Назначение промывочных жидкостей и их классификация
При вращательном бурении с непрерывной замкнутой циркуляцией промывочные жидкости выполняют свою основную и наиболее важную функцию: очистку забоя от выбуренной породы и вынос се на поверхность.
В ранний период развития технологии вращательного бурения в качестве промывочной жидкости применяли воду. Вода в процессе бурения загрязнялась, в нее переходили частицы выбуренной породы и особенно глинистые частицы, обладающие способностью диспергироваться до размеров, приближающихся к коллоидным и образовывать стабильные системы. Опыт бурения показал, что такие глинистые суспензии, названные глинистыми растворами, во многих случаях способствовали улучшению условий бурения, сокращению числа обвалов, поглощений, выбросов. Глинистые растворы получили широкое распространение, и долгое время использование других промывочных жидкостей, особенно воды, считалось недопустимым. Однако опыт новаторов-нефтяников Урало-Поволжья показал, что при бурении в карбонатных породах использование воды более выгодно как технологически, так и экономически. В последние годы в качестве промывочных жидкостей стали применять растворы на нефтяной основе и гидрофобные эмульсии, содержащие в качестве дисперсионной среды углеводородные жидкости (нефть, соляровое масло), а в качестве дисперсной фазы — битум.
Необходимость создания и применения разнообразных по составу и свойствам промывочных жидкостей объясняется разнообразием условий бурения. Промывочные жидкости обладают определенными физическими и химическими свойствами, что обусловливает их огромное влияние на весь технологический процесс проводки скважин. Без всякого преувеличения можно сказать, что наиболее. важным мероприятием, определяющим успех проводки скважины и стоимость бурения, является правильный выбор типа промывочной жидкости и ее состава.
Рассмотрим значение наиболее важных физических и химических свойств промывочной жидкости, а также некоторых процессов, влияющих на условия бурения.
Удельный вес. Удельный вес определяет гидростатическое давление па забой и стенки скважины, которое создает столб промывочной жидкости. Это давление в любой точке скважины определяется из уравнения
где у — удельный вес промывочной жидкости в гс/см3; H — расстояние от уровня жидкости в скважине до рассматриваемой точки по вертикали в м.
Гидростатическое давление столба промывочной жидкости оказывает два взаимно противоположных влияния на процесс бурения. Положительное влияние гидростатическое давление столба промывочной жидкости заключается в создании давления на стенки скважины и особенно на проницаемые пласты, содержащие жидкости или газы с большим пластовым давлением (рпл).
Пока бурение еще не окончено, необходимо, чтобы пластовые жидкости или газы не могли двигаться из пласта на скважину, что достигается выполнением условия
Отрицательное влияние гидростатического давления заключается в том, что столб промывочной жидкости повышает прочность горных пород па забое в результате повышения вертикальной составляющей всестороннего сжатия, т. е. способствует снижению скорости бурения. С увеличением гидростатического давления возрастает опасность гидравлического разрыва пластов и поглощения промывочной жидкости.
Фильтрация. В соответствии с условием (5) давление столба промывочной жидкости в большинстве случаев должно быть больше пластового. Под действием перепада давления Ар = ргс—рпл происходит фильтрация жидкости в поры проницаемых пластов. Размеры пор невелики, они быстро засоряются твердыми частичками, содержащимися в промывочной жидкости, на проницаемой части стенок скважины образуется фильтрационная корка, замедляющая скорость фильтрации и препятствующая дальнейшему проникновению твердых частиц в проницаемые пласты.
Положительная роль фильтрационной корки заключается в уменьшении количества жидкости, отфильтровывающейся в пласты, отрицательная — в уменьшении диаметра скважины.
