ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Связь свойств буровых растворов с их поведением в скважине из "Состав и свойства буровых агентов" Одной из задач, стоящих перед инженером по буровым растворам, является выявление связей между контролируемыми на поверхности параметрами и поведением бурового раствора в скважине. Часто бывает трудно объяснить свои исследования тем, кто не знаком со специфической терминологией. В настоящем разделе анализируются основные свойства буровых растворов, обычно оцениваемые в связи с их фактическим поведением. Авторы надеются, что этот раздел поможет любому читателю понять отчет инженера по буровым растворам о проведенных исследованиях. Более детально этот вопрос рассматривается в главах 4—8. [c.14] Плотность — это масса единицы объема вещества. Ее выражают в фунтах на галлон, в фунтах на кубический фут или в килограммах на кубический метр, либо сравнивают с массой такого же объема пресной воды (относительная плотность). Давление, создаваемое неподвижным столбом раствора, зависит как от плотности этого раствора, так и от глубины, поэтому плотность удобно выражать в фунтах на квадратный дюйм на фут или в килограммах на квадратный сантиметр на метр. (Соотношения между различными единицами измерения, использованными в книге, приведены в приложении). [c.15] Для того чтобы предотвратить приток пластовых флюидов в скважину и образовать на стенках ее ствола тонкую фильтрационную корку низкой проницаемости, давление столба бурового раствора должно превышать поровое давление (давление, создаваемое флюидами в порах пласта) как минимум на 1,4 МПа. На значение норового давления влияют глубина залегания пласта, плотность пластовых флюидов и геологические условия. В зависимости от геологических условий выделяют пласты с нормальным давлением, которые имеют несущий твердый скелет (в этом случае поровое давление зависит только от веса флюидов в вышележащих породах), и пласты с аномально высоким давлением, которые уплотнены не полностью и потому не имеют несущего твердого скелета (в этом случае поровые флюиды воспринимают полный вес или часть веса перекрывающих осадочных пород, а также вес находящихся в этих породах флюидов). Градиенты гидростатического давления пластовых флюидов изменяются от 9,7 до 11,8 кПа/м в зависимости от минерализации воды. [c.15] Объемная плотность частично уплотненных осадочных пород возрастает с глубиной, однако ее среднее значение принимается равным 2,3 г/см . Поэтому градиент горного (геостати-ческого или литостатического) давления составляет примерно 22,3 кПа/м, а значение порового давления в пластах с аномально высоким давлением находится где-то между значениями гидро- и геостатического градиентов давления в зависимости от степени уплотнения пород. [c.15] Давление столба бурового раствора на стенки ствола скважины, помимо удержания пластовых флюидов в пластах, помогает поддерживать устойчивость этого ствола. При наличии в разрезе пластичных пород, например каменной соли или неуплотненных глин, давление бурового раствора приобретает решающее значение для обеспечения устойчивости ствола. [c.15] В интересах безопасности естественно стремление поддерживать плотность бурового раствора на уровне, который выше фактически необходимого для удержания флюидов в пласте, но такая практика имеет ряд существенных недостатков. Прежде всего, чрезмерная плотность бурового раствора может привести к такому повышению давления на стенки ствола скважины, что под действием растягивающих нагрузок ствол разрушится. Такое разрушение известно под названием гидравлического разрыва пласта. [c.16] При таком гидравлическом разрыве пласта буровой раствор уходит в образующуюся трещину, а его уровень в кольцевом пространстве снижается до тех пор, пока не будет достигнуто положение равновесия. Проблема поддержания плотности бурового раствора достаточно высокой для удержания флюидов в пласте, но не настолько высокой, чтобы вызвать гидравлический разрыв, становится особенно острой, когда одновременно остаются необсаженными интервалы, в которых присутствуют пласты с нормальным и аномально высоким давлением. В таких ситуациях обычно приходится спускать обсадную колонну для разобщения этих двух интервалов. Разработано несколько методов прогнозирования существования в разрезе зон с аномально высоким давлением. Знание ожидаемых пластовых давлений и градиентов давления разрыва пород обычно позволяет установить обсадную колонну точно на нужную глубину и тем самым сократить число осложнений в скважинах. [c.16] Другим недостатком поддержания избыточной плотности бурового раствора является ее отрицательное влияние на скорость проходки механическую скорость бурения). Лабораторные эксперименты и промысловый опыт свидетельствуют о том, что механическая скорость бурения снижается вследствие избыточного давления столба бурового раствора (разность давлений в буровом растворе и в поровом пространстве пород при бурении в проницаемых породах) и вследствие абсолютного давления столба бурового раствора при бурении в породах очень низкой проницаемости. Высокое избыточное давление повышает также опасность прихвата бурильной колонны (см. главу 9). [c.16] Реологические и фильтрационные свойства бурового раствора зависят от размера, формы и молекулярного строения взвешенных в нем частиц. По размеру эти частицы удобно разделить на три группы 1) коллоиды размером от 0,05 до 1 мкм, придающие раствору вязкостные и фильтрационные свойства 2) илы и барит (иногда называемые инертной твердой фазой) размером от 1 до 50 мкм, обеспечивающие необходимую плотность бурового раствора, но оказывающие отрицательное влияние, если повышать плотность не нужно, и 3) песок размером от 50 до 420 мкм (при использовании