Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Глава VI. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Ознакомившись с данной главой, учащийся должен уметь следующее.
§ 1. Общие положения
Отличительная особенность вращательного способа бурения - при менение промывки скважин в процессе бурения. При бурении буровой 'раствор прежде всего должен выполнять следующие функции:
удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортиро вать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;
удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;
охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;
создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте-, газопроявлений;
оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, пред упреждая их обрушение;
передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);
обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.
Разные требования к составу и качеству бурового раствора в зависи мости 01 геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов.
1. Буровой раствор па водной основе (глинистые растворы, вода, буровые растворы с низкой концепт рацией твердой фазы - полимерглинистые и безглинистые и т. п.);
2. Буровые растворы на неводной основе (растворы на углеводород ной основе, обращенные эмульсии типа «вода в масле», дегазированная нефть и нефтепродукты);
3. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлоп ные газы, двигатели внутреннего сгорения);
4. Аэрированные буровые растворы и пены.
Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологи ческих условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.
§ 2. Буровые растворы на водной основе
Из буровых растворов на водной основе широко используют гли нистые растворы.
Глинистый раствор как коллоидно-суспензионная система. Под гли нистым раствором понимают коллоидно-суспензионную систему, со стоящую из глины, воды и частиц выбуренной породы. Чтобы лучше понять природу и свойства глинистых растворов, рассмотрим вопрос о смесях твердых веществ с жидкостями. При смешивании разных веществ с водой можно получить следующее:
1) истинные растворы - однородные и прозрачные растворы, не из меняющиеся при самом долгом храпении;
2) коллоидные растворы - более или менее мутные растворы, при хранении постепенно превращаются в студень;
3) суспензии (взвеси) - мутные смеси твердых веществ с водой, очень быстро разделяющиеся вследствие осаждения твердых тел на дно.
В суспензиях твердые частицы бывают размерами от 1 до 0,0001 мм; у коллоидных растворов они достигают величины от 0,0001 до 0,000001 мм. Частицы истинного раствора состоят из отдельных моле кул, а частицы коллоидного раствора - из скопления многих десятков и сотен молекул. Свойства коллоидных растворов и суспензий зависят от удельной поверхности частиц и их поверхностных свойств. Общая поверхность частиц, находящихся в 1 см3 коллоидной системы, называ ется удельной поверхностью.
Вода может по-разному действовать на поверхность частиц, что объясняется различными поверхностными свойствами. Если сила сцеп ления между молекулами твердого тела и молекулами воды сильнее сил сцепления между молекулами воды, то вода прилипнет к поверхности тела и останется на ней даже после извлечения твердого тела из воды. Если же взаимодействие между молекулами воды сильнее, они не прилипнут к поверхности тела-смачивания не будет. Тела, смачиваю щиеся водой, называются гидрофильными, а не смачивающиеся - гидро фобными. Гидрофильные коллоидные частицы в воде покрыты прочной гидратной (водяной) оболочкой. Чем лучше прилипает вода, тем проч нее и толще оболочка.
Испытание разных коллоидных растворов показывает, что коллоид ные частицы заряжены или положительно, или отрицательно. Частицы, находящиеся в растворах, отличаются друг от друга размерами, смачиваемостью и электрическими зарядами. Чем крупнее частицы, тем быстрее они осядут под действием силы тяжести. Осаждение частиц в коллоидных растворах под действием силы тяжести называется седи ментацией. Чем выше степень дисперсности, тем устойчивее коллоид ный раствор. Частички коллоидного раствора непрерывно двигаются в воде. Когда поверхности столкнувшихся частичек соприкасаются, частицы могут прилипнуть друг к другу. Слипшиеся частицы облепля ются другими. Комок слипшихся частиц становится тяжелее и падает на дно. Слипание коллоидных частиц называется коагуляцией.
Гидратная оболочка у гидрофильных коллоидных растворов препят ствует слипанию. Чем лучше смачивается частица, тем более она защищена от слипания. Гидрофобные частицы совсем не защищены гидратной оболочкой. Раствор, приготовленный из самых маленьких частичек гидрофобного вещества, быстро коагулирует. Гидрофобные частицы не слипаются только в том случае, если они имеют одинаковый электрический заряд. Итак, гидрофильные частички защищены от слипания гидратными оболочками и электрическими зарядами. Гидро фобные частицы защищены от слипания только электрическим зарядом. Когда коллоидный раствор находится в покое, все частицы постепенно слипаются вместе своими концами. В растворе получается сплошная сетка из твердых коллоидных частиц. Вода остается в ячейках сетки и не может свободно перемещаться. Раствор становится прочным, похожим на студень. Сетка, образующаяся в коллоидном растворе, называется, структурой, а появление се в растворе - структурообразованием. При обычной коагуляции частички, слипаясь друг с другом всей поверхностью, выпадают в осадок. При неполной коагуляции частички, сли паясь только концами, не выпадают в осадок, а образуют структуру. При сильном встряхивании или перемешивании раствора структура разрушается. Раствор при этом становится жидким, подвижным и не имеет упругих свойств. При неподвижном состоянии частицы опять слипаются и раствор постепенно загустевает. Свойство раствора разжижаться при стряхивании и загустевать при стоянии называется тиксотропией.
Глинистый раствор состоит из частичек глины, находящихся в воде Частицы глины в растворе имеют разные размеры - от крупных частиц суспензии до коллоидных частиц. Глинистый раствор-смесь коллоид ных частиц и более крупных частиц, образующих суспензии. Поэтому глинистый раствор называется коллоидно-суспензионной системой. Хо тя коллоидных частиц в глинистом растворе мало, глинистый раствор ведет себя как коллоидный. Глинистый раствор устойчив, благодаря защите частиц гидратными оболочками и наличию электрических за рядов, как правило, отрицательных.
Коллоидные частицы глинистого раствора имеют форму вытянутых листков. При неполной коагуляции образуется структура, обладающая упругими свойствами. Для перемещения глинистого раствора необхо димо разрушить структуру. При встряхивании, перемешивании и прокачке его структура разрушается, он разжижается, его вязкость умень шается. Глинистый раствор обладает структурной вязкостью.
Свойства глинистого раствора имеют очень большое влияние на процесс бурения. Эти свойства характеризуются следующими показа телями: плотностью, вязкостью, водоотдачей и т.д.
Глины и глиноматериалы. Основными структурно- и коркообразующими компонентами буровых растворов на водной основе считаются неорганические коллоидные вещества-глины. Глинами называют гор ные породы, которые обладают способностью при смачивании водой приобретать пластичность, т. е. сохранять приданную им форму. Су ществует много разновидностей глин. Химический состав их весьма разнообразен, но общее для них содержание окиси кремния SiO2 и окиси алюминия А12O3, а также некоторое количество воды. Состав глины условно записывается следующим образом: nSiO2Al2O3, где n—коэффициент, характеризующий соотношение между количествами указанных основных соединений.
Глины как материалы для приготовления буровых растворов можно разделить на три следующих вида: 1) бентонитовые, состоящие в значи тельной части из минералов группы монтмориллонита; 2) глины, со держащие минералы всех групп и примеси частиц почвы; 3) палыгорскитовые.
Эти глиноматериалы различаются поведением в воде, что обуслов ливается физико-химическими свойствами глинистого минерала - монт мориллонита, который обладает способностью набухать в воде и рас падаться (диспергироваться) на мельчайшие частицы. Поэтому бентонитовые глины, состоящие в основном из монтмориллонита, дают более вязкие растворы, чем глины из смеси различных минералов и приме сей.
При бурении скважин в солевых породах обычные глины, в том числе и бентонитовьге, мало пригодны для растворов, так как они не дисперги руются в солевой воде. В этих случаях более эффективно использование солестойкой глины - палыгорскита. Палыгорскитовые глины в отличие от обычных диспергируются не только в пресной, но и в соленой воде с образованием устойчивых буровых растворов.
Из глин изготовляют глинопорошки, из которых затем и приготов ляется глинистый раствор. Кроме того, в некоторых случаях пока еще используется и комковая глина, чаще всего из местных карьеров, расположенных в районах бурения. Производство глинопорошков вклю чает следующие операции: добычу сырья, перевозку его на заводские склады, измельчение глины, сушку, помол, затаривание.
В б. СССР для бурения используют бентониты, суббентониты, палыгорскиты, низкокачественные каолинит - гидрослюдистые глины и мест ные, обычно некондиционные комовые глины. Технические требования к сырью для приготовления глинопорошков и буровых растворов, методы контроля, правила его приемки, транспортирования и хранения определяются ТУ 39-044-74.
Основным показателем качества (сортности) глинистого сырья счи тается выход раствора (В. Р) количество кубических метров глинистого раствора заданной вязкости, полученной из 1 т сырья. Чем выше выход раствора, тем выше его качество. Так, выход раствора не менее 15 м3/т соответствует высшему сорту; 12 м3/т- первому сорту; 9 м3/т -второму сорту; 6 м3/т -третьему сорту и менее 6 м3/т- четвертому сорту.
Расчет количества глинопорошка для приготовления глинистого раствора заданной плотности. Необходимое количество глинопорошка для приготовления определенного объема раствора следует рассчиты вать с учетом влажности глинопорошка, принимая плотность абсолют но сухого порошка равной 2700 кг/м3, а плотность воды-1000 кг/м3:
, (6.1)
где Р-масса глинопорошка; ρр-плотность приготовляемого раствора; Вл- влажность глинопорошка.
Например, требуется приготовить глинистый раствор плотностью 1200 кг/м3 из глинопорошка влажностью 10%. Подставляя известные величины в эту формулу, получаем
т. е. на 1 м3 воды следует взять 0,4 т глинопорошка.
Изменение свойств глинистых растворов в зависимости от кремень химических добавок и механического воздействия. Глинистый раствор имеет способность стареть. Свежеприготовленный глинистый раствор по своим свойствам очень сильно отличается от раствора, простоявшего продолжительное время после затворения. Вязкость и напряжение сдви га у большинства свежих растворов бывают меньше, а отстой больше чем у старых (выдержанных) растворов. При нагреве глинистого раство ра ускоряется процесс его старения. Основное средство регулирования свойств буровых растворов химическая обработка их различными хи мическими реагентами. Физико-химическая обработка глинистых раст воров необходима для следующего (по Н. И. Шацову):
1) улучшить глинизирующую способность раствора низкого качест ва увеличением степени дисперсности твердой фазы;
2) снизить показатель фильтрации и толщину глинистой корки;
3) регулировать статическое напряжение сдвига;
4) понизить вязкость их, имеющую тенденцию к возрастанию в про цессе бурения вследствие насыщения растворов обломками выбуренной породы;
5) получить растворы, которые не глинизировали бы нефтеносные и газоносные горизонты;
6) противодействовать влиянию высоких температур;
7) предотвращать поглощение промывочной жидкости либо снижать ее или предупреждать другие виды осложнений;
8) сохранять глинизирующую способность глинистого раствора в случае притока воды с высокой концентрацией солей или при разбуривании соленосных и глиноносных толщ;
9) утяжелять раствор до плотности 2500 кг/м3 с сохранением его подвижности.
Все реагенты, добавляемые к глинистому раствору, по влиянию их на структурновязкие свойства растворов и водоотдачу П. А. Ребиндер де лит на три группы.
