Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

курсовая работа

2.3 Промывочные жидкости

месторождение скважина нефтяной зарезка

Промывочная жидкость играет важную роль, как при бурении второго ствола, так и при вводе скважин в эксплуатацию. При вскрытии пласта основная задача заключается в том, чтобы не ухудшить проницаемость нефтесодержащих пород и не создать сопротивления продвижению нефти к забою скважины, в особенности сильно дренированных пластов.

При вращательном способе бурения в процессе разрушения на забое породы долотом должна постоянно циркулировать жидкость, которая выполняет следующие функции:

- удаляет с забоя все обломки пород, выбуриваемые долотом;

- охлаждает и смазывает трущиеся элементы долота, которые в процессе работы на забое сильно нагреваются;

- укрепляет неустойчивые породы в стенках скважин и изолирует разбуриваемые горизонты;

- оказывает противодавление напору газа, нефти и воды, находящимся в порах проходимых пород, а также тем горным породам, которые склонны к набуханию, оползанию и т.п.;

- удерживает обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в покоящейся жидкости;

- обеспечивает быстрые и качественные вскрытия и освоения продуктивных горизонтов;

- размывает на забое мягкие породы и физически - химически воздействует на твердые породы.

Кроме того, циркулирующая жидкость, выходя на поверхность должна освобождаться от выбуренной породы, допускать возможность проведения необходимых электрометрических измерений в скважинах и легко прокачиваться буровыми насосами. В то же время она не должна вызывать коррозию бурового оборудования и бурильной колонны.

В качестве промывочной жидкости применяются вода, глинистые растворы, глинисто-меловые растворы, растворы на нефтяной основе и другие.

На нефтяных и газовых месторождениях, где разрез представлен рыхлыми неустойчивыми осадочными породами, бурение скважин ведут с промывкой глинистыми растворами.

На основании современных знаний в области физикохимии глинистого раствора и представлении о роли этих растворов в процессе бурения нефтяных скважин можно установить следующие две основные его функции:

- глинизация стенок скважин;

- удержание во взвешенном состоянии выбуренных частиц породы

в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции.

Наряду с этим глинистый раствор выполняет и другие функции промывочных жидкостей, но только названные две функции обуславливают применение именно глинистого раствора в качестве промывочной жидкости при вращательном способе бурения. Остальные функции присущи не только глинистому раствору, но и другим жидкостям, которые способны выполнять эти функции в некоторых случаях даже лучше, чем глинистый раствор. Так, например, при применении воды в качестве промывочной жидкости более интенсивно охлаждается долото, так как теплоемкость глинистого раствора равна 0,6-0,7, а теплоемкость воды равна 1.

В процессе вращательного бурения происходит разрушение породы на забое и у стенок скважин. По мере углубления ствола требуется предохранять от обрушения рыхлые и неустойчивые породы в стенках скважин.

При бурении проходимые горизонты и скважину следует рассматривать как сообщающиеся системы, но сообщение, между которыми должно происходить только через забой скважины.

Стенки скважины, находящиеся вне призабойной зоны, должны изолировать ствол от пройденных горизонтов. Глинистый раствор, отлагаясь в процессе циркуляции в виде тонкой плотной корки в стенках скважины и прилегающей к ней зоне, может с успехом выполнить эту функцию. Но для этого необходимо, чтобы давление в скважине было всегда несколько больше, чем давление в горизонте, разбуриваемом в данный момент. Это основное условия нормального процесса бурения, при нарушении которого возникают осложнения, часто препятствующие углублению скважины и доведению ее до проектной глубины.

Под глинизирующей способностью глинистого раствора следует понимать упрочнение стенки скважины тонкой плотной коркой. В этом сущность процесса глинизации стенок скважин. О глинизирующей способности глинистого раствора судят по количеству отделяющейся из раствора воды, а также по толщине и плотности корки, отложившейся в стенках скважины.

Степень проникновения глинистого раствора в пласт и прочность образующейся корки зависят от величины перепада давления между скважиной и пластом, пористости и проницаемости пород с учетом формы и размера пор в них, вязкости, поверхностного натяжения, солености или щелочности глинистого раствора, количества свободной воды и количества и размеров частиц твердого вещества в нем.

При наличии в глинистом растворе частиц коллоидальных размеров в стенках скважин образуется тонкая, но чрезвычайно плотная корка; водоотдача из раствора при этом становится ничтожная и скоро прекращается, так как в растворе имеется мало свободной воды.

Если глинистый раствор не представляет собой коллоидную систему, имеющаяся в нем свободная вода будет проникать глубоко в пласт и на стенках скважины образуется из крупных частиц глины неплотная рыхлая толстая корка, в результате чего уменьшается сечение скважины и происходит отдача воды в поры пласта; все это способствует прихвату бурильной колонны.

Очень важно, чтобы из раствора, находящегося в скважине, частицы выбуренной породы средних и малых размеров не выпадали во время смены долота или в период неожиданного прекращения циркуляции в процессе бурения.

Для предотвращения прихвата бурильной колонны, необходимо чтобы все глинистые растворы содержали в достаточном количестве коллоидную фракцию, которая способна удерживать обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в жидкости, находящейся в покое.

Благодаря коллоидной фракции глинистые растворы могут постепенно превращаться в студнеобразную массу, которая после перемешивания снова переходит в подвижную жидкость. Если оставить раствор в покое, он может обратиться вновь в студень.

Такой процесс называется тиксотропией.

Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору является необходимым, но не достаточным условием для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.

Делись добром ;)