Технологические функции бурового раствора

ВВЕДЕНИЕ

 

Рост технологических показателей глубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.

 

Под технологическими свойствами буровых растворов следует понимать влияние промывочных средств на буримость горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола и забоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами, снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте с глинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов, содержащих нефть и газ.

 

Технологические свойства буровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.

 

Понятие «буровые растворы» охватывает широкий круг жидких, суспензионных, аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства. Термин «буровой раствор» стали применять

вместо его синонимов – «глинистый раствор», «промывочный раствор», «промывочная жидкость».

 

Тампонажные растворы применяются при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способны превращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качестве вяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтому в учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином «цементирование скважин».

 

Цементирование скважин - наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущей работы, вплоть до потери скважины. Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов. Оно приводит к перетокам нефти и газа в другие пласты, имеющие меньшее давление, обводнению продуктивных горизонтов.

 

Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажных растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.

 

Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.

 

 

Часть 1 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

 

 

Технологические функции бурового раствора

 

 

Буровой раствор в процессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

 

Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважины, поэтому функции называются технологическими.

 

1 Гидродинамические функции осуществляются потоком раствора в скважине и заключаются в следующем:

 

- в выносе выбуренной породы (шлама) из скважины;

 

- в переносе энергии от насосов к забойным двигателям (турбобурам);

 

- в размыве породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

 

- в охлаждении долота в процессе бурения.

 

2 Гидростатические функции осуществляются покоящимся буровым раствором. К этой группе функций относятся:

 

- создание гидростатического равновесия в системе ствол скважины - пласт;

 

- удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции бурового раствора;

 

- создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированными или пластичными породами;

 

- уменьшение нагрузки на талевую систему.

 

3 Функции, связанные с процессом коркообразования

 

Буровой раствор, представляющий собой тонкую взвесь коллоидных частиц (твердой фазы) в жидкой среде, в процессе движения в пласт образует на его поверхности и в порах фильтрационную корку, препятствующую или замедляющую дальнейшее поступление раствора. Этот процесс разделения жидкой и твердой фаз, в результате чего происходит кольматация (закупоривание) стенок скважины, называется фильтрацией. К этой группе функций относятся:

 

- уменьшение проницаемости пористых стенок скважины;

 

- сохранение или усиление связности слабосцементированных пород;

 

- уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин.

 

4 Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называть химической обработкой. К этим функциям относятся:

 

- сохранение связности пород, образующих стенки скважины;

 

- предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;

 

- сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

 

- сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;

 

- улучшение буримости твердых пород.

 

К прочим функциям бурового раствора относятся:

 

- установление геологического разреза скважины (по составу шлама);

 

- сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.

 

Коллоидно-химические свойства буровых растворов

 

Буровые растворы представляют собой физико-химические системы, состоящие из двух или более фаз. Однофазные системы из двух или более веществ, не имеющие между компонентами поверхности раздела, называются гомогенными (истинные растворы). Системы, между фазами которых существуют реальные поверхности раздела, называются гетерогенными. К ним относится большинство буровых и тампонажных растворов.

 

Дисперсной фазой дисперсионной системы называется вещество, мелко раздробленной и равномерно распределенное в другом веществе, получившем название дисперсионной среды. И фаза, и среда могут быть твердыми, жидкими и газообразными. Буровые и тампонажные растворы относятся к полидисперсным системам, т.е. имеющим частицы дисперсной фазы различных размеров.

 

Степень дисперсности частиц характеризуется дисперсностью, Д -величиной, обратной поперечному размеру частицы, d (см-1). Чем выше дисперсность, тем больше общая поверхность раздела фаз.

 

По степени дисперсности системы делятся на высокодисперсные (коллоидные) и грубодисперсные. Размер коллоидных частиц находится в пределах 1х10-5 - 1х10-8 см.

 

Из грубодисперсных систем в качестве бурового раствора применяют суспензии, эмульсии и аэрированные жидкости.

 

Суспензии – мутные жидкости с находящимися в них во взвешенном состоянии частицами твердого вещества. Эти частицы под влиянием силы тяжести оседают, т.е. седиментируют.