1. Реагенты-стабилизаторы (пептизаторы). Представителями этой группы считаются щелочные соли лигносульфоновых кислот, щелочные соли гуминовых кислот, танниды - дубильные экстракты в щелочном растворе, а также мыла нефтеновых и сульфанафтеновых кислот. Эти вещества при определенных концентрациях стабилизируют частицы глины, т. е. препятствуют их коагуляции и пептизируют агрегаты частиц до первичных. Под их влиянием снижается водоотдача глинистых растворов, они сами по себе не повышают, а иногда значительно понижают статическое напряжение сдвига.
2. Реагенты, способствующие образованию структур - структурообразователи. К этим реагентам относятся все щелочные электролиты, а именно: кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натр. Присутствующие в растворах этих электролитов гидроксильные ионы при адсорбции вызывают (при ма лых концентрациях) значительное повышение гидрофильности частиц глины, что в конечном счете приводит к снижению вязкости и водоот дачи глинистого раствора. Однако это справедливо только при неболь ших добавках щелочи (0,1 0,2%). При избыточных добавках наблюда ется загустевание раствора ввиду начинающейся коагуляции его.
3. Реагенты-коагуляторы. К этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.), которые при больших концентрациях ухудшают качество глинистых растворов.
Определение свойств глинистых растворов. Качество глинистых растворов характеризуют следующие величины:
1) плотность ρ (в кг/м3)-отношение массы глинистого раствора к его объему. Различают кажущуюся (ρкаж) и истинную плотность (ρ). Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, вто рая-раствор без газовой фазы;
2) условная (кажущаяся) вязкость УВ (в с.), определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема глинистого раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность бурового раствора;
3) структурная (пластическая) вязкость η (в Па-с)-сила осложнен ного трения между частицами твердой и жидкой фаз в глинистом растворе;
4) показатель фильтрации при нормальной температуре Ф (в см3), определяемый объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумаж ный фильтр ограниченной площади. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность глинистого раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины;
5) толщина образующейся при этом глинистой корки обозначается через К (в мм);
6) статическое напряжение сдвига (СНС) (в Па), определяемое минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начина ется разрушение структуры в покоящемся глинистом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени;
7) динамическое напряжение сдвига τ0 (в Па), косвенно характери зующее прочностное сопротивление глинистого раствора течению;
8) концентрация посторонних твердых примесей (условно принимаемых за песок) Сп (в %), определяемая отношением количества всех трубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения гли нистого раствора;
9) содержание в глинистом растворе частиц породы, по своей при роде не способных распускаться в воде, Соп (в %)-отмытый песок;
10) стабильность S0 (в г/см3) и седиментация S (в %); S0—величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстояв шегося в течение определенного времени глинистого раствора, косвенно характеризует способность раствора сохранять свою плотность. Эта величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема глинистого раствора в результате гравитацион ного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность глинистого раст вора;
11) концентрация газа С0 (в %), определяемая объемом газа в еди нице объема глинистого раствора, характеризует степень разгазирования или вспенивания глинистого раствора;
12) концентрация твердой фазы Сn (в %), определяемая отношением количества твердого вещества к общему объему глинистого раствора;
13) водородный показатель рН (в условных единицах), характери зующий щелочность или кислотность глинистого раствора;
14) смазочная способность глинистого раствора;
15) удельное электрическое сопротивление ρ0 (в Ом-м);
16) концентрация коллоидных частиц Ск (в %), определяемая отно шением количества частиц размером менее 2 мкм к общему количеству глинистого раствора. Характеризует активную составляющую твердой фазы, наиболее влияющую на свойства бурового раствора;
17) температура t (в °С).
Плотность бурового раствора определяют в лаборатории при по мощи пикномеров и весов рычажных - плотномеров, а на буровой - спе циальными ареометрами (АГ-ЗПП и др.).
Ареометр АГ-ЗПП (рис. 6.1) состоит из мерного стакана 2, поплавка 3 со стержнем 4 и съемного грузика 1; стакан крепится к поплавку при помощи штифтов. На стержне имеется две шкалы: основная 6, по которой определяется плотность раствора, и поправочная, используемая при применении минерализованной воды.
Основная шкала для удобства делится на две части: одна служит для измерения плотности от 900 до 1700 кг/м3 (0,9-1,7 г/см3), при этом на мерный стакан навинчивается грузик 1; вторая служит для измерения плотности от 1600 до 2400 кг/м3 (1,6-2,4 г/см-')-при снятом грузике. Прибор поставляется в комплекте с ведерком 5 для воды, в которое он погружается, крышка 7 ведерка служит пробоотборником для раствора.
Для измерения плотности бурового раствора при использовании обычной воды чистый и сухой стакан следует заполнить буровым раствором, соединить с поплавком 3 и поворотом последнего до упора тщательно обмыть снаружи, а затем сделать отсчет по основной шкале (по делению, до которого ареометр спустится в воду). Если при измерении используется минерализованная вода, то сначала определяет ся поправка на плотность этой воды. Для этого в мерный стакан ареометра необходимо налить воду, которой заполнено ведро, стакан соединить с поплавком. Деление на поправочной шкале, до которого ареометр погрузится в воду, покажет величину поправки. Измеренная плотность бурового раствора будет равна сумме отсчетов, сделанных по основной и поправочной шкалам. Например, показание поправочной шкалы 80 кг/м3 (0,08 г/см3), показание основной шкалы 1280 кг/м3 (1,28 г/см3), плотность будет 1280 + 80 = 1360 кг/м3 (1,36 г/см3).
Точность прибора проверяется при использовании для измерения пресной воды с температурой 20 ± 5 °С. Такая же вода наливается в ведерко, при этом плотность по ареометру должна быть 1000 ± 50 кг/м3 (1,00 ± 0,05 г/см3) по двум параллельным измерениям. До статочная точность прибора достигается изменением количества дроби в съемном грузе 1.
Истинная плотность глинистого раствора, содержащего газообраз ные компоненты, рассчитывается по формуле
где С0-концентрация газа, %.
Вязкость. Условная вязкость определяется стандартным полевым вискозиометром, сокращенно называемым ВП.
Рис. 6.1. Ареометр АГ-ЗПП
Рис. 6.2. Стандартный 'полевой вис козиметр СПВ-5
Время вытекания определенного объема глинистого раствора из ВП характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор, тем больше вре мени потребуется для его вытекания.
СПВ-5 (рис. 6.2) состоит из воронки 2, оканчивающейся трубкой 1. Внутренний диаметр трубки 5 мм, длина 100 мм. В комплект вискози метра входят мерная кружка 3 и сетка 4. Кружка разделена внутренней перегородкой на два отделения объемом 200 и 500 см3. Время истечения из вискозиметра 500 см3 воды составляет 15 с и носит название водного числа вискозиметра. Вязкость определяют следующим образом. Ворон ку и кружку промывают водой. На воронку накладывают сетку для задержания на ней крупных частиц песка и комочков глины. В воронку через сетку, прикрыв пальцем нижнее отверстие, наливают измеритель ной кружкой сначала 200 см3, а затем 500 см3 промывочной жидкости. Измерительную кружку, предварительно промытую водой, подставляют под воронку отделением в 500 см3. Затем отнимают палец от нижнего отверстия трубки и по секундомеру засекают время. Время истечения промывочной жидкости в емкость кружки (до се краев), исчисляемое в секундах, и будет характеризовать вязкость раствора.
При определении вязкости одним замером возможны ошибки вслед ствие тиксотропных свойств раствора, поэтому для более точного замера необходимо одну и ту же порцию раствора пропускать через воронку до тех пор, пока показания не станут одинаковыми. Периоди чески следует проверять точность вискозиметра путем проверки водного числа.
Структурную (пластическую) вязкость η определяют обычно в ста ционарных лабораториях при помощи ротационного вискозиметра.
Показатель фильтрации (водоотдача) бурового раствора. В про мысловых условиях показатель фильтрации определяют прибором ВМ-6 (рис. 6.3) по методу измерения уменьшения объема пробы раствора в процессе фильтрации.
Испытуемый раствор наливается в фильтрационный стакан 5 с фильтром на решетке 6, закрытой клапаном 8, до его открытия фильт рация не может начаться. На фильтрационный стакан навинчен цилиндр 3. В цилиндр 3 входит плунжер 1 с грузом-шкалой 2, создающей давление 0,1 МПа. Для установки шкалы прибора на нуль и спуска масла из цилиндра после определения показателя фильтрации в нижней части цилиндра имеется отверстие, перекрываемое иглой 4. После создания давления открывается канал 8 и начинается фильтрация. Объем пробы раствора в фильтрационном стакане по мере фильтрации уменьшается на количество выделившегося фильтрата, и плунжер под действием груза опускается. Количество выделившегося фильтрата определяют по перемещениям плунжера по шкале, градуированной в кубических сантиметрах.
Показатель фильтрации должен определяться при температуре не ниже 10°, так как при низкой температуре фильтрация глинистого раствора уменьшается. К прибору прилагается комплект листков лога рифмической бумаги (рис. 6.4). Зависимость показателя фильтрации от времени по логарифмической бумаге имеет вид прямой линии, поэтому достаточно замерить величину водоотдачи через 3-5 мин и через 10-15 мин, после чего измерения прекратить. На логарифмической бумаге отмечают две точки, соответствующие водоотдаче в указанные промежутки времени. Обе точки соединяют прямой линией. Пересечение этой линии с линией, равной 30 мин, дает величину водоотдачи за это время. Благодаря такому методу ускоряется время определения водо отдачи.
Рис. 6.3. Прибор для определения показателя фильтрации ВМ-6:
1 - плунжер; 2 - груз-шкала; 3 - цилиндр; 4 - игла; 5 - фильтрационный стакан; 6 - решетка; 7-поддон; 8 - клапан; 9-винт; 10- кронштейн; 11 -чашка для фильтра
Рис. 6.4. Расчет показателя фильтрации по логарифмической бумаге
В связи с возрастанием глубин бурения появилась необходимость определять показатель фильтрации глинистого раствора при высоких температурах. Для этого используется фильтр-пресс ФП-200, который предназначен для термообработки и измерения статического и динамического показателей фильтрации. Фильтр-пресс - это сложная, стационарная установка, поэтому показатель фильтрации при повышенной температуре определяют в лабораторных условиях.
Толщина корки. Существует два метода измерения толщины корки. При первом методе вынутый из прибора для определения водоотдачи фильтр с коркой глины помещают на стеклянную пластинку и толщину корки замеряют с помощью стальной линейки. Этим методом пользуются в полевых условиях.
Рис. 6.5. Прибор Вика для определения толщины фильтрационной корки
В условиях стационарной лаборатории промывочных жидкостей для определения толщины корки пользуются прибором Вика. Прибор Кика (рис. 6.5) состоит- из цилиндрического стержня /, свободно перемещаю щегося во втулке 5 и укрепленного на станине 8. Ось стержня перпенди кулярна к плите 9 станины 8. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит пружинная защелка б. На стержне укреплен указатель 3, а на станине шкала 4 с делениями от 0 до 40 мм. Положение указателя на стержне регулируется стяжным винтом 2. В нижнюю часть стержня ввинчен на резьбе наконечник-пестик Тетмайера диаметром 10 мм. Стеклянную пластинку с помещенной на ней фильтром с коркой глины кладут на плиту 9. Перед тем как провести замер, указатель прибора 3 устанавливаю! на нуль и затем, придерживая стержень рукой, изме ряют толщину корки в шести точках во взаимно перпендикулярных направлениях. По полученным шести замерам определяют среднюю толщину корки в миллиметрах.
Статическое напряжение сдвига (СНС). Для определения стати ческою напряжения сдвига пользуются специальным прибором СНС-2 (рис. 6.6), основанным на измерении усилия, возникающего на поверх ности цилиндра, который погружен в соосный медленно вращающийся цилиндр, заполненный испытуемым глинистым раствором.