Вязкость. Промывочная жидкость осуществляет замкнутую циркуляцию в системе, протяженность которой может достигать 10—15 тыс. м. Для непрерывного перемещения большого количества жидкости по длинному и узкому пути необходимо затрачивать много энергии, расход которой зависит от вязкости промывочной жидкости. Вязкость оказывает и положительное действие. Силы внутреннего трения в жидкости и сцепления между частицами дисперсной фазы удерживают во взвешенном состоянии частицы выбуренной породы, а также тонкоразмолотые водонерастворимые тяжелые порошки (утяжелители), применяемые для повышения удельного веса промывочных жидкостей. Во многих случаях не требуется повышение удельного веса промывочной жидкости, а современные скорости подъема струи в затрубим пространстве обеспечивают вынос выбуренной породы даже при весьма низкой вязкости.
Тиксотропия. Положительная роль тиксотропии заключается в улучшении удерживающей способности промывочной жидкости. Высокотиксотропные промывочные жидкости, попадая в трещины поглощающих горизонтов, застудневают в них и способствуют ликвидации поглощения. В то же время тиксотропия создает затруднения при пуске насосов и вероятность гидравлического разрыва пласта в процессе бурения.
Теплоемкость и теплоотдача. Промывочные жидкости, как и любые жидкости, обладают способностью получать и отдавать тепло. Эта способность промывочных жидкостей используется естественным путем для охлаждения долот и забойных двигателей. Кроме того, промывочная жидкость по пути к забою нагревается, отбирая тепло у стенок скважины. В верхних, более холодных участках жидкость отдает тепло стенкам скважины. Охлаждается промывочная жидкость и па поверхности при движении по очистной системе.
Растворение. Промывочные жидкости являются растворителями. Большинство промывочных жидкостей способно растворять цементирующие вещества, связывающие частицы горных пород, и даже водорастворимые горные породы, слагающие стенки скважины, что является причиной образования каверн, обвалов и осыпей и часто приводит к серьезным осложнениям при бурении и даже к ликвидации скважины.
Щелочность. Путем регулирования щелочности можно изменять реологические и фильтрационные свойства промывочной жидкости. Однако повышение щелочности промывочных жидкостей во многих случаях снижает устойчивость горных пород, слагающих стенки скважины.
Адсорбция. Промывочные жидкости содержат вещества, которые могут адсорбироваться на стенках скважины, частицах выбуренной породы и в пористом пространстве продуктивных пластов. Адсорбирующиеся вещества могут оказывать и положительное, и отрицательное действие.
Положительное действие заключается в понижении твердости пород на забое, повышении устойчивости стенок скважины и проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов. Отрицательное действие состоит в том, что некоторые поверхностно-активные вещества, наоборот, вызывают закупорку призабойной зоны продуктивных пластов, повышение прочности пород при бурении и снижение устойчивости стенок скважины.
Рассмотрение наиболее важных физических и химических свойств промывочных жидкостей показало, что любое из этих свойств оказывает одновременно и положительное, и отрицательное влияние на успех процесса бурения.
Физические и химические свойства промывочных жидкостей могут самопроизвольно или принудительно изменяться в очень широких пределах, в результате чего промывочные жидкости могут в большей или меньшей степени оказывать следующие воздействия на условия бурения и эксплуатации скважин.
Уменьшать проницаемость продуктивных пластов, создавая вокруг скважины зону пониженной проницаемости.
Понижать устойчивость стенок скважин.
Понижать буримость горных пород.
Оказывать давление на стенки скважин и проницаемые пласты, содержащие жидкости и газы.
Охлаждать долота и забойные двигатели.
Передавать энергию забойным двигателям — турбобуру и вибробуру.
Откладывать на стенках скважин, сложенных проницаемыми породами, фильтрационную корку.
В настоящее время в связи с развитием химии и технологии бурения создана возможность достаточно надежно регулировать физико-химические свойства промывочных жидкостей с таким расчетом, чтобы на разных этапах бурения обеспечивать необходимое воздействие на условия бурения и вскрытие продуктивных пластов.
Наиболее легко и просто регулировать свойства промывочных жидкостей для нормальных условий, т. е. при отсутствии минерализации, высокой температуры и высоких пластовых давлений. В более сложных условиях (высокая минерализация, высокая температура и высокое пластовое давление) регулирование свойств промывочных жидкостей усложняется и, главное, значительно удорожается. Кроме того, серьезные задачи стоят и в области создания и регулирования свойств промывочных жидкостей, способных повышать устойчивость стенок скважины. Все эти разносторонние требования привели к созданию целой серии промывочных жидкостей, обладающих разными свойствами и позволяющих вести бурение в различных геологических условиях.