 

Эмульсии – многофазные жидкие системы, в которых в одной жидкости находятся во взвешенном состоянии мельчайшие капельки другой жидкости. Эти системы неустойчивые. Эмульсии могут существовать только при наличии ПАВ - поверхностно-активных веществ (эмульгаторов). Они разрушаются в результате процесса коалисценции, т.е. укрупнения частиц дисперсной фазы при слиянии между собой.

 

Аэрированной жидкостью называют многофазную систему, содержащую дисперсную фазу в виде пузырьков воздуха. Если воздух играет роль среды, то такие жидкости называются пенами.

 

 

Очистная система буровой

 

Очистная система входит в состав циркуляционной системы и предназначена для удаления выбуренной породы (шлама) из раствора. Очистная система состоит из желоба (естественный метод очистки), вибросит (механический метод очистки), пескоотделителя, илоотделителя и центрифуги (гидравлический метод очистки).

 

Твердые частицы в буровом растворе делятся на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2-80 мкм) и пески (более 80 мкм).

 

Песко- и илоотделители представляют собой гидроциклонные установки. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачке через него жидкости.

 

 

Утилизация отходов бурения

 

Отходы бурения (ОБ) – это буровые сточные воды (БСВ), отработанные буровые растворы (ОБР) и буровой шлам (БШ).

 

Отработанным буровым раствором называется раствор, полученный после окончания цикла строительства скважины или ее части. ОБР образуются в результате наработки раствора при разбуривании интервалов, сложенных глинистыми породами, смены одного типа раствора на другой, а также при ликвидации аварий и осложнений.

 

ОБР, отвечающие определенным требованиям, могут быть повторно использованы для бурения другой скважины.

 

Отходы бурения собираются в двух амбарах (для пресных и соленасыщенных отходов) на территории буровой площадки. Амбары выстилаются полиэтиленовой пленкой. Тяжелая фракция отходов оседает на дне амбара. Для изменения дисперсного состава твердой фазы БСВ и ОБР используются реагенты, которые вызывают агрегацию мельчайших частиц твердой фазы с последующим механическим разделением на жидкую и твердую фазы. Для этой цели используется метод реагентной коагуляции. В качестве коагулянтов используются соли поливалентных металлов (сернокислые алюминий, железо). Замещение обменных одновалентных катионов поливалентными уменьшает число частиц размерами 5 мкм и увеличивает число частиц размером боле 5 мкм.

 

В качестве флокулянтов используют полимеры (Седипур, Поли-кем, полиакриламид), обработка которыми в 3-4 раза увеличивает число частиц размером более 20 мкм.

 

После проведения реагентной коагуляции и отстаивания осветленная часть (если химический анализ отвечает требованиям безопасного сброса) сбрасывается на территории буровой, используется для других технологических целей или утилизируется.

 

Осадок после откачки осветленной части обрабатывается загущающим (доломитом) и отверждающим (цементным раствором) составами и захоранивается. Ликвидация шламовых амбаров – это засыпка обезвреженных масс слоем минерального грунта и плодородной почвы.

 

 

Требования к тампонажному раствору

1 Технического характера:

 

- хорошая текучесть;

 

- способность проникать в любые поры и микротрещины;

 

- отсутствие седиментации;

 

- хорошая сцепляемость с обсадными трубами и горными породами;

 

- восприимчивость к обработке с целью регулирования свойств;

 

- отсутствие взаимодействия с тампонируемыми породами и пластовыми водами;

 

- устойчивость к размывающему действию подземных вод;

 

- стабильность при повышенных температуре и давлении;

 

- отсутствие усадки с образованием трещин при твердении.

 

2 Технологического характера:

 

- хорошая прокачиваемость буровыми насосами;

 

- небольшие сопротивления при движении;

 

- малая чувствительность к перемешиванию;

 

- возможность комбинирования с другим раствором;

 

- хорошая смываемость с технологического оборудования;

 

- легкая разбуриваемость камня.

 

 

3 Экономического характера:

 

- сырье должно быть недефицитным и недорогим;

 

- не влиять отрицательно на окружающую среду.

 

 

Требования к тампонажному камню

 

1. Достаточная механическая прочность.

 

2. Непроницаемость для бурового раствора, пластовых вод и газа.