Рис. 6.6. прибор СНС-2 для измерения статического напряжения сдвига:
1-вращающийся столик; 2-цилиндр; 3-стакан; 4-трубка для защиты проволоки; 5-электродвигатель с редуктором; 6-диск с калибровочной таблицей; 7-стальная проволока; 8-указатель; 9-стойка.
В стакан 3 заливают 120 см3 предварительно хороню перемешанного глинистого раствора. При этом надо следить, чтобы уровень раствора стакане совпадал с верхним основанием цилиндра 2 после его погру жения в раствор. Нулевое деление калибровочного диска б устанавли вают против указателя 8. Затем раствор оставляют в покое в течение 1 мин, после чего включают электродвигатель 5, который через передачу медленно вращает столик I и установленный на нем стакан 3 с гли нистым раствором. Вследствие взаимодействия между стенками ци линдра и жидкостью подвесной цилиндр 2 вращается вместе с жид костью, а стальная проволока, на которой подвешен цилиндр, закручи вается и оказывает сопротивление его вращению. Когда сила сопротив ления, стремящаяся вернуть проволоку в исходное положение, будет равна предельному статическому напряжению сдвига, умноженному на величину соприкасающейся с жидкостью поверхности цилиндра, на ступает равновесие двух противоположно направленных сил и вращение цилиндра прекращается.
Структура раствора в результате перемещения частичек, прилегаю щих к поверхности цилиндра, несколько разрушается и проволочка начнет раскручиваться, перемещая цилиндр в обратном направлении. В момент начала вращения цилиндра 2 в противоположную сторону измерение считается законченным. Отсчет проводится по шкале диска в градусах. После этого осторожно возвращают нуль шкалы диска к указателю. По истечении 10 мин по секундомеру проводят второе измерение, чтобы определить тексотропию глинистого раствора. Каж дое измерение от момента пуска электродвигателя до момента останов ки подвесного цилиндра не должно продолжаться более 1 мин, чему соответствует максимальный отсчет в 70°. Полученные в результате измерения показатели в градусах пересчитывают в Па (кг/см2), умножая на соответствующий данной нити коэффициент, приведенный в пас порте, который прилагается к каждому прибору.
Динамическое напряжение сдвига τ0 определяется в стационарных лабораторных условиях при помощи ротационных вискозиметров.
Содержание песка (концентрация посторонних твердых примесей). Для определения концентрации посторонних твердых примесей (содер жания песка) применяют отстойники двух видов: металлический (ОМ-2) или стеклянный (мензурка Лысенко).
Металлический отстойник ОМ-2 (рис. 6.7) представляет собой ци линдрический сосуд 3, оканчивающийся внизу трубкой, внутри которой помещена градуированная сменная пробирка 4 объемом 10 мл с ценой деления 0,1 мм. В верхней части отстойника на уровне, соответствую щем объему 500 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосуда надевается крышка 1, которая служит одновременно для отмеривания бурового раствора (при заполнении до краев объем ее состав ляет 50 мл).
Стеклянная мензурка Лысенко устроена аналогично отстойнику ОМ-2. Содержание песка определяется следующим образом: отстойник заполняется пресной водой примерно наполовину, туда же наливается 50 мл бурового раствора, отмеренного крышкой. Остаток раствора смывается с крышки небольшими порциями воды в отстойник, который следует держать в вертикальном положении. Прибор заполняется водой до тех пор, пока излишек ее начнет вытекать из отверстия 2. После этого отстойник плотно закрывают крышкой и, провернув в горизонтальное положение, энергично взбалтывают в течение 50 с, при этом отверстие должно быть закрыто. По окончании взбалтывания отстойник быстро ставят в вертикальное положение и оставляют в покое на 1 мин (по секундомеру), после чего измеряют объем осадка в пробирке прибора.
Рис. 6.7. Отстойник ОМ-2
Для определения содержания отмытого песка воду с неосевшими частицами сливают через край отстойника, а осадок свежими порциями воды переносят в фарфоровую чашку диаметром 120 мм. Через 1-2 мин отстоявшуюся в ней воду сливают с осадка и наливают новую порцию воды, в которой осадок растирают резиновой пробкой. Мутную воду сливают с осадка, повторяя отмывку несколько раз до полного отмы вания глинистых частиц. После этого осадок смывают в отстойник небольшими порциями воды и измеряют его объем так же, как и при определении общего содержания песка. Общее, содержание песка
П=2V,
содержание отмытого песка
ОП = 2V,
где V, V1-объем соответственно осадка и отмытого осадка, мл; 2-коэф фициент для выражения результата, %.
Стабильность и седиментация. Стабильность глинистого раствора определяют двумя методами. В первом случае находят количество отделившейся от глинистого раствора воды в мерном цилиндре емкостью 100 см3 через 24 ч. Этот метод в практике называют суточным отстоем. Во втором случае стабильность определяется по разности плотностей глинистого раствора, залитого в верхнюю и нижнюю поло вины специального цилиндра емкостью 500 см3. Стабильным считается тот раствор, у которого эта разница не превосходит 0,02; для утяжелен ных растворов эта разница должна быть не выше 0,06.
Показатель седиментации глинистого раствора находится по форму ле
S=100-V, (6.3)
где S-показатель седиментации, %; 100-вместимость мерного цилинд ра, см3; V- положение уровня раздела раствора после суточного отстоя, см3.
Концентрация водородных ионов (водородный показатель). Одной из характеристик глинистых растворов является концентрация водородных ионов в них. В 1 л воды при 22 °С содержится 10-7 ионов водорода; если дисперсионная среда раствора кислая, то концентрация ионов водорода будет больше 10-7 г-ион/л; если же дисперсионная среда щелочная, то концентрация ионов водорода будет меньше этой величины.
Если раствор слабой кислотности содержит водородных ионов 10-6 г-ион/л, то концентрация водородных ионов, обозначаемая индек сом рН будет равна 6, т. е. показателю степени с обратным знаком (при основании, равном 10). Регулированием рН в растворе можно увеличить его стабильность, увеличить скорость застудневания и т. д. В глинистых растворах тиксотропные свойства наиболее ярко проявляются при рН = 8 ÷ 10. Значение рН определяют либо колориметрическим путем (по окраске индикатора), либо электрическим путем. Сущность коло риметрического метода заключается в изменении цвета лакмусовой бумаги с красного на фиолетовый, а затем на синий по мере роста рН от 5 до 9. Применение колориметрического метода затруднительно вслед ствие непрозрачности глинистых растворов. Точные измерения рН следует проводить электрическим методом.
Концентрация газа. При бурении скважин важно знать, заключается ли в выходящем из скважин глинистом растворе воздух или нефтяной газ. Содержание газа в промывочной жидкости определяют с помощью приборов ВГ-1М и ПРГ-1. Принцип работы этих приборов основан на свойстве газов сжижаться под действием избыточного давления.
Прибор ВГ-1М разработан на основе прибора ВМ-6 (см. рис. 6.3). Отличие состоит в том, что плунжер у прибора ВГ-1М несколько длиннее и он снабжен двумя шкалами: верхняя предназначена для измерения показателя фильтрации, нижняя - содержания газа.
Концентрацию газа (в %) вычисляют по формуле
Со =(250-Vж) 2,
где 250 - суммарный объем глинистого раствора с газом, см3; Vж- объем глинистого раствора после удаления газа, см3; 2-множитель для полу чения результата, в процентах.
Остальные параметры глинистого раствора, такие, как концентрация твердой фазы Ст, удельное электрическое сопротивление ρ0, концентра ция коллоидных частиц С0 определяются в стационарных лабораторных условиях и нужны, главным образом, для регулирования показателей промывочной жидкости при бурении в сложных геологотехнически условиях.
Контроль за качеством промывочной жидкости. Во всех УБР (экспе дициях) должен быть организован круглосуточный контроль за изме нениями параметров промывочной жидкости в процессе бурения каждой скважины. Этот контроль организовывают и осуществляют специаль ные лаборатории. В каждом УБР, разведке, проводящей одновременное бурение нескольких скважин, имеется стационарная лаборатория. На лабораторию возлагаются следующие обязанности:
определение качества применяемых глин, воды, реагентов, утяжели телей, цементов;
подбор рецептур бурового раствора, обеспечивающего нормальную проводку скважин;
контроль за качеством бурового раствора и соответствующие прак тические указания по ее рецептуре.
На ответственных буровых лаборатория ведет повахтенный конт роль за качеством бурового раствора, а на остальных буровых она проверяет качество промывочной жидкости раз в сутки. Пробы должны быть доставлены с буровых в закрытых ведерках емкостью 2,5-2 л. На ведерке должна быть бирка с указанием номера буровой, даты взятия пробы и глубины замера.
Параметры промывочной жидкости, подлежащие контролю, разде ляются на три группы в зависимости от условий бурения. К первой группе относятся параметры, контроль которых обязателен при бурении скважин в любых геолого-технических условиях. К таким параметрам относятся: плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, показатель фильтрации, толщина фильтрационной корки и водородный показатель.
К второй группе относятся параметры, контроль которых обязателен на скважинах с особыми геолого-техническими условиями при наличии зон возможных осложнений или применении специальных промывочных жидкостей (хлоркальциевые, известковые, гипсовые, калиевые, эмульсионные и др.). Вторая группа включает параметры первой группы, а также показатель минерализации, концентрацию ионов кальция, маг ния, калия, щелочных металлов, хлора, сульфата, концентрацию из вести, газа, твердой фазы, коллоидных частиц, нефти, напряжение электропробоя.
К третьей группе относятся параметры, контроль которых необхо дим для получения дополнительной информации о свойствах промы вочной жидкости (например параметры при повышенных температурах и давлениях и т. п.). Третья группа включает параметры первой и второй групп, а также температуру промывочной жидкости, показатель фильт рации при повышенной температуре, статическое напряжение сдвига при повышенной температуре, динамическое напряжение сдвига, показатели стабильности и седиментации и т.д.
Широко применяются переносные лаборатории, предназначенные для оперативного контроля за качеством промывочной жидкости непосредственно на буровой. Большую перспективу имеют автоматические установки по беспрерывному контролю и регистрации параметров глинистого раствора.
Функции глинистых растворов в нормальных условиях бурения. Гли нистому раствору присущи некоторые функции, которыми не обладают другие виды буровых растворов. Это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взве шенном состоянии в период прекращения циркуляции глинистый раст вор в скважине находится под давлением, равным весу столба раствора. В стенках скважины имеются поры и трещины и в них под давлением просачивается глинистый раствор. Мелкие частицы глины вместе с во дой проникают в трещины породы, причем частицы оседают на поверх ности трещин, а вода впитывается (отфильтровывается) в стенки сква жины. В дальнейшем толщина слоя осевших частиц увеличивается, трещины забиваются так плотно, что вода уже не может проходить дальше.
Таким образом, стенки скважины покрываются тонкой коркой из слипшихся частиц глины. Образование тонкой корки возможно при использовании высококачественных глинистых растворов. Корка вы полняет очень много важных функций, а именно: она препятствует уходу воды из раствора в пласт, закупоривает все поры и трещины в стенках скважины, отчего стенки становятся прочными и не обваливаются, а также задерживает проникновение воды, нефти и газа из различных пластов в скважину.
Совершенно иное происходит при использовании некачественных глинистых растворов с крупными частицами. Последние не проходят глубоко в трещины и поры, а остаются на стенках скважины (рис. 6.8).
