Продолжение поста про функции бурового раствора. Сегодня разберу первые три, в следующих ещё три, и так, пока не разберу все двенадцать функций бурового раствора.
1. Контроль пластового давления;
2. Удержание выбуренных частиц во взвешенном состоянии;
3. Удаление выбуренной породы из скважины;
1. Контроль пластового давления.
Эта функция является самой главной по моему скромному мнению, потому что от поддержания пластового давления зависит успех бурения скважины. Правильно подобранный состав бурового раствора и контроль параметров – не дают пластовому флюиду проникать в ствол скважины за счёт давления гидростатики. Кроме флюидов, проникающих в скважину, также давление гидростатики обеспечивает стабильность, собственно, стенок ствола скважины в течение всего процесса бурения какого-либо интервала.
При контроле пластового давления следует обращать внимание на плотность бурового раствора и эквивалентную циркуляционную плотность, которую можно получить расчётом в специальной программе или узнать у подрядчика по наклонно-направленному бурению.
Слишком низкая плотность бурового раствора может привести к проникновению флюида в пласт, а слишком высокая к гидроразрыву пласта и поглощению бурового раствора. Обычно в программе промывки прописывают диапазон контроля плотности в плюс-минус 0,03 г/см3, но на практике я выяснил, что этот диапазон где-то в районе плюс-минус 0,06 г/см3, но играться с этим ни в коем случае не стоит.
2. Удержание выбуренных частиц во взвешенном состоянии.
Вторая по важности функция, опять же по моему мнению. Буровой раствор за счёт своих реологических характеристик удерживает твёрдые частицы во взвешенном состоянии. К твёрдым частицам относятся: утяжеляющие материалы и шлам (выбуренные частицы). Первые добавляют при приготовлении бурового раствора с целью увеличения плотности до минимальных программных значений, а вторые «рождаются» при бурении скважины.
Если большая концентрация утяжелителя (не всегда и не во всех условиях) сказывается на процессе бурения скорее положительно (например, мел кольматирует стенки скважины и тем самым не даёт пластовым флюидам проникать в скважину), то большое содержание выбуренной породы в буровом растворе приводит к фатальным последствиям. Последствиям, которые инженеры любят называть «опыт». Большое содержание шлама в растворе сказывается буквально на всём. Начиная с того, что у раствора неконтролируемо растёт плотность и вязкость, а заканчивая ростом давления, момента и увеличением толщины фильтрационной корки, что, в свою очередь, приводит к дифференциальным прихватам.
Для снижения содержания выбуренной породы в растворе следует контролировать следующее: во-первых, систему очистки, а во-вторых, вязкость бурового раствора, в-третьих, не проёбывать момент и своевременно разбавлять старый раствор свежим.
3. Удаление выбуренной породы из скважины.
Из второго вытекает третье, если мы смогли удержать частицы во взвешенном состоянии, то мы, скорее всего, сможем удалить эти частицы из скважины. Эффективность удаления выбуренной породы зависит от скорости проходки, частоты вращения колонны (слишком высокая тоже не есть хорошо), вязкости и плотности бурового раствора, литража, при котором осуществляется бурение или промывка и скорости осаждения частицы, зависящей от размера, формы и плотности частицы шлама.
Работает это примерно так. Буровой раствор, обладающий приемлемыми реологическими характеристиками, «подхватывает» частицы шлама и не даёт им осесть на стенки скважины (скважины бурят не вертикальными), буровой инструмент благодаря вращению создаёт винтовой поток, поднимающий частички по кольцевому пространству на устье, где частички шлама (за исключением самых маленьких – коллоидных, из-за них в основном и разбавляют старый раствор новым) отбиваются на системе очистки.
Добавлю небольшое послесловие. Я понимаю, что написано максимально упрощенно и в описание можно добавить достаточно много нюансов, но не все подписчики канала эксперты по бурению. Я старался расписать максимально понятно. Просьба к экспертам: не бейте, лучше задонатьте.