 

3. Стойкость к коррозионному воздействию пластовых вод.

 

4. Температурная стойкость.

 

5. Сохранение объема при твердении и упрочнении.

 

6. Минимальная экзотермия.

 

Уровень требований к параметрам зависит от цели тампонирования.

 

Измеряемые характеристики тампонажного камня:

 

- прочность на изгиб и сжатие;

 

- проницаемость;

 

- коррозионные свойства;

 

- объемные изменения при твердении.

 

 

Тампонажный портландцемент

 

Тампонажный портландцемент представляет собой разновидность силикатного цемента. Основная часть – клинкер, который получают обжигом смеси известняка и глины до спекания при температуре 1450 0С.

 

Известь при обжиге дает окись кальция. Глина является источником окиси кремния (кремнезема), окиси алюминия (глинозема) и окиси железа.

 

При помоле к клинкеру добавляют 3-6 % гипса и вводят 10-14 % минеральных добавок. Они улучшают некоторые свойства раствора и камня, а также экономят дорогостоящий клинкер.

 

При обжиге клинкера окиси взаимодействуют друг с другом, образуя искусственные минералы.

 

Основные минералы портландцемента:

 

· алит – трехкальциевый силикат- 3 СаО* Si О2;

 

· белит – двухкальциевый силикат- 2СаО* SiО2;

 

· трехкальциевый алюминат – 3СаО*А12О3;

 

· целит -четырехкальциевый алюмоферрит- 4СаО*А12О3*Fе2О3.

 

 

Образование цементного камня

 

Оно связано с образованием трехкальциевого гидроалюмината. Процесс условно происходит в два этапа. В начальный момент затворения он интенсивно взаимодействует с водой. Мельчайшие частицы растворяются, более крупные гидратируются с растворением вещества поверхности. Затем происходит период замедления этих реакций. В это время цементный раствор – это пластическая масса. На поверхности частичек образуются сольватные оболочки и положительные электрические заряды. Между ними возникают силы отталкивания.

 

Наряду с этим зерна цемента в массе раствора настолько сконцентрированы, что между ними возникают силы взаимного притяжения. Так как на острых краях цементных зерен толщина сольватных оболочек меньше, чем на остальных участках поверхности, то плотность электирического заряда здесь меньше, следовательно, меньше сила отталкивания. Одновременно, в результате химического взаимодействия составляющих цемента, появляются гидратные новообразования. В системе образуется коагуляционная структура. Завершается первый этап (индукционный).

 

К этому времени пластическая прочность низка, темп нарастания ее медленный и зависит от связывания вод, степени дисперсности цемента в воде и накапливания гидратных новообразований. Такая система тиксотропна, связи между частицами в ней обеспечиваются через гидратные оболочки и поэтому слабы. После механического разрушения системы связи восстанавливаются. Разрушение структуры при перемешивании не приводит к необратимым последствиям.

 

Второй этап характеризуется возникновением и развитием кристаллизационной структуры трехкальциевого гидроалюмината. Поверхность и объем частиц увеличивается настолько, что возникают молекулярные связи между ними. Этот процесс сопровождается интенсивным нарастанием прочности структуры. Связь между частицами очень прочная и характер разрушения необратим, т.е. разрушение приводит к уничтожению контактов срастания и резкому снижению прочности. Если перемешать раствор в поздний период твердения, то тампонажный камень может не образоваться.

 

Длительность каждого этапа и скорость перехода первого во второй обусловлены скоростью накопления гидратных новообразований, которая зависит от В/Ц, качества цемента и воды затворения, наличия добавок и реагентов, условий приготовления и цементирования.

 

При постоянном перемешивании происходит непрерывное разрушение образующейся структуры с увеличением концентрации мельчайших частиц продуктов гидратации. Это интенсифицирует процесс структурообразования. В результате сопротивление перемешиванию возрастает и в некоторый момент происходит лавинообразное нарастание сопротивления.

 

Время от затворения до этого момента называется временем загустевания цементного раствора.