Рис. 6.8. Образование гли нистых корок:
а - тонкой корки при качественном глинистом растворе; б - толстой корки при некачественном глинистом раст воре (белые кружки обозначают части цы суспензий, точки - коллоидные частицы породы стенок скважины заштрихованы)
Между крупными частицами имеются проходы, через которые вода впитывается глубже в пласты, на стенки скважины садятся все новые и новые частицы, осаждая толстую, рыхлую водопроницаемую корку. Эта корка значительно уменьшает кольцевое пространство между стен ками скважины и бурильными трубами.
Толстая корка легко разрушается, часто отрывается от стенок скважины и, налипая на трубы и долото, образует сальники, способствующие затяжкам и прихватам бурильной колонны. Проникновение боль шого количества отфильтрованной воды в пласт вызывает размыв породы, обвалы, что очень часто приводит к тяжелым авариям.
Для избежания осложнений и аварий очень важно, чтобы из гли нистого раствора, находящегося в скважине не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции. Для этого необходимо, чтобы глинистый раствор содержал в достаточном коли честве коллоидную фракцию, которая была бы способна удерживать обломки выбуренной породы во взвешенном состоянии в жидкости, находящейся в покое. Если раствор коллоидален и обладает тиксотропными свойствами, то он не дает возможности частицам интенсивно скопляться и агрегироваться.
В процессе бурения в зависимости от конкретных условий (литология разбуриваемых пород, давление в проходных пластах, темпы бурения и т. п.) необходимо регулировать качество и количество глинистого раствора, закачиваемого в скважину в единицу времени. Количество промывочной жидкости, закачиваемой в единицу времени, должно обеспечить полное удаление с забоя и вынос на поверхность всех выбуриваемых частиц породы. В случае недостаточной скорости восхо дящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве круп ные частицы выбуренной породы остаются на забое; породы будет выбуриваться больше, чем раствор способен увлечь с собой на поверх ность, в результате раствор сгустится и образуются сальники, которые могут вызвать прихват бурильной колонны.
Для всех нефтяных районов СНГ глинистые растворы, применяю щиеся при нормальных (неосложненных) условиях бурения, должны обладать следующими параметрами; вязкость по СПВ-5 не более 30 с, статическое напряжение сдвига (СНС) через 1 мин не более 5-10-8 Н/м2, показатель фильтрации (водоотдача) не более 10 см3 за 30 мин, кон центрация посторонних твердых примесей (содержание песка) до 1%.
Назначение глинистых растворов при бурении в осложненных усло виях. При бурении нефтяных и газовых скважин очень часто возникают всевозможные осложнения. Основные из них - поглощение буровою раствора, выбросы и нарушения целостности ствола скважины. Эти осложнения не возникают обособленно - развитие одного из осложнений может стать фактором, способствующим появлению других. Так, по глощение бурового раствора, сопровождающееся снижением гидроста тического давления на стенки скважины, создает благоприятные условия для газонефтяных и водяных выбросов, а также обвалов или осыпей вышележащих пород (разновидность осложнений, связанных с наруше нием целостности ствола скважины).
При бурении в осложненных условиях изменяются требования к гли нистому раствору. Последний должен обладать качеством, позволяю щим предотвратить возможные осложнения или ликвидировать их в самом начале. Для предупреждения и борьбы с поглощениями про мывочной жидкости глинистый раствор должен иметь минимальную плотность и обладать достаточными вязкостью, начальным напряже нием сдвига и тиксотропностью.
Одно из основных мероприятий по предупреждению обвалов стенок скважины и газонефтепроявлений своевременное увеличение плотности глинистого раствора до необходимых размеров. Перечисленным слож ным требованиям обычный глинистый раствор, содержащий только воду и глину, хотя бы даже и коллоидную, не в состоянии удовлетво рить. При бурении в осложненных условиях необходимо обрабатывать глинистые растворы.
Химическая обработка глинистого раствора. Для обработки глини стых растворов в СССР и за рубежом применяется несколько сотен (в США различные фирмы поставляют более 500) различных реагентов. Основные из них указаны на рис. 6.9. Из приведенных химических реагентов специального приготовления требуют натриевые соли гуминовых кислот (УЩР и ТЩР), щелочные реагенты из сульфитспиртовой барды и крахмала, комбинированный реагент (реагент, состоящий из УЩР и ССБ). Технология подготовки остальных реагентов проста и заключается в растворении их в воде. После растворения реагент вводят в глинистый раствор.
Углещелочной реагент (УЩР). Для приготовления УЩР из бурового угля извлекают гуминовые кислоты воздействием на него едкого натра и получают растворимые в воде натриевые соли гуминовых кислот - вещество, вступающее в физико-химическое взаимодей ствие с твердой фазой глинистого раствора. В условиях буровых реагент готовят следующим образом. В глиномешалку наливают необходимое количество воды, затем заливают рассчитанный объем раствора каусти ческой соды и при перемешивании постепенно загружают бурый уголь в количестве, определенном по расчету.
Все перемешивают в течение 1 ч, затем доливают- воду до полного объема глиномешалки и продолжают перемешивание системы еще в течение 1 2 ч. Приготовленный таким образом раствор реагента необходимо выдержать в специальных емкостях в течение суток (не менее), так как процесс извлечения гуминовых веществ из бурого угля протекает продолжительное время. Массу влажного бурого угля (в т), необходимую для приготовления реагента, вычисляют по формуле
(6.4)
где Q2-масса сухого бурого угля, необходимая для приготовления реагента, т; W- влажность бурого угля, %.
Влажность угля W (в %) определяется из соотношения
(6.5)
где β1, β2 - масса соответственно навески угля перед сушкой и после нее.
Обычно в лабораторных условиях при определении влажности берут 5 г навески влажного угля и просушивают в сушильном шкафу при температуре 105-110 °С. Объем раствора каустической соды Vк.с. для приготовления единицы объема реагента по установленной рецептуре можно определить из соотношения
(6.6)
где n-содержание каустической соды в реагенте, %; V-объем раствора, м3; m -содержание каустической соды в растворе, %.
Технология приготовления ТЩР аналогична технологии приготовле ния УЩР Значительная часть УЩР поставляется в порошкообразном виде. Порошкообразный реагент обладает многими преимуществами. Процесс приготовления упрощается - порошкообразный УЩР легко растворим в воде. Обычно используют 10-15 %-ный раствор УЩР. Реагент считается готовым через 3-4 ч после растворения его в воде. В случае избытка воды в глинистом растворе допускается засыпка порошка непосредственно в циркулирующий глинистый раствор. Стан дартная технология производства реагента обеспечивает требуемое его качество. Сухой УЩР можно хранить любое время, оберегая его от попадания воды.
Сульфит-щелочной реагент. В условиях буровой этот реагент, так же, как углещелочной и торфощелочной, готовят в глиномешалке. Наливают воду примерно до половины объема глиномешалки, зали вают расчетное количество раствора каустической соды и затем при перемешивании подают сульфит-спиртовую барду. Смесь перемешивают до получения однородной массы, после чего глиномешалку заполняют водой до полного объема и всю систему дополнительно перемешивают в течение 20-30 мин. Реагент может быть использован сразу же после приготовления.
Комбинированный реагент. После перемешивания угля с каусти ческой содой в глиномешалку подают ССБ в количестве, предваритель но определенном по лабораторным опытам. По окончании приготовле ния реагент необходимо выдерживать в отстойной емкости не менее суток для возможно полного извлечения гуминовых веществ.
Утяжеление глинистых растворов. Для предотвращения осложне ний, связанных с нарушением целостности ствола скважины и возмож ными газонефгепроявлениями, возникает необходимость повышать плотность глинистого раствора в значительных пределах (до 2200-2400 кг/м3). Получить такую плотность увеличением концентрации гли нистой породы в промывочной жидкости невозможно. Для этого в гли нистые растворы вводят реагенты с большой плотностью, получившие название утяжелителей, и таким образом повышают плотность гли нистого раствора до требуемых величин.
Применяемые в нашей стране утяжелители можно разделить на две группы в зависимости от их плотности, К первой группе относятся материалы плотностью 2600-3500 кг/м3. Это малоколлоидные глины мергели, мел, известняк и др. Утяжелители этого типа обладают низкой утяжеляющей способностью и могут обеспечить утяжеление только до 1700 кг/м3. В связи с этим они расходуются обычно в больших количест вах, что приводит к повышению содержания твердой фазы в буровых растворах и снижает эффективность бурения. Поэтому эти утяжелители целесообразно использовать при отсутствии более эффективных утяже лителей. Ко второй основной группе утяжелителей относятся материалы с плотностью 3500-5300 кг/м3. Это барит, железистые и сидеритовые утяжелители.
Наилучшим утяжелителем считается барит. Для нужд бурения по ставляются технические сорта барита, содержащие различные примеси (кремнезем, известняк, доломит и др.). Железистый утяжелитель (гема тит, магнетит, пирит) имеет недостатки (высокая абразивность, содер жание большого количества водорастворимых солей), которые ухуд шают качество бурового раствора и снижают технико-экономические показатели бурения. Сидеритовый утяжелитель (FеСО,) кислоторастворимый, что выгодно отличает его от других утяжелителей.
В отдельных случаях возникает потребность использовать утяжели тели плотностью более 5300 кг/м3. Например, для предотвращения сужения ствола скважины в результате аномально высоких пластовых давлений, течения солей и т. д. Утяжелители этой группы галенит (РЬ5), или свинцовый блеск, феррофосфор, свинцовый сурик (Рb3O4), ферро силиций, ферромарганец.
Необходимое количество сухого утяжелителя (в кг/м3) следует вы числять по формуле
(6.7)
где 1,2,3 - плотность соответственно исходного бурового раствора, требуемая и утяжелителя, г/см3.
Обрабатывать утяжелителем следует качественные растворы, имею щие хорошую способность удерживать частички твердой фазы во взвешенном состоянии.
Рассмотрим процесс утяжеления более подробно. В глинистый раствор вводят мелко раздробленное новое вещество - утяжелитель. От добавки утяжелителя увеличивается количество твердых частиц в раст воре и, следовательно, повышается его вязкость. Если вязкость выше нормы, то утяжеленный раствор разбавляют водой. Но так как при этом показатель фильтрации раствора может сильно возрасти, а плотность снизиться, то раствор предварительно обрабатывают реагентом, кото рый понижает водоотдачу. Увеличение вязкости раствора происходит не только вследствие увеличения количества частиц.
Частицы утяжелителя, если они плохо смачиваются водой, вносят в раствор большое количество пузырьков воздуха. Получается переби тый раствор с большой вязкостью и недостаточной плотностью. Устра нить это можно двумя следующими способами: заранее смочить утяже литель водой или реагентом; обработать раствор реагентами понизителями водоотдачи, этим достигается лучшая смачиваемость частиц глины и утяжелителя.
Перед вступлением в зону осложнений на буровой обязательно должен быть запас утяжелителя и химических реагентов в количествах, обеспечивающих получение утяжеленного раствора согласно ГНТ.
Влияние температуры и давления на параметры буровых растворов. Свойства буровых растворов в забойных условиях при давлениях и тем пературах окружающей среды на поверхности могут сильно отличаться. На больших глубинах давление столба бурового раствора может дости гать 140 МПа. Температура зависит от геотермического градиента, на забое скважины она может доходить до 300 "С. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют различные буровые растворы, отличаю щиеся как по составу основных материалов, так и по характеру хими ческих реагентов, которые используют для обработки. Вследствие боль шого числа переменных факторов, влияющих на свойства буровых растворов, предсказать их поведение при высоких температурах (осо бенно буровых растворов на водной основе) невозможно. Поэтому влияние температуры и давления на свойства буровых растворов следует рассматривать дифференцированно для раствора каждого типа.