Одна из первых попыток классифицировать промывочные жидкости, применяемые в России, сделана С.М. Кулиевым и Б.С. Филатовым, которые все применявшиеся в то время промывочные жидкости делят на три группы:
1) промывочные жидкости на водной основе, к ним относятся вода и глинистые растворы;
2) промывочные жидкости на нефтяной основе;
3) газообразные рабочие агенты.
Приведенная классификация характерна для своего времени (1950—1957 гг.). Более поздние классификации, относящиеся к 1964—1967 гг., даны в работах.
Американская ассоциация подрядчиков по бурению и Американский нефтяной институт предлагают классификацию, согласно которой промывочные жидкости разделены на 10 систем:
I) промывочные жидкости на пресной воде с низким pH (от 7 до 8,5); 2) промывочные жидкости на морской воде с низким pH;
3) промывочные жидкости, насыщенные солью с низким pH;
4) гипсовые глинистые растворы с низким pH; 5) известковые растворы с высоким pH (pH более 12); 6) глинистые растворы на пресной воде с высоким pH; 7) промывочные жидкости с низким содержанием твердой фазы (у
Источник
ФУНКЦИИ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Удаление продуктов разрушения из скважины.
Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем инструменте.
Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины.
Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб
В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего инструмента.
Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины.
Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах.
Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии
Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига
Облегчение процесса разрушения горных пород на забое
Активное воздействие бурового раствора на забой обусловлено, главным образом, за счет кинетической энергии потока на выходе из бурового снаряда.
Эффект гидродинамического воздействия усиливается путем подбора площади сечения и мест расположения каналов, через которые жидкость выходит на забой скважины. Эта функция промывочной жидкости наиболее эффективна в породах рыхлого комплекса.
Кроме того, облегчение процесса разрушения горных пород на забое может быть осуществлено за счет понижения их твердости. Сущность процесса понижения твердости горных пород заключается в следующем, горные породы не однородны по прочности, имеют более слабые места в кристаллической решетке, а также микротрещины, пронизывающие кристаллы и расположенные по их границам.
Жидкость как внешняя среда активно участвует в процессе механического разрушения горных пород, проникая в глубину деформируемого тела — в зону предразрушения, представляющую собой деформированные слои с повышенной трещиноватостью. Активность жидкости может быть значительно повышена небольшими добавками к ней специальных веществ, получивших название понизителей твердости. Воздействие этих веществ на процесс разрушения горных пород основано на усилении физико-химического взаимодействия дисперсионной среды с развивающимися в процессе механического разрушения новыми поверхностями горной породы. Дисперсионная среда бурового раствора с добавленными понизителями твердости, проникая в зону предразрушения и распределяясь по микротрещинам, образует на поверхностях горных пород адсорбционные пленки (сольватные слои). Эти пленки производят расклинивающее действие в зонах, расположенных вблизи поверхности обнажаемых горных пород, вследствие чего создаются лучшие условия их разрушения. Чем сильнее при этом связь смачивающей жидкости с поверхностью тела, тем сильнее расклинивающее действие адсорбционно-сольватных слоев.
Наблюдения показали, что при бурении с добавкой в буровой раствор понизителей твердости зоны предразрушения горных пород становятся более развитыми, зародышевые щели распространяются значительно глубже и количество их увеличивается по сравнению с воздействием жидкости малоактивной, без адсорбирующихся добавок.
Поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на обнажаемых поверхностях микротрещин, способствуют снижению свободной поверхностной энергии тела, что уменьшает величину необходимой для разрушения работы и облегчает разбуривание горной породы. Эффективность действия понизителей твердости зависит от механических условий разрушения (прежде всего периодичности силовых воздействий), химической природы самих реагентов, их концентрации в буровом растворе и физико-химических свойств горных пород.