 

Превращение цементного раствора в камень сопровождается контракцией – сокращением суммарного объема цемента и воды в процессе гидратации. Это обусловлено перестройкой кристаллических решеток исходных минералов клинкера из атомных в молекулярные при их гидратации. Внешне контракция проявляется поглощением воды или газа, находящейся в контакте с твердеющим цементным раствором. При полной гидратации цементных зерен поглощение прекратится. Максимально количество поглощенной воды составляет 7-9 мл на 100 г и зависит от активности цемента.

 

 

Деформации цементного камня

 

При неограниченном поступлении воды извне в поровое пространство цементного камня в процессе твердения наблюдается некоторое увеличение внешнего объема, называемое набуханием.

 

Опорожнение пор цементного камня приводит к уменьшению объема камня, называемому усадкой. Усадка связана с капиллярными явлениями, сжатием слоистых минералов при удалении межслоевой воды.

 

Самопроизвольное расширение – увеличение внешнего объема цементного камня, превышающее по величине естественное набухание. Для тампонажных цементов усадка нежелательна, а определенное увеличение объема при затвердевании весьма полезно. Для получения расширения необходимо создать условия, способствующие возникновению дезориентированных напряжений, которые способны вызвать равномерную раздвижку элементов структуры цементного камня. Для создания собственных напряжений в состав цемента вводят расширяющие добавки, которые, участвуя в химических реакциях с водой, веществом цементного камня или между собой, вызывают образование и рост кристаллов в порах структуры камня. Кристаллизационное давление роста этих кристаллов и вызывает раздвижку элементов структуры цементного камня.

 

Многие расширяющие цементы содержат добавки, из которых в порах цементного камня образуется эттрингит. Этот минерал, образуясь в процессе коррозии, вызывает разрушение камня. Когда же эту реакцию используют для получения управляемого процесса расширения, то расширяющую добавку диспергируют и равномерно распределяют в цементном порошке. Расширяющая добавка – смесь сульфата кальция, алюмината кальция и гидроксида кальция (гидросульфоалюминат кальция) – это и есть эттрингит.

 

 

Качество цементирования

 

 

После затвердевания цементного раствора проверяют качество цементирования: фактическую высоту подъема цементного раствора за колонной, полноту вытеснения бурового раствора цементным раствором и герметичность обсадной колонны.

 

Верхнюю границу цементного раствора определяют с помощью электротермометра. При схватывании происходят реакции гидратации с выделением тепла. Наибольшее количество тепла выделяется при схватывании и твердении цементного раствора в течение 5-10 часов после его затворения.

 

В настоящее время для оценки качества сцепления цементного камня с колонной и стенками скважины, а также полноты замещения бурового раствора тампонажным широко применяется метод акустического каротажа (АКЦ). Он заключается в том, что амплитуда колебаний части обсадной колонны, не закрепленной цементным камнем, при испытании акустическим зондом значительно больше по сравнению с зацементированной колонной.

 

Буферные жидкости

 

Буферной жидкостью называется промежуточная жидкость, разделяющая буровой и тампонажный растворы в процессе цементирования.

 

Основное предназначение – предотвращение смешивания, а также повышение степени замещения бурового раствора цементным и очищение стенок скважины.

 

Универсальных буферных жидкостей нет. Лучшей вытесняющей способностью обладают жидкости более высокой вязкости и плотности, чем у вытесняемой. Для удаления остатков бурового раствора со стенок и каверн она должна обладать высокой вытесняющей способностью и физико-химической активностью.

 

Требования к буферной жидкости:

 

· не должна резко ухудшать свойства контактирующих жидкостей;

 

· вязкость и плотность буферной жидкости должны быть средними между аналогичными параметрами разобщающих жидкостей;

 

· для разделения растворов на водной основе нельзя применять буферную жидкость на углеводородной основе.

 

Объем выбирают с расчетом, чтобы не происходило перемешивание БР и ТР. Минимальный объем достаточен, если высота столба буферной жидкости в кольцевом пространстве будет не менее 100-150 м.

 

Вода, как буферная жидкость, обладает хорошими моющими свойствами. Ее можно применять при цементировании скважин, пробуренных в устойчивых породах, не подверженных набуханию и осыпанию. В воде могут растворять ПАВ – сульфонол, дисольван, а также ССБ, КМЦ, гипан и т.п. ПАВ повышает степень смыва остатков бурового раствора. Полимеры вводят для повышения вязкости.