Исследованиями Б. И. Есьмана, Г. Я. Дсдусснко и Е. А. Яишниковой установлено следующее.
1. Необработанные глинистые растворы не следует использовать при бурении скважин в районах с высокими забойными температурами, так как значительный рост водоотдачи и статического напряжения сдвига может привести к осложнению ствола скважины.
2. Глинистые растворы, обработанные УЩР, можно использовать при бурении скважин с забойной температурой порядка 180°С. Реагент-стабилизатор УЩР образует на поверхности глинистых частиц гидро фильные адсорбционные пленки, которые обеспечивают создание гидратных оболочек. Адсорбционно-гидратные оболочки устраняют силы сцепления между частицами, обеспечивая гидродинамическую смазку, т. е. уменьшают трение. Под действием высоких температур активность УЩР возрастает.
3. Глинистые растворы, обработанные ССБ и ее производными, можно использовать при бурении скважин с забойной температурой порядка 120 0С. КССБ в отличие от ССБ можно рассматривать как реагент-стабилизатор глинистых растворов при бурении скважин с за бойной температурой порядка 180°С.
4. Глинистые растворы, обработанные КМЦ, можно использовать при бурении скважин с забойной температурой порядка 120°С.
5. Известковые глинистые растворы (растворы, содержащие кроме реагентов-стабилизаторов и понизителей вязкости известь Са(ОН)2 в виде пушонки или известкового молока) можно использовать при бурении скважин с забойной температурой порядка 180°С.
Для повышения термостойкости глинистых растворов часто приме няют соли хрома в сочетании с другими реагентами (гипан и т.п.). За рубежом для этой цели используют полиакрилаты, феррохромлишо-сульфонаты (ФХЛС), УЩР вместе с неиогенными поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Необходимо отметить, что для бурения глубоких скважин приме няют растворы, непременно содержащие соли Nа или Са. Например, при бурении в условиях забойной температуры до 180°С используют раст воры, отработанные ФХЛС и содержащие гипс. Термостойкий гли нистый раствор с УЩР, помимо ПАВ, содержит NаС1.
При повышении давления вязкость систем на водной основе увели чивается, однако это явление менее заметно, чем влияние температуры.
Критической температурой для воды считается 374 °С. Реакции обыч ных компонентов промывочных жидкостей на водной основе между собой и с разбуриваемыми породами существенно ограничивают пре делы полезности растворов на водной основе даже при более низких температурах. Вынужденный выбор неводной дисперсионной среды промывочной жидкости ограничивает круг поисков стабильных жид костей высокотемпературными смазками, жидкостями для гидросисте мы и жидкими теплоносителями. Эти жидкости относятся к классам ароматических или полифениловых сложных эфиров, простых эфиров ароматического ряда или фосфорной кислоты, а также ароматических силиконов и некоторых нафтеновых и парафиновых масел, голоидированных углеводородных эфиров. Необходимые несущие и изолирующие свойства могут быть приданы промывочной жидкости с помощью добавки в них сажистых веществ и загустителей для высокотемператур ных консистентных смазок.
Для правильного представления о влиянии температуры на процесс бурения необходимо знать температуру у забоя скважины, а также закон изменения температуры глинистого раствора во время циркуляции. Б. И. Есьман изображает схему изменения теплового состояния скважи ны от начала и до конца бурения следующим образом. Промывочная жидкость, имеющая на поверхности некоторую начальную температуру, закачивается в скважину через бурильные трубы, по которым движется вниз, к долоту. Выйдя из отверстий долота, промывочная жидкость поднимается по затрубному пространству к устью, вступая по пути в соприкосновение со стенками скважины и одновременно омывая бурильные трубы скважины.
С увеличением глубины скважины температура пластов возрастает, поэтому безусловно будет возрастать и температура промывочной жидкости, движущейся вниз. Выйдя из отверстий долота и поднимаясь в кольцевом пространстве, промывочная жидкость первое время будет продолжать нагреваться за счет температуры пластов. Одновременно определенное количество тепла она будет отдавать жидкости, движу щейся вниз внутри колонны бурильных труб. В некоторой точке скважины температура поднимающейся промывочной жидкости станет равной, я затем и выше температуры пластов, после чего она вынуждена отдавать свое тепло не только жидкости, которая спускается вниз по трубам, но и окружающим пластам.
Полимерглинистые и безглинистые растворы. Одной из важных задач в бурении считается создание растворов для массового бурения, приме нение которых способствовало бы увеличению механической скорости проходки при минимальных затратах материалов и химических реаген тов на приготовление и регулирование показателей их свойств. К таким относятся буровые растворы с низкой концентрацией твердой фазы-полимерглинистые и безглинистые. Существенное отличие этих раство ров от обычных глинистых растворов - незначительное содержание твер дой (глинистой) фазы (3-5%) или полное ее отсутствие.
Основа этих растворов - полимерные реагенты. Они относятся к раз личным модификациям целлюлозы (производная акриловых полиме ров), биополимерам, а также сополимерам. Полимеры, применяемые для приготовления и обработки буровых растворов, относятся к поли электролитам, в молекулярной цепи которых имеются различные функ циональные группы. Одним из важнейших свойств полимеров считается способность полностью или частично флокулировать дисперсные час тицы различного минералогического состава.
В качестве флокулянтов частиц выбуренной породы используют полимеры, выпускаемые в виде геля, жидкости и порошка. На буровой заблаговременно готовят водный 0,1-0,5% раствор полимера. Для растворения жидких и порошкообразных полимеров используют глино мешалку или цементировочный агрегат. В целях предупреждения обра зования комков из склеивающихся частиц полимера и повышения скорости его растворения полимер добавляют постепенно, равномерно распределяя его в объеме перемешиваемой жидкости.
Для растворения гелеобразного полимера необходимо использовать цементировочный агрегат. Применение в этом случае глиномешалки неэффективно из-за низкой частоты вращения лопастей.
Разработана и используется технология комбинированной очистки бурового раствора от частиц выбуренной породы. В этой технологии для повышения эффективности очистки раствора предусматривается совместное использование полимерных флокулянтов и механических средств очистки. Технологическая схема комбинированной очистки бу кового раствора представлена на рис. 6.10. Выходящий из скважины буровой раствор, загрязненный частицами выбуренной породы, проходя через вибросито 2 и гидроциклонный пескоотделитель 3, освобождается от грубодисперсных частиц.
Для седиментации тонкодисперсных частиц в буровой раствор, вы водящий из пескоотделителя в желоб 4, добавляют из расходной емкости 5 расчетное количество водного раствора полимера-флокулянта, расход которого регулируют с помощью задвижки. Присутствие в буровом растворе полимера обусловливает агрегатирование мелких взвешенных твердых частиц породы, которые осаждаются в отстойнике 6. Очищенный раствор поступает в резервуары 7, откуда насосами 8 его закачивают по манифольду 9 в скважину 1.
Рис. 6.10. Схема комбинированной очистки бурового раствора с применением полимеров-флйкулянтов и механических средств
Положительные свойства полимерглинистых и безглинистых раство ров заключаются в следующем:
отсутствие или низкое содержание твердой фазы;
хорошие смазывающая и ингибирующая способности;
селективное флокулирующее действие по отношению к дисперсной фазе;
возможность регулирования фильтрационных свойств в широких пределах в зависимости от задач бурения.
В отечественной и зарубежной практике бурения получили распро странение полимерглинистые и безглинистые растворы на основе поли-акриломида, гидролизованного полиакрилонитрила, биополимеров и других высокомолекулярных соединений.
Ингибированные буровые растворы. Растворы этого типа характери зуются тем, что в них создаются условия, препятствующие набуханию и диспергированию содержащейся в них глины. При использовании ингибированных растворов предотвращается набухание и разбухание глинистых пород, слагающих стенки скважин. Наибольшее распростра нение из ингибированных буровых растворов получили кальциевые растворы - известковые и гипсовые.
Известковые растворы. Представляют собой сложные системы, в которые кроме глины и воды входят четыре обязательных компонента: известь, каустик, понизитель вязкости и защитный реагент-понизитель показателя фильтрации. Помимо этого в составе могут быть добавки специальною назначения (нефть или дизельное топливо, утяжелитель и др.).
Известь обычно добавляется в количестве 0,2-1,5% и является основной ингибирующей добавкой, действующей непосредственно на глину и изменяющей ее свойства. Щелочь добавляется для снижения растворимости извести. Кроме того, присутствие щелочи в известковом растворе активизирует процессы, усиливает действие реагентов-понизителей вязкости и водоотдачи.
Ингибирование в гипсовых растворах осуществляется добавками гипса или алебастра с доведением содержания кальция в растворе до 3000 мг/л. Для регулирования вязкости гипсовых растворов используют хромлигпосульфаты, водоотдачи-КМЦ. Гипсовые растворы отличают ся термостойкостью (до 160-180 0С) и применяются при разбуривании неустойчивых глинистых отложений при высокой температуре.
Солестойкие буровые растворы. Растворы этого типа характеризуют ся устойчивостью к действию солей, попадающих в буровой раствор в процессе разбуривания пластов, которые насыщены высокоминерали зованными водами, а также интервалов, сложенных разными солями (каменная соль, сильвинит, бишофит и т. д.). Наиболее простым соле стойким раствором считается насыщенный раствор соли или пластовая высокоминерализованная вода, содержащая не менее 25% соли. Гли нистые растворы, насыщенные солью, используют в том случае, если нельзя бурить бсзглинистым раствором, насыщенным солью.
Нейтрализация сероводорода в буровом растворе. Наиболее ради кальное средство предупреждения сероводородной агрессии в процессе бурения-нейтрализация сероводорода в скважине, достигаемая введе нием в буровой раствор нейтрализаторов. В мировой и отечественной практике наиболее распространенными для нейтрализации сероводо рода считаются реагенты на базе окислов железа (оксидин, ЖС-7). Часто при бурении в условиях сероводородной агрессии применяют растворы на нефтяной основе. Следует иметь в виду, что безглинистые буровые растворы менее подвержены сероводородной агрессии, чем глинистые растворы.
§ 3. Использование воды в качестве промывочной жидкости
В некоторых нефтяных районах с успехом используется вода в ка честве промывочной жидкости. Существуют три основных условия, необходимых для использования воды в качестве промывочной жид кости:
1) устойчивость разбуриваемых горных пород, высокая сопротив ляемость их размывающему действию потока промывочной жидкости;
2) наличие буровых насосов, позволяющих создавать высокие ско рости восходящего потока воды в затрубном пространстве;
3) бесперебойное снабжение технической водой, так как расход ее составляет 3,55 5 м3 на 1 м проходки, а по отдельным скважинам - до 10 м3 на 1 м.
Для определения устойчивости стенок скважин при бурении автоп ввел коэффициент обвалообразования Коб, который равен отношению фактического Vф к теоретическому Vт объему ствола скважины:
Коб=Vф/Vт. (6.8)
Фактический объем участка скважины определяют измерением площади кавернограммы планиметром. Отношение этой площади к пло щади, ограниченной номинальным диаметром, дает величину Коб. Буре ние на воде возможно, если 1 < Коб < 3, а при Коб > 3 использование воды может привести к опасным последствиям.
Технико-экономические показатели при бурении скважин с исполь зованием воды в качестве промывочной жидкости улучшаются за счет следующих основных преимуществ, которые вода имеет по сравнению с глинистым раствором.