в вибрационном сите сетки с размером ячеек 420 мкм), который, хотя и закупоривает крупные отверстия в некоторых очень пористых пластах, в остальном оказывает лишь отрицательное воздействие в силу своей абразивности. [c.17] Своей активностью коллоидная фракция обязана в основном. очень малому размеру частиц по отношению к их массе. Благодаря большой удельной поверхности поведение частиц этой фракции определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения и отталкивания между отдельными частичками. Особенно активными коллоидами являются глинистые минералы. Это объясняется как формой (мельчайшие кристаллические пластинки или пакеты таких пластинок), так и молекулярным строением частиц, что приводит к образованию сильных отрицательных зарядов на их базальных поверхностях и положительных зарядов на ребрах. Взаимодействие между этими противоположными зарядами при низких скоростях течения сильно влияет на вязкость глинистых буровых растворов и является причиной обратимого структурообразования, когда раствор находится в состоянии покоя. [c.17] При возникновении некоторых осложнений глинистые коллоиды иногда дополняют и даже полностью заменяют органическими коллоидами. Например, если глины флокулируют под действием растворимых солей, в результате чего становится невозможным регулирование реологических и фильтрационных свойств раствора, в соленую воду или загрязненный солями буровой раствор добавляют солестойкие коллоиды (такие, как предварительно желатинизированный крахмал или целлюлозные полимеры). Целлюлозные и полиакриловые полимеры, а также полимеры из природных смол применяются в растворах с низким содержанием твердой фазы, чтобы облегчить поддержание устойчивости ствола скважины и свести к минимуму диспергирование выбуренной породы буровым раствором. Полимеры состоят из длинных цепочек повторяющихся групп, которые адсорбируются на поверхностях частиц шлама, защищая их от. разрушения. Эти полимеры обладают вязкостными свойствами главным образом благодаря механическому взаимодействию между цепями, при котором не происходит структурообразования (за исключением полимеров, между цепочками которых образуются поперечные связи в результате химического воздействия). [c.19] Коллоидной фракцией одного из буровых растворов на углеводородной основе является битум. В другом типе такого раствора (известного под названием инвертной эмульсии) вязкостные и фильтрационные свойства обеспечиваются активным эмульгированием значительной части воды. Структурообразования можно добиться добавлением глин, обработанных ПАВ с целью их диспергирования в углеводородной фазе. Если при этом необходимо получить улучшенные фильтрационные свойства, можно добавить аналогично обработанный лигнит. [c.19] График зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига известен под названием графика консистенции. Для жидкостей, которые не содержат частиц размером больше молекулы (например, растворы солей, нефть, глицерин), графики консистенции представляют собой прямые линии, проходящие через начало координат. Такие жидкости называются ньютоновскими, так как их поведение подчиняется законам, выведенным Исааком Ньютоном. Вязкость ньютоновской жидкости определяется наклоном графика ее консистенции (рис. 1.3). Так как вязкость ньютоновской жидкости не зависит от скорости сдвига, эта вязкость, измеренная при какой-то одной скорости сдвига, может быть использована в гидравлических расчетах для течений с любой другой скоростью. [c.21] Напряжение сдвига = К (скорость сдвига) . [c.22] Параметр К является мерой консистенции-, чем больше значение К, тем большую вязкость имеет жидкость. Параметр п называется показателем нелинейности. Его можно считать мерой снижения эффективной вязкости с увеличением скорости сдвига чем меньше п, тем больше снижается эффективная вязкость. Если п=, то раствор ведет себя как ньютоновская жидкость и параметр К равен вязкости. [c.22] Большинство буровых растворов ведут себя как жидкости, являющиеся чем-то средним между бингамовской пластичной жидкостью и жидкостью, подчиняющейся степенному закону. В результате действия сил между частицами при низких скоростях сдвига /г и /С не постоянны. Буровые растворы имеют довольно неопределенное значение предельного динамического напряжения сдвига, которое меньше получаемых путем экстраполяции значений напряжения сдвига, измеренных при высоких скоростях сдвига. [c.22] Турбулентное течение. Течение в трубе перейдет из ламинарного в турбулентное, когда скорость потока превысит определенное критическое значение. Вместо плавного скольжения слоев воды друг относительно друга в потоке возникают локальные изменения скорости и направления перемещения частичек при сохранении общего направления течения параллельно оси трубы. Ламинарный поток можно сравнить с рекой, плавно текущей по равнине, а турбулентный — со стремнинами, когда взаимодействие потока с неровностями дна вызывает образование вихрей и местных токов. [c.23] Критическая скорость, при которой происходит турбулиза-ция потока, уменьшается с увеличением диаметра трубы, с повышением плотности и с уменьшением вязкости. Она выражается безразмерным параметром, известным как число Рейнольдса. Для большинства буровых растворов критическое значение числа Рейнольдса лежит между 2000 и 3000. [c.23] Потери давления жидкости при ее турбулентном течении в трубе конкретной длины зависят от инерциальных факторов, на них мало влияет вязкость жидкости. Потери давления возрастают пропорционально квадрату скорости с увеличением плотности и безразмерного параметра, известного под названием коэффициента трения Фэннинга, который является функцией числа Рейнольдса и шероховатости стенки трубы. [c.23] Вернуться к основной статье