (рис. 7) возможность бурения скважин при отрицательном перепаде давления. Кроме того, установлено, что по мере увеличения отрицательного перепада давления механическая скорость бурения линейно возрастает как при постоянной (кривая 1), так и при увеличивающейся нагрузке на долото (кривые 2, 3).

Однако такой способ повышения проходки на долото и увеличения механической скорости бурения требует герметизации устья скважины вращающимися превенторами, специальной устьевой обвязки и противовыбросового оборудования, обеспечивающих циркуляцию бурового раствора с противодавлением на устье скважины. Это усложняет применение метода, но не снижает его преимуществ. В дальнейшем при наличии необходимого устьевого и противовыбросового оборудования этот метод'найдет применение в практике бурения глубоких скважин.

Таким образом, увеличение плотности бурового] раствора и содержания в нем твердой фазы оказывает существенное влияние на процессы бурения нефтяных и газовых скважин. При этом резко снижается буримость пород, возрастают абразивность и износ бурового оборудования, снижая его работоспособность и долговечность.