 

Для утяжеления применяют водные растворы солей. Однако, вода не пригодна для вытеснения утяжеленных буровых растворов, при вскрытии продуктивных пластов.

 

Вязко-упругие разделители (ВУР) предназначены для достижения максимального вытеснения. К ним относятся полимерные композиции.

 

Буферные жидкости на углеводородной основе применяют только при бурении скважин на РУО (растворах на углеводородной основе).

 

 

Литература

 

 

1. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении - М.: Недра, 1976.

 

2. Городнов В.Д. Буровые растворы. - М.: Недра, 1985.

 

3. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. – М.: Недра, 1987.

 

4. Башлык С.М. и др. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям. - М.: Недра, 1982.

 

 

Экзаменационные вопросы

по дисциплине «Буровые и тампонажные растворы» для студентов дневной формы обучения специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» для группы 3Б1 и 3Б2

 

1. Технологические функции бурового раствора.
2. Гидродинамические функции бурового раствора.
3. Гидростатические функции бурового раствора.

4. Физико-химические функции бурового раствора.

5. Суспензии, эмульсии, аэрированные жидкости.

6. Флокуляция, коагуляция, пептизация.

7. Дисперсные системы.

8. Основные параметры буровых растворов.

9. Материалы для приготовления буровых растворов.

10. Химические реагенты для обработки буровых растворов – реагенты стабилизаторы.

11. Химические реагенты для обработки буровых растворов – реагент, связывающий

двухвалентные катионы.

12. Химические реагенты для обработки буровых растворов – смазочные добавки,

пеногасители.

13. Химические реагенты для обработки буровых растворов – утяжелители.

14. Выбор типа бурового раствора для бурения скважин.

15. Циркуляционная система буровой.

16. Очистная система буровой.

17. Водо, газо, -нефтепроявления.

18. Химические реагенты для обработки буровых растворов – электролиты.

19. Утилизация отходов бурения.

20. Определение плотности бурового раствора.

21. Определение условной вязкости бурового раствора.

22. Определение фильтрации бурового раствора.

23. Определение концентрации водородных ионов бурового раствора.

24. Определение статического напряжения сдвига бурового раствора.

25. Тампонажные растворы.

26. Требования к тампонажному раствору – технического характера.

27. Требования к тампонажному раствору – технологического характера.

28. Классификация тампонажных растворов.

29. Основные технологические параметры тампонажных растворов.

30. Требования к тампонажному камню.

31. Измеряемые характеристики тампонажного камня.

32. Материалы для приготовления тампонажных растворов.

33. Утяжелители для тампонажных растворов.

34. Реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов.

35. Смешение промывочных жидкостей и тампонажных растворов.

36. Тампонажный портландцемент.

37. Гипс как тампонажный материал.

38. Гидрофобные цементы.

39. Состав клинкера.

40. Регулирование свойств тампонажного раствора.

41. Определение плотности тампонажного раствора.

42. Определение сроков схватывания тампонажного раствора.

43. Определение растекаемости тампонажного раствора.

44. Определение измерения удельной насыпной массы тампонажного портландцемента.

45. Определение измерения контракции цементного камня.

46. Нефте-цементные растворы.

47. Гидрофобные цементы.

48. Полимер – и латекс-цементные растворы.

49. Загустевание цементного раствора.

50. Сроки схватывания цементных растворов.

51. Плотность тампонажного раствора.

52. Структура цементного камня.

53. Состав цемента.

54. Утяжеленные цементные растворы.

55. Гель-цементы.

56. Коррозионно-стойкие тампонажные цементы.

57. Водоотдача цементного раствора.

58. Сроки схватывания цементных растворов.

59. Замедлители сроков схватывания цементных растворов.

60. Облегченные тампонажные растворы.

 

 

БИЛЕТ № 1

Нефте-цементные растворы.

БИЛЕТ № 2

1. Гидродинамические функции бурового раствора.
2. Определение фильтрации бурового раствора.
3. Гидрофобные цементы.

БИЛЕТ № 3

Раствора

БИЛЕТ № 4

БИЛЕТ № 5

Тампонажные растворы.

БИЛЕТ № 6

Требования к тампонажному раствору – технического

Характера.