1. При бурении с промывкой забоя водой создается возможность увеличить мощность на долоте. Переход с глинистого раствора на воду позволяет увеличить подачу насосов в результате уменьшения плотно сти и вязкости прокачиваемой жидкости при неизменном допустимом рабочем давлении на выкиде насосов.
2. Улучшается работа буровых насосов и гидравлических забойных двигателей, а также уменьшается расход запасных частей к ним. Вода содержит меньше шлама и песка по сравнению с глинистым раствором, так как при прохождении через очистную систему частицы выбуренной породы почти полностью выпадают из воды.
Существенным недостатком воды считается непригодность ее для вскрытия и бурения продуктивных нефтяных и газовых горизонтов, особенно с пониженным давлением. Проникая в нефтяные и газовые пласты, вода сильно затрудняет и усложняет их освоение, является причиной уменьшения возможного дебита нефти и газа. Вскрываемые водой пласты небольшой продуктивности и низкого давления в некото рых случаях освоить вообще не удается.
Для некоторого снижения вредного влияния воды на продуктивный пласт к ней добавляют ПАВ. Задача ПАВ при этом заключается в снижении поверхностного натяжения на границе с нефтью и уменьше нии сил молекулярного взаимодействия поверхности перового пространства с водой (фильтрат промывочных жидкостей). Благодаря, снижению поверхностного натяжения вода, поступающая в продуктив ные пласты, диспергируется на мелкие капли, что приводит к более легкому ее вытеснению из призабойной зоны.
Бурить скважины с применением воды в качестве промывочной жидкости следует при соблюдении следующих основных правил. Буре ние скважины с промывкой водой допускается при наличии устойчивых пород по всему разрезу ствола скважины или в большей его части, отсутствии нефтяных горизонтов с большим пластовым давлением, в незакрепленной части ствола, отсутствии сильно дренированных нефтяных объектов. Интервалы бурения с промывкой водой должны быть, указаны в ГТН. Глубину спуска направления и кондуктора устанавливают с учетом предохранения устья от размыва, а также перекрытия неустойчивых пород и зон катастрофических поглощений. В отдельных случаях при устойчивых породах разрешается ограничиться одним направлением без спуска кондуктора.
Во избежание прихвата инструмента надо непременно следить за чистотой промывочной жидкости (воды), подаваемой в скважину, не допуская ее загрязнения, для чего необходимо следующее:
а) ввести бурение с промывкой водой при одновременной работе не менее двух насосов, обеспечивающих подачу промывочной жидкости не менее 55-58 л/с;
б) иметь на буровой постоянный запас воды, достаточный для замены загрязненной промывочной жидкости; не следует допускать загрязнения воды до состояния «цвета молока», надо добавлять воду в циркулирующую жидкость в начале желобной системы;
в) чтобы циркуляционная система обеспечивала полную очистку воды от частичек выбуренной породы.
Не разрешается бурить скважину со ступенчатым стволом, так как ствол, имеющий диаметр, загрязняется.
Во избежание заклинивания нового долота нижний интервал скважины (6-8 м) в зависимости от величины углубления ее предыдущим долотом и состояния сработки долота по диаметру, нужно проработать новым долотом при пониженной нагрузке.
При выходе из строя одного из буровых насосов необходимо прекратить бурение, а бурильную колонну поднять на максимально возможную высоту в зависимости от длины ведущей трубы. За время ремонта насоса следует периодически расхаживать бурильную колонну с проворачиванием ее и не прекращать промывку скважины вторым насосом. При появлении затяжек, необходимости ремонта двух насосов, а также других длительных остановках бурильную колонну следует поднять из скважины.
Существуют два метода перехода с промывки скважины водой на промывку глинистым раствором. В первом случае переход на глинистый раствор осуществляется постепенно путем равномерного (по времени) добавления глинистого раствора в промывочную жидкость без прекра щения бурения. Во втором случае переход на промывку глинистым раствором осуществляется единовременной заменой циркулирующей в системе воды глинистым раствором. Постепенный переход на гли нистый раствор происходит обычно в течение 2-4 сут. В течение этого времени уменьшается эффективность бурения по сравнению с бурением с промывкой водой, снижаются механические скорости и проходка на долото.
При единовременной замене промывочной жидкости срок прове дения операции значительно сокращается и занимает несколько часов. Во избежание поглощения глинистого раствора перед заменой воды следует самым тщательным образом зацементировать все зоны ухода раствора.
Перед подъемом бурильной колонны (для смены долота) скважину промывают до полного удаления выбуренной породы. Бурильную ко лонну следует поднимать из скважины при непрерывном заполнении ее из самотечного чана путем подачи жидкости буровым насосом.
Чтобы вода в зимнее время не замерзала в нагнетательной линии, необходимо при подъеме и спуске бурильной колонны проводить про мывку через ведущую трубку, спущенную в шурф.
При появлении затяжек во время подъема бурильной колонны необходимо навинтить ведущую трубу и промыть скважину при макси мальной подаче жидкости насосами. При последующем спуске буриль ной колонны следует в интервале затяжки проработать ствол скважины.
При интенсивных проявлениях пласта в процессе бурения с промыв кой водой необходимо заменить воду глинистым раствором.
§ 4. Буровые растворы на нефтяной основе
К буровым растворам на нефтяной основе (РНО) относятся трех фазные системы, дисперсионной средой которых являются нефтепродук ты (сырая нефть, дизельное топливо), а дисперсной фазой битумы, органофильные глины, наполнители (утяжелитель, мел, асбест и другие твердые дисперсные материалы), а также эмульгированная вода различ ной минерализации. К растворам на нефтяной основе относятся как нефтяные растворы, содержащие воду до 5-10%, так и эмульсии, концентрация воды в которых может доходить до 95%.
РНО не снижают продуктивность пластов, обеспечивают возмож ность бурения в неустойчивых, набухающих или расширяющихся в вод ной среде породах, предотвращают сальникообразованис и прихваты инструмента, обладают смазочными свойствами, что облегчает спуско-подъемные операции и снижает возможность аварий. Эти системы не обладают электропроводностью, предохраняют инструмент от корро зии. К недостаткам РНО относится следующее:
невозможность проведения стандартного электрокаротажа;
трудность регулирования структурно-реологических свойств;
существенная зависимость вязкостных и тиксотропных свойств от температуры и давления, что обусловливает трудности поддержания необходимого уровня структурообразования в забойных условиях;
трудность в поддержании свойств при попадании воды и других загрязняющих добавок;
отрицательное влияние на резиновые детали, контактирующие с раствором;
сложность приготовления.
Эмульсионные растворы. Эмульсия-двухфазная система, со стоящая из мельчайших капелек «масла», расположенных в воде, или мельчайших капелек воды, которые распределены в «масле». Под маслом подразумевается любое органическое вещество, в частности,
нефть и ее продукты.
Если смешивается только вода и «масло», то образующиеся при перемешивании капельки будут сливаться (коалесцировать) после прекращения размешивания и образовывать отдельные слои. Этого не произойдет, если к смеси «масла» и воды добавить в небольшом количестве третье вещество, называемое эмульгатором, которое распре деляется на поверхности капель, уменьшая поверхностное натяжение и вызывая отталкивание капель друг от друга. От обычных глинистых растворов эмульсионные глинистые растворы отличаются присутствием в системе дополнительного компонента в виде мельчайших капелек нефти или некоторых продуктов ее переработки.
Эмульсионные глинистые растворы можно готовить из самых раз ных исходных глинистых растворов. В качестве эмульгаторов исполь зуют крахмал, натриевую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), бентонит, лигниты, натриевые, калиевые и алюминиевые соли высших жирных кислот и другие вещества. У большинства глинистых растворов эмуль гатором является само глинистое вещество, поэтому эмульсия может образоваться и без добавления специального эмульгатора. Однако в этих случаях периодическое добавление эмульгаторов необходимо для получения более устойчивой эмульсии.
Нефть и эмульгатор предпочтительно вводится в глинистый раствор по специальной линии, подводящей «масло» к буровому насосу. При такой подаче обеспечивается лучшее перемешивание, а значит эмульгирование раствора. Нефть и эмульгатор следует добавлять в раствор (если возможно) после спуска нового долота на забой и сразу после наращивания, чтобы избежать перерыва в процессе эмульгирования. Химическая обработка эмульсионного раствора при его приготовлении и в процессе бурения проводится обычным способом.
В зависимости от заданных параметров (плотность, водоотдача, структурно-механические свойства) количество нефтяного компонента в эмульсионном растворе может колебаться в значительных пределах (от 8 до 50%).
Для интенсивного эмульгирования вводимых в глинистый раствор нефтяных компонентов применяются диспергаторы разных конструк ций.
Э. Г. Кистер, И. 3. Фейнштен и другие исследователи разработали и предложили эмультал реагент-эмульгатор - для получения эмульси онных буровых растворов с высоким содержанием воды. Инвертные эмульсионные буровые растворы, полученные с помощью эмультала, предназначаются для проводки скважин в неустойчивых и соляных породах, вскрытия и освоения продуктивных пластов и отбора керна с сохранением его естественной водонасыщенности и проницаемости. Являясь системами «вода в масле», эти растворы обладают низкой или нулевой фильтрацией (фильтрат-углеводородная фаза), хорошей прокачиваемостью, высокой устойчивостью к выбуренной породе, солям и минерализованным пластовым водам, а также тиксотропной структурой, обеспечивающей возможность их утяжеления. Указанные эмульсии устойчивы при длительном хранении и практически безопасны в пожар ном отношении.
Инвертные эмульсионные буровые растворы, получаемые с помощью эмультала, просто готовить в условиях буровой. Приготовление их сводится к интенсивному смешению углеводородной и водной фаз (в соотношении соответственно 1:2-1:3) путем круговой циркуляции центробежным или поршневым насосом через любую емкость, в том числе приемную емкость бурового насоса или непосредственно через скважину. Продолжительность перемешивания определяется объемом раствора и подачей насосов. Например, с помощью двух буровых насосов за 1,5-2 ч может быть приготовлено 150 м3 эмульсии. Эмультан перед приготовлением эмульсии легко растворяется в углеводородной фазе последней (дизельном топливе или нефти). Расход эмультана составляет 5—10 кг на 1 м3 инвертного эмульсионного бурового раст вора.
Вязкость раствора легко регулируется изменением соотношения фаз. Повышение вязкости достигается добавлением воды, а понижение - до бавлением дизельного топлива. Удельный вес эмульсии регулируется добавлением солей и утяжелителя, а структурно-механические свой ства - добавлением небольших количеств бентонитовой глины и СМАД-1.
Нефтяные растворы. Для бурения в осложненных условиях, вскрытия продуктивных пластов применяют промывочные жидкости на неводной основе, в которых дисперсионной средой является не вода, а продукты нефти.
В отечественном бурении применяют два тина нефтяных растворов.
1. Раствор с дизельным достиллятором или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды, стабилизированной натриевым мылом окисленного парафина. Состав раствора (в %) следующий: 10-20 биту ма, 1,5-3 натриевого мыла окисленного парафина, 0,7-1,5 едкого натра, 1-5 воды, остальное дизельный дистиллят или дизельное топливо).
2. Раствор на основе дистиллятных нефтепродуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натриевым мылом окисленного петролатума (2-5%); окисленного битума (15-25%); остальные компоненты в том же количестве, что и в растворе первого типа.
Плотность растворов на нефтяной основе может изменяться в Широ ком диапазоне. Неутяжеленный раствор обычно имеет плотность 900 кг/м3, при утяжелении она может быть доведена до 2200-2500 кг/м3. Процесс приготовления раствора на нефтяной основе заключается в растворении битума и окисленного нефтепродукта (петролатум или парафин) в дисперсионной среде (дизельное топливо, дисталлятные нефтепродукты).