На поверхностях твердого тела в качестве понизителей твердости могут адсорбироваться как поверхностно-активные молекулы органических веществ (не электролитов), так и ионы электролитов.
В качестве основных понизителей твердости пород используются кальцинированная сода, едкий натр, известь негашеная и гашеная и различные мыла.
Понизители твердости пород помогают процессу дальнейшего диспергирования находящегося в круговой циркуляции бурового шлама. Это имеет особенно важное значение при бурении с промывкой забоя естественными промывочными растворами, дисперсная фаза которых образуется из частичек твердых пород, диспергированных механическим воздействием долота на забой. Применяемые для стабилизации естественных карбонатных растворов поверхностно-активные вещества проникают в трещины довольно больших частичек шлама, откалываемых от забоя ударами зубьев долота. Адсорбируясь на вновь образованных поверхностях, оказывая расклинивающее действие и понижая поверхностное натяжение, эти вещества способствуют дальнейшему диспергированию шлама до частичек коллоидного размера, остающихся в системе в качестве дисперсной фазы раствора.
Сохранение устойчивости стенок скважины
Сохранение устойчивости стенок скважины – непременное условие нормального процесса бурения. Причина обрушения стенок – действие горного давления. Смачивание горных пород рыхлого комплекса в процессе бурения с промывкой резко уменьшает прочность стенок скважины и, следовательно, их устойчивость. Чем дальше распространяется зона смачивания, тем интенсивнее идет процесс разрушения стенок. Этот процесс усиливается вследствие размывающего действия промывочной жидкости, наличия в ней веществ, способствующих разрушению горных пород.
Нежелательное изменение свойств пород устраняется подбором рецептуры промывочной жидкости. В частности, в нее вводят компоненты, придающие ей крепящие свойства. Кроме того, ряд промывочных жидкостей содержит твердую фазу, которая, отлагаясь при фильтрации в порах и тонких трещинах, образует малопроницаемую для жидкой фазы корку. Такая корка, обладая определенной механической прочностью, связывает слабосцементированные частицы горных пород, замедляет или полностью останавливает процесс дальнейшего распространения смоченной зоны вокруг ствола скважины.
Сохранению устойчивости стенок скважины способствует гидростатическое давление промывочной жидкости. Однако с его ростом увеличивается интенсивность проникновения промывочной жидкости в горные породы, падает механическая скорость бурения. В этих условиях еще более повышается изолирующая и закрепляющая роль фильтрационной корки.
Большее значение гидростатическое давление промывочной жидкости приобретает при бурении трещиноватых пород, а также пород и минералов, обладающих свойством медленно выдавливаться в скважину под действием горного давления (например, соли: галит, карналлит и др.). Создание достаточно высокого гидростатического давления позволит сохранить устойчивость стенок скважины в таких условиях.
Создание гидростатического равновесия в системе «ствол скважины — пласт»
В процессе бурения скважина и вскрытый пласт образуют систему пласт – скважина. Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, также давят на стенки скважины, но со стороны пласта. Поскольку жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, пласт и скважина представляют собой сообщающиеся сосуды.
Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт – поглощение. Это приводит к возникновению различного рода осложнениям в процессе бурения:
· снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок,
· теряется дорогостоящая промывочная жидкость;
· осложняется контроль за процессом промывки;
· загрязняются подземные воды.
Если пластовое давление больше гидростатического давления промывочной жидкости, возникает водопроявление – жидкость из скважины поступает на поверхность. Это также приводит к нежелательным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория, резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение (или пучение) стенок скважин.
В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется: к гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций. Поэтому возможны условия, когда при бурении поглощение периодически перемежается с водопроявлением, что также отрицательно сказывается на функциях промывочной жидкости.
Обеспечение равенства давлений в системе пласт – скважина в процессе бурения позволит избежать нежелательных осложнений при вскрытии проницаемых горных пород.
Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов
Эта функция промывочной жидкости важна при бурении скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. В таких скважинах обязательно проводятся исследования по оценке запасов и возможных дебитов скважин. Часть скважин может впоследствии использоваться в качестве эксплуатационных.