БИЛЕТ № 7

Дисперсные системы.

Требования к тампонажному раствору – технологического характера.

БИЛЕТ № 8

БИЛЕТ № 9

БИЛЕТ № 10

1. Химические реагенты для обработки буровых растворов –

Реагенты стабилизаторы

Требования к тампонажному камню.

БИЛЕТ № 11

1. Химические реагенты для обработки буровых растворов –

БИЛЕТ № 12

Структура цементного камня.

БИЛЕТ № 13

Состав цемента.

БИЛЕТ № 14

БИЛЕТ № 15

Растворов.

Гель-цементы.

БИЛЕТ № 16

Очистная система буровой.

Тампонажный портландцемент.

БИЛЕТ № 17

БИЛЕТ № 18

1. Химические реагенты для обработки буровых растворов –

Электролиты.

Гидрофобные цементы.

БИЛЕТ № 19

Утилизация отходов бурения.

Состав клинкера.

БИЛЕТ № 20

ВВЕДЕНИЕ

 

Рост технологических показателей глубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.

 

Под технологическими свойствами буровых растворов следует понимать влияние промывочных средств на буримость горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола и забоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами, снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте с глинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов, содержащих нефть и газ.

 

Технологические свойства буровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.

 

Понятие «буровые растворы» охватывает широкий круг жидких, суспензионных, аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства. Термин «буровой раствор» стали применять

вместо его синонимов – «глинистый раствор», «промывочный раствор», «промывочная жидкость».

 

Тампонажные растворы применяются при креплении обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способны превращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качестве вяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтому в учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином «цементирование скважин».

 

Цементирование скважин - наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущей работы, вплоть до потери скважины. Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов. Оно приводит к перетокам нефти и газа в другие пласты, имеющие меньшее давление, обводнению продуктивных горизонтов.

 

Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых и тампонажных растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.

 

Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.

 

 

Часть 1 БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

 

 

Технологические функции бурового раствора

 

 

Буровой раствор в процессе бурения осуществляет ряд функций, которые тем разнообразнее, чем сложнее процесс бурения: глубже скважина, неустойчивее ее стенки, выше давление газа и нефти в разбуриваемых горизонтах.

 

Процесс бурения представляет собой совокупность различных операций, определяющих технологию проходки скважины, поэтому функции называются технологическими.

 

1 Гидродинамические функции осуществляются потоком раствора в скважине и заключаются в следующем:

 

- в выносе выбуренной породы (шлама) из скважины;

 

- в переносе энергии от насосов к забойным двигателям (турбобурам);

 

- в размыве породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

 

- в охлаждении долота в процессе бурения.

 

2 Гидростатические функции осуществляются покоящимся буровым раствором. К этой группе функций относятся:

 

- создание гидростатического равновесия в системе ствол скважины - пласт;

 

- удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции бурового раствора;

 

- создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосцементированными или пластичными породами;

 

- уменьшение нагрузки на талевую систему.

 

3 Функции, связанные с процессом коркообразования

 

Буровой раствор, представляющий собой тонкую взвесь коллоидных частиц (твердой фазы) в жидкой среде, в процессе движения в пласт образует на его поверхности и в порах фильтрационную корку, препятствующую или замедляющую дальнейшее поступление раствора. Этот процесс разделения жидкой и твердой фаз, в результате чего происходит кольматация (закупоривание) стенок скважины, называется фильтрацией. К этой группе функций относятся:

 

- уменьшение проницаемости пористых стенок скважины;

 

- сохранение или усиление связности слабосцементированных пород;

 

- уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважин.

 

4 Физико-химические функции заключаются в добавлениях к буровому раствору специальных химических реагентов в процессе бурения скважины, которые принято называть химической обработкой. К этим функциям относятся:

 

- сохранение связности пород, образующих стенки скважины;

 

- предохранение бурового оборудования от коррозии и абразивного износа;

 

- сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

 

- сохранение необходимых характеристик бурового раствора в процессе бурения скважины;

 

- улучшение буримости твердых пород.

 

К прочим функциям бурового раствора относятся:

 

- установление геологического разреза скважины (по составу шлама);

 

- сохранение теплового режима многолетнемерзлых пород.