Вязкость и статическое напряжение сдвига раствора на нефтяной основе регулируется изменением концентраций химических реагентов, твердой фазы (частичек битума). Добавление органических кислот раз жижает раствор, а введение щелочи оказывает противоположное дей ствие: вязкость раствора увеличивается.
Одно из основных преимуществ растворов на нефтяной основе - их незначительная фильтрация через пористые породы. Нередко фильтра ция полностью отсутствует.
При бурении РНО необходимо применять детали, изготовленные из резины специальных нефтестойких сортов. Это объясняется следующим: нефтяные продукты, используемые для приготовления растворов в ка честве основы, не проводят электрический ток, поэтому возникают затруднения во время ведения электрометрических работ. Так как растворы на нефтяной основе дороги, при бурении в обвязке буровых насосов должны быть предусмотрены дополнительные сооружения для предупреждения потерь раствора (крытая циркуляционная система, соответствующее оборудование устья скважины, позволяющее собрать раствор в случае переливания ею через устье и т. п.). При работе с этими растворами необходимо строгое соблюдение всех правил противопо жарной безопасности и проведение профилактических мероприятий.
§ 5. Бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом. Аэрированные промывочные жидкости и пены
В мировой практике широкое распространение получило бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом. Способ бурения с очист кой забоя воздухом или газом отличается от способа бурения с промы вочной жидкостью тем, что вместо бурового раствора применяют газообразный циркулирующий агент. В качестве циркулирующего аген та для неглубоких скважин, в которых исключается возможность встре чи в разрезе газоносных или нефтеносных пластов, используют сжатый воздух, подаваемый в скважину от установленных на поверхности компрессоров, или применяют аэрированную промывочную жидкость.
Если при бурении появляется необходимость вскрывать газоносные или нефтяные пласты, то бурить с очисткой забоя воздухом не рекомен дуется, так как сжатый воздух в смеси с естественным газом может образовать гремучие и легко воспламеняющиеся смеси. В этом случае в качестве циркулирующего агента можно применять любой газ, кото рый совместно с естественным газом или парами нефти не может дать гремучий газ или легко воспламеняющиеся смеси, а также аэрированную промывочную жидкость.
При бурении скважин с очисткой забоя воздухом или газом увеличи вается механическая скорость и проходка на долото. Этому способ ствует разрушение горных пород без их смачивания, отсутствие на забое фильтрационной глинистой корки, хорошее охлаждение шарошек доло та, более интенсивная очистка забоя от выбуренной породы, отсутствие гидростатического давления на забой. Если поглощающие горизонты или зоны нарушений при бурении с применением бурового раствора вызывают поглощение последней, а иногда и катастрофический уход, то при очистке забоя воздухом или газом такие зоны бурят без осложнений.
К преимуществам бурения скважин с очисткой забоя воздухом или газом следует также отнести увеличение отдачи продуктивных пластов, значительное снижение стоимости бурения. Основной недостаток этого вида бурения-затруднения при бурении водопроявляющих горизонтов (самые незначительные водопроявления при разбуривании вязких и мяг ких пород вызывают образование пульпы, не поддающейся выдуванию из скважины), при борьбе с обвалом, а также невозможность регулиро вания пластового давления, увеличение возможности пожаров и взры вов, ограничение возможности проведения геофизических работ.
Бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом не считается универсальным. Для этого способа, как и для любого другого, есть области наиболее эффективного применения; существуют области, где он может использоваться с переменным успехом или в сочетании с другими способами, а также области, где использование его нецеле сообразно или невозможно. Наиболее эффективно бурить с очисткой забоя воздухом или газом сухие разрезы, а также пласты, и которых встречаются зоны поглощения или катастрофические уходы промывоч ной жидкости, зоны вечной мерзлоты, продуктивные горизонты, неглу бокие и сейсмические скважины. При бурении скважин газообразным циркулирующим агентом можно использовать существующую монтаж ную схему наземного оборудования с некоторыми добавлениями к ней (рис. 16.11).
При бурении с очисткой забоя воздухом или газом большая часть шлама поступает с забоя в виде пыли, в связи с чем требуется герметизация устья скважины. На рис. 6.12 приведена типичная схема обвязки устья скважины и манифольда для бурения этим способом (США). Такая обвязка позволяет применять прямую и обратную цир куляцию 1 газообразного циркулирующего агента.
Рис. 6.11. Схема расположения оборудования и наземных сооружений, приме няемая в США при бурении с очисткой забоя газом или воздухом:
1-компрессоры; 2-склад горючего; 3 механизмы для приготовления раствора; 4- буровые насосы; 5-двигатели; 6 -амбары для воды; 7, 8-амбары для бурового раствора; 9-резервный амбар; 10- приемник шлама; 11 -мостки и стеллажи для труб
Рис. 6.12. Обвязка устья скважины при бурении с очисткой забоя воздухом или газом:
1-ведущая труба; 2 стояк; 3- задвижка стояка; 4 манометр; 5- вращающийся пакер; 6-выкидная линия; 7-тройник; 8-превенторы; 9-отвод для обратной циркуляции; 10 -счетчик газа; 11 -главная задвижка; 12 подача газа
Если в процессе бурения потребуется перейти на обратную промыв ку, то закрывают задвижку 3 и воздух или газ по обводу 9 поступает в затрубное пространство. Омывая забой, циркулирующий агент с вы буренной породой направляется по бурильным трубам в ведущую бурильную трубу 1, вертлюг, напорный рукав, стояк 2 и по перепускному патрубку в магистральную линию 6.
В некоторых районах нефтеносные пласты вскрывают с очисткой забоя воздухом. Ведутся работы по созданию передвижных установок для получения очищенных дымовых газов, пригодных для использова ния их в качестве газообразного циркулирующего агента.
В США в качестве газообразного циркулирующего агента иногда используют выхлопные газы от ДВС. Недостаток этих газов - их кор розионное действие на оборудование, несмотря на применение предупредительных мер (обезвоживание, введение антикоррозионных до бавок).
Широко применяются аэрированные растворы, внедрение которых было связано с необходимостью снижения гидростатического давления столба бурового раствора при бурении зон поглощений. Аэрирование раствора проводится в процессе бурения путем систематической добавки воздуха в циркулирующий буровой раствор. Для этого передвижные компрессорные установки через расходомер, обратный клапан и смеси тель подключают к нагнетательной линии буровых насосов (обычно непосредственно к стояку). Рабочее давление компрессоров и их производительность определяют в зависимости от конкретных условий буре ния и принятой степени аэрации. Под степенью аэрации понимается отношение объема закачиваемого воздуха, приведенного к нормальным условиям, к объему бурового раствора. Для предупреждения и борьбы с поглощениями обычно аэрируют глинистые растворы.
Для сохранения естественного состояния нефтегазоносных пластов в некоторых случаях целесообразно их вскрытие с использованием пены в качестве промывочной жидкости. Могут применяться как двухфазные, так и трехфазные пены. Двухфазная пена представляет собой аэрирован ный водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ). Трехфаз ная пена отличается от двухфазной наличием твердой фазы, которая служит дополнительным стабилизатором.
§ 6. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы - важные процессы при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.
Приготовление буровых растворов. В отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяют порошкообраз ные материалы. Для приготовления буровых растворов из этих мате риалов используют следующее оборудование: блок приготовления раст вора (БПР), выносной гидроэжекторной смеситель, гидравлический диспергатор, емкости ЦС, механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос. Технологическая схема приготовления бурового раст вора на базе перечисленного оборудования показана на рис. 6.13.
Рис. 6.13. Технологическая схема приготовления бурового раствора из порошкообразных ма териалов:
1-приемная воронка; 2-растворопровод; 3-блок очистки; 4, 12-неремешиваюшие устройства, соответственно гидравли ческие и механические; 5 - промежуточная смкосгь; 6, 10-заслон ки высокого и ничкого давления соответственно; 7-емкость с поперечным желобом; 8-буровые насосы; 9-приемная ем кость; 11-гидравлический диспергатор; 13-фильтр; 14- бункер блока приготовления; 15-аэрирующее шиберное устройство; 16 -разгрузочное пневматическое устройство; 17-гидросмеси тель; 18 - площадка; 19 - воронка
БПР представляет собой единый транспортабельный блок, на раме которого смонтированы две цилиндрические телескопические емкости (см. рис. 6.13). Эти емкости состоят из общего нижнего основания, на котором установлены неподвижные ее части, и верхней подвижной части. Обе части емкости соединены между собой уплотнением из резинотканевой материи.
Подвижная часть емкости оборудована воздушно-матерчатым фильтром 12, фиксирующим устройством, смотровым люком, ограж дением, загрузочным трубопроводом. Неподвижные части емкости оборудованы пневматическим разгрузочным устройством 15, которое со стоит из аэрирующего шиберного устройства 14, где порошкообразный материал при помощи сжатого воздуха компрессора дополнительно аэрируется и транспортируется в гидросмеситель 17, а затем в другую емкость или автоцементовоз. Пневматическое разгрузочное устройство в сочетании с гидросмесителем 17 используется для приготовления или утяжеления промывочного раствора.
Приготовление и утяжеление промывочного раствора осуществляет ся следующим образом: к гидросмесителю 17 от бурового насоса подается вода, при утяжелении глинистый раствор. В камере гидросме сителя образуется разрежение, достаточное для засасывания порошка из емкости. Количество подаваемого порошка регулируется поворотным шибером 14 или изменением разрежения в гидросмесителе. БПР может быть использован также для приготовления цементных растворов, при цементировании скважин. При этом емкости загружаются цементом,
При морском бурении индивидуальное приготовление глинистого раствора целесообразно только для отдельных разведочных скважин, находящихся далеко в море. В этом случае порошкообразный материал подвозят на морских судах. Буровые, расположенные вблизи берега или эстакады, выгоднее снабжать глинистым раствором с глинозавода. Для этого с глинозавода прокладывают глинопровод, который в даль нейшем используют как нефтепровод.
Во многих случаях буровой раствор готовят при помощи механи ческой мешалки (глиномешалки). Техническая характеристика глино мешалок приведена ниже.
Тип глиномешалки …………………… Г2П2-4 МГ'2-4
Емкость барабана, м3 ………………… 4 4
Число валов …………………………… 2 2
Скорость вращения вала, об/мин ……. 70 95
Мощность дивгателя, кВт …………… 21,5 21,5
Производительность, м^ч ……………. 2-4 2-4
Масса, кг ……………………………… 3900 3665
Глинистый раствор в глиномешалке готовят периодически или не прерывно. При периодическом способе приготопления глинистого раст вора в глиномешалку заливается вода, затем забрасывается глина. Через 45-55 мин проверяют вязкость раствора. Как только вязкость раствора становится равной заданной величине, глиномешалку останавливают, открывают нижний люк и готовый раствор сливают в приемный резервуар (емкость). Затем цикл повторяется.
При непрерывном способе приготовления с торцовой стороны глиномешалки на уровне раствора приваривают сливной патрубок. В глино мешалку непрерывно через люк забрасывают глину, снизу поступает вода. Через верхний сливной патрубок готовый глинистый раствор непрерывно поступает в желобную систему и через нее в приемный резервуар (емкость). Поступление воды и глины регулируют гак, чтобы из сливного патрубка выходил глинистый раствор заданной вязкости. Непрерывный способ приготовления глинистого раствора имеет сле дующие преимущества: нет перерывов для готового раствора, забрасывания глины и заливки водой; производительность глиномешалки не прерывного действия почти в 3 раза выше.