Так как в процессе фильтрации промывочных жидкостей на поверхности горных пород и в устьевых частях пор и трещин откладывается корка из частиц твердой фазы, продуктивность пласта в прискважинной зоне уменьшается. Это приводит к снижению дебита скважин, искажению подсчетов запасов, неправильной оценке проницаемости горных пород. Причем уменьшение проницаемости прискважинной зоны может оказаться необратимым. Во избежание отрицательного воздействия жидкости на продуктивный пласт корка должна легко разрушаться, а твердые частицы вымываться из каналов фильтрации.
Кроме того, снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта возможно вследствие действия фильтрата бурового раствора на глинистый цемент пород коллекторов. Такие условия наиболее характерны для условий работы ЮКОС. Для предотвращения возможных осложнений необходимо использовать промывочную жидкость не отфильтровывающую дисперсионную среду в горные породы слагающие стенки скважины
Это достигается подбором вида твердой фазы промывочной жидкости и введением специальных компонентов.
Перенос энергии от насосов к забойным механизмам
Для эффективной работы забойных механизмов (турбобуров, гидроударников, винтовых двигателей) требуется определенная энергия, которая переносится от бурового насоса, установленного на поверхности, к забою скважины. Количество этой энергии определяется техническими характеристиками забойных механизмов и условиями бурения. Энергия, затрачиваемая на привод бурового насоса, расходуется, кроме того, на преодоление гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости в скважине.
Технические возможности насосов ограничены, поэтому количество подведенной к забойному двигателю энергии будет зависеть от потерь напора при циркуляции промывочной жидкости. Потери зависят при прочих равных условиях от подачи насоса и реологических свойств жидкости. Так как на подачу насоса влияют геологические условия бурения и расход жидкости, требуемый для устойчивой работы забойного механизма в нужном режиме, главным регулирующим фактором энергетических затрат остаются реологические свойства промывочной жидкости. Поэтому при использовании забойных механизмов стремятся максимально уменьшать реологические параметры промывочных жидкостей, учитывая при этом и другие их функции.
Обеспечение проведения геофизических исследований
При бурении скважин и по достижении проектной глубины обязательно проводится комплекс геофизических исследований, позволяющих уточнить геологический разрез и измерить ряд важных характеристик пласта. Эффективность таких исследований зависит от качества промывочной жидкости. Так, при повышенных реологических параметрах геофизические приборы могут зависать в скважине, в то время как бурильный -: инструмент опускается свободно. В отдельных случаях параметры промывочных жидкостей влияют и на показания приборов. Все эти обстоятельства должны учитываться при выборе качества промывочной жидкости.
Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа
Коррозия бурильного инструмента и оборудования вызывается в основном действием солей, а также кислорода воздуха, растворенных в промывочной жидкости. Реже коррозия происходит под действием сероводорода, поступающего в промывочную жидкость из горных пород.
Абразивный износ вызывается твердыми частицами, попадающими в промывочную жидкость либо при приготовлении» либо в процессе бурения. Совместное действие абразивного износа и коррозии усиливает процесс разрушения металла, приводит к преждевременному выходу из строя инструмента и оборудования, поломкам и авариям. Поэтому при выборе промывочной жидкости необходимо учитывать ее коррозионную и абразивную активность. Коррозионную активность снижают введением специальных добавок – ингибиторов коррозии. Для уменьшения абразивного износа промывочные жидкости следует регулярно очищать на поверхности от твердых абразивных частиц.
Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора и водопритоков
Буровой раствор должен обладать закупоривающими свойствами. Это достигается введением измельченных веществ- наполнителей. Отлагаясь в сужениях трещин, частицы наполнителя создают каркас, на котором осаждается твердая фаза, формируя изоляционные тампоны. Постепенно такие тампоны смыкаются, образуя в поглощающем пласте вокруг скважины водонепроницаемую завесу.
Частицы наполнителя должны равномерно распределяться в жидкости, поэтому необходимо, чтобы жидкость обладала определенной структурой, препятствующей осаждению наполнителя. Размеры частиц наполнителя и его концентрация не должны существенно ухудшать работу буровых насосов.
Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений
Газ, нефть, или вода, с которой сталкиваются в проницаемых породах, пронизанных буровым долотом обычно предотвращается от течения (фонтанирования) в отверстие давлением, проявленным столбом промывочной жидкости. Количество этого гидростатического давления зависит в значительной степени от плотности промывочной жидкости и высоты столба жидкости. Давление в стволе скважины также зависит до некоторой степени от давления от ударной нагрузки, вызванных циркулирующей глинистым раствором и движением бурильной трубы. Давление от ударной нагрузки, по очереди, связаны с пластической вязкостью, пределом текучести, и предельным статическим напряжением сдвига глинистого раствора.
Снижение коэффициента трения
Один из наиболее прогрессивных методов снижения коэффициента трения является введение в них специальных органических или комбинированных добавок, в результате чего образуется эмульсия, обладающая смазочными свойствами. Такие промывочные жидкости обеспечивают ряд дополнительных положительных эффектов: увеличение механической скорости, повышение стойкости бурильных труб, снижение затрат мощности на вращение колонны бурильных труб, снижение потерь напора при циркуляции.
Сохранение заданных технологических характеристик
В процессе бурения раствор как можно более длительное время должен сохранять предусмотренные проектом технологические свойства. В противном случае он перестанет выполнять необходимые функции, что может привести, с одной стороны, к возникновению осложнений и аварий, а с другой, к необходимости дополнительной его обработки химическими реагентами, что вызывает увеличение стоимости буровых работ.
При бурении наклонно-направленных скважин буровой раствор может попадать в водоносные горизонты, в русло рек и разливаться по поверхности в прирусловой зоне. По этой причине (несмотря на мероприятия по предупреждению этих явлений) раствор не должен оказывать губительное влияние на окружающую среду – должен быть экологически безопасным.
Для этой цели буровой раствор должен изготавливаться из нетоксичных материалов, не способных создавать ядовитые соединения. Токсичность материалов и их соединений должна контролироваться на этапе проектирования.
При условии выполнения буровым раствором всех вышеперечисленных функций он должен иметь минимально возможную стоимость. Это обеспечивается оптимальным подбором рецептуры приготовления бурового раствора и применением наиболее дешевых материалов для его производства (без ущерба качеству).
Таким образом оптимальный процесс промывки скважин обеспечивается правильным сочетанием вида бурового раствора, режима промывки (подачи насоса) и организационных мер по поддержанию и регулированию свойств раствора в процессе бурения. Только такое сочетание позволит эффективно реализовать технологические функции процесса промывки.
В зависимости от геологического разреза и физико-механических свойств горных пород конкретного района работ одни функции промывочной жидкости являются главными, другие — второстепенными. Необходимый комплекс функций процесса промывки предъявляет к промывочному агенту требования, для удовлетворения которых он должен иметь определенные свойства. Эти свойства обусловливают вид промывочной жидкости.
Итак, на основе всего выше изложенного можно говорить о том, что буровые растворы используются в самых разнообразных горно-геологических условиях, при этом на их физико-механические свойства оказывают влияние порознь или совместно температура, давление, электролиты, стабильность, контракция, скорости сдвига, режим течения и др. Поэтому точно описать или исследовать поведение буровых растворов в скважине практически невозможно, так как их свойства меняются даже в течении одного цикла циркуляции.
Для каждого вида бурения необходимо использовать определенные виды растворов. Один и тот же раствор недопустимо применять во всех видах бурения.
Чем сложнее устроена скважина, и чем сложнее геологические условия бурения, тем сложнее и качественней должен быть буровой раствор. Для предотвращения аварий в процессе бурения, необходимо тщательней разрабатывать сам буровой раствор, и компоновать специальные химические реагенты.
Список использованной литературы:
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. Ермолаева Л.В., Знаменский А.А. «Буровые промывочные жидкости»/ Метод. указ. к выполнению курсовой работы. Самара,1991. 11с.
5. Середа Н.Г., Соловьёв Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин.» М. Недра, 1988. 360 с.
Источник