Во время приготовления глинистого раствора в глиномешалке нельзя проталкивать через отверстия решетки глину или утяжелитель в воронку глиномешалки ломом или лопаткой (во избежание несчастного случая); в глине, подготовленной для приготовления раствора, не должно быть комков, их надо размельчать.
При обработке глинистых растворов химическими реагентами, осо бенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны работать в резиновых перчатках, очках, фартуках и сапогах, чтобы брызги щелочи и кислоты не повредили лицо, руки и одежду.
В механических глиномешалках можно приготовить растворы из сырых глин, глинобрикетов и глинопорошков. Более эффективными, чем глиномешалки, считаются фрезсрно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7 (рис. 6.14). Фрезерно-струйная мельница представляет собой металлическую емкость, разделенную перегородкой на две части при емный бункер 10 и метательную камеру с лопастным ротором 2. Комовая глина (или глинопорошок) загружается в бункер, куда через перфорированную трубу 12 подается вода. Лопастный ротор 2 захва тывает лопастями-фрезами глину, измельчает и выбрасывает ее вместе с водой на диспергирующую рифленую плиту 1, где происходит интен сивное диспергирование глины. Глинистые комочки, которые не успели продиспергировать, стекают в ловушку 17, откуда вновь попадают под лопасти фреза. Готовый раствор переливается через отверстия выходной решетки 6 в желоб и оттуда в циркуляционную систему или запасные емкости.
Рис. 6.14. Фрезерно-струйная мельница ФСМ-7:
1 - диспергирующая рифленая плита; 2-лопастной ротор; 3-горизонталь ный вал; 4-лоток; 5-отражательный щиток; 6-выходная решетка; 7-ло пасть; 8-карты; 9, 13-шарниры; 10-нриемньн бункер; 11-подвижной щиток; 12-перфорировашшя труба; 14-предохранительная плита; 15-сменные штифты; 16-регулирующая планка; 17-лопушка; 18-резиновая прокладка; 19- откидная крышка; 20-механизм для открытия и закрытия крышки ловушки; 21-рама.
Фрезерно-струйная мельница (ФСМ) может быть использована не только для приготовления растворов, но и для утяжеления бурового раствора, а также добавки в него глины и глинопорошка. В этом случае в ФСМ вместо воды подается буровой раствор. Техническая характе ристика ФСМ приведена ниже.
Производительность, т/ч:
комовой глины ............ 10-12
глинопорошка............. 20-25
утяжелителя ............. 30-35
Скорость вращения ротора, об/мин ...... 500
Мощность приводного электродвигателя, кВт . . 28
Масса, кг ................ 1400
Очистка бурового раствора от обломков выбуренной породы (шлама). 'Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама). Частицы выбуренной породы, поступаю щие в буровой раствор, оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения. Очистке буровых растворов от вредных примесей должно уделяться особое внимание.
При очистке бурового раствора от шлама используют комплекс разных механических устройств, а именно: вибрационные сита, гидро циклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства необходимо устанавливать в строгой последовательности. При этом схема прохождения промывочной жидкости должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина-газовый сепа ратор-блок грубой очистки от шлама (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) - блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидро циклонный глиноотделитель) - буровые насосы - скважина.
При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегаза ции: при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно не пользуются гидроциклон ными шламоотделителями (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.
Нефтяные и газовые скважины в большинстве нефтегазодобывающих районов бурят с промывкой неутяжеленными буровыми растворами плотностью до 1,25 г/см3. При очистке буровых растворов принята трехступенчатая система.
Технология очистки неутяжеленного бурового раствора по этой системе представляет собой последовательные операции, включающие грубую очистку на вибросите и тонкую очистку -пескоотделецие и илоотделение на гидроциклонных шламоотделителях (рис. 6.15). Буровой раствор после выхода из скважины 1 подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите 2 и собирается в емкости 10. Из этой емкости центробежным насосом 3 раствор подается в батарею гидро циклонов пескоотделителя 4, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость 9, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости 9 центробежным насосом 5 раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителя 6. После отделения частиц ила очищен ный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7, а ил сбрасывается в шламовый амбар.
Рис. 6.15. Схема трехступенчатой очистки неутяжеленного бурового раствора
Рис. 6.16. Вибросито
Рассмотрим основные механизмы, применяющиеся при очистке промывочной жидкости от шлама.
Вибросита. Очистка промывочной жидкости от шлама с помощью вибрационных сит-механический процесс, при котором происходит отделение частиц с помощью просеивающего устройства. Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, считаются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита (рис. 6.16): основание 7, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.
В практике отечественного бурения используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ = 2Б, одноярусные дзухсеточные вибросита I ВС-1. Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора через сетку с размером ячейки 1х5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Частота колебания сетки в минуту составляет 1600 или 2000, наклон сетки к горизонту-12-18°. Вибрационное сито СВ-2Б-модернизированный вариант сита СВ-2,
Вибросито ВС-1 оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16 х 0,16; 0,2 х 0,2; 0,25 х 0,25; 0,4 х 0,4 и 0,9 х 0,9 мм. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая-с наклоном около 5° к горизонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Максимальная двойная амплитуда равна 8 мм, частота колебаний -1130 и 1040 в минуту, рабочая поверхность сетки - 2,7 м2. Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16 х 0,16 до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9 х 0,9 мм пропускная способность вибросита превышает 100 л/с.
Гидроциклонные шламоотделители. Рассмотрим принцип работы гидроциклона (рис. 6.17). Буровой раствор подается насосом по тангенциальному патрубку 1 в гидроциклон 2. Под действием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по Ц конусу гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу через отверстие 3, регулируемое заслонкой. Чистая промывочная жидкость концентрируется в центральной части гидроциклона и через патрубок 4 сливается в приемный резервуар (емкость). Для повышения скорости жидкости входное отверстие 5 тангенциального патрубка сужено. Для нормальной работы гидроциклона необходимо давление 0,2-0,5 МПа. Условно гидроциклонные шламоотделители делят на песко- и илоот делители.
Пескоотделители - это объединенная единым Подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гид роциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в бата реях песко- и илоотделителя разное. Так, в пескоотделителе типа 2 ПГК четыре параллельно работающих гидроциклона диаметром 150 мм а илоотделители включают в себя 12-16 гидроциклонов диаметрами 75 или 100 мм.
Дегазация промывочных жидкостей. Газирование промывочной жид кости препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых из-за снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотно сти промывочной жидкости, т. е. гидравлическою давления на пласты; в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очист ки работает неэффективно.
Газ в промывочной жидкости может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из промы вочной жидкости в поверхностной циркуляционной системе путем пере мешивания в желобах и емкостях на виброситах. При устойчивом газировании свободный газ из промывочной жидкости удаляют газовым сепаратором.
Рис. 6.17. Гидроциклон
Рис. 6.18. Газовый сепаратор
Газовый сепаратор (рис. 6.18) представляет собой герметичный со суд, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов. Буровой раствор из скважины поступает по тангенциальному вводу 7 в полость газового сепаратора 1, где скорость потока резко снижается. Из промывочной жидкости интенсивно выделяется газ, который скап ливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 5 на факел. Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается по линии 2 для очистки от шлама па вибросито.
Применяющиеся сепараторы вместимостью 1-4 м3 рассчитаны на давление до 1,6 МПа. Они оборудуются предохранительным клапаном 6 регулятором уровня промывочной жидкости поплавкового типа 3 и эжекторным устройством 10 для продувки и очистки сепаратора от накопившегося шлама. Эжекторное устройство работает следующим образом. Воду, а в зимнее время пар, пропускают через штуцер эжектора, в результате чего в сбросовом патрубке газосепаратора создается разряжение. При открытой сбросовой задвижке 9 шлам, скопившийся на дне газового сепаратора, вместе с частью промывочной жидкости устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывает ся потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 9 закрывают. Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 4.
Промывочная жидкость, очищенная от свободного газа, обычно поступает на вибросито. При наличии в промывочной жидкости ток сичного газа (например сероводород) поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации промывочную жидкость очищают от шлама.
Наибольшее распространение в отечественной практике получили вакуумные дегазаторы. Они представляют собой двухкамерную герме тичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры вклю чаются в работу поочередно золотниковым устройством. Производи тельность дегазатура при использовании глинистого раствора достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в промывочной жидкости после обработки не превышает 2%.
Регенерация утяжелителей. Утяжелители дорогие и дефицитные материалы, поэтому их экономное и повторное использование важная задача работников бурения. Существуют следующие способы повторно го использования утяжеленного раствора.
1. При близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают из одной буровой на другую по трубопроводу.
2. При отсутствии трубопровода утяжеленный раствор с буровой на буровую перевозится в автоцистернах.
§ 7. Выбор типа бурового раствора
Практика бурения показала, что успех проводки скважин в значи тельной мере зависит от качества применяемого бурового раствора. Американские инженеры Д. Д. Джонс и К. Н. Лоув установили, что идеальный буровой раствор, используемый при бурении скважин, дол жен отвечать следующим требованиям:
способствовать повышению скорости проходки;
Рис. 6.19. Образец технологическою регламента буровых растворов:
1-глины; 2-глины с прослоями песка; 3-мерюль; 4-глины с прослоями песчаника; 5-алевролиты
поддерживать низкое содержание твердой фазы, благодаря чему снижается (до минимума) опасность загрязнения пласта;
повышать устойчивость ствола, ингибировать склонные к осложне ниям породы и обеспечивать сохранение целостности выбуренной поро ды, что облегчает ее удаление;
обеспечивать поддержание на стабильном уровне статического на пряжения сдвига и улучшенную очистку ствола без чрезмерных пульса ций давления в процессе спуско-подъемных операций;
иметь низкую токсичную и высокую термостабильность;
экономить денежные средства - достигаемые преимущества, решение проблем или возможность избежать их дают значительный экономи ческий эффект, т. е. затраты на контролирование и поддержание необ ходимых свойств бурового раствора окупаются.
Исходя из этих требований, перед началом бурения нужно опреде лить состав и свойства буровых растворов, которые будут использованы для промывки скважины в каждом интервале. При этом следует пользо ваться РД 39-2-772 82. Для отдельных площадей и групп площадей, сходных по геолого-техническим условиям разрабатываются технологи ческие регламенты буровых растворов. Технологический регламент бу ровых растворов (рис. 6.19) содержит литологический состав пород разбуриваемого интервала, конструкцию скважин, интервалы возмож ных осложнений, рекомендуемый тип бурового раствора, материалы и реагенты, применяемые для приготовления и химической обработки этого раствора, их планируемый расход на каждый метр обрабатывае мого интервала.
Технологический регламент буровых растворов составляется, исходя из перечисленных выше требований, а также на основании обобщения опыта проводки разведочных и опорно-технологических скважин на данной площади. Для разведочных и опорно-технологических скважин тип раствора выбирается, исходя из опыта проводки скважин в близ лежащих нефтяных районах с аналогичными геологическими условиями. При этом должны широко использоваться последние достижения науки в создании новых типов буровых растворов и их химической обработке. В любом случае выбранные буровые растворы должны быть не только наиболее эффективными в данных условиях, но и готовиться на основе доступных и дешевых реагентов и материалов.
§ 8. Различные формы организации глинохозяиства
В мировой практике организации буровых работ на нефть и газ широко распространены две разные формы организации глинохозяйства. При первой форме все, что связано с приготовлением, очисткой и контролем за качеством бурового раствора осуществляется буровой бригадой. При второй форме организации глинохозяйства все, что связано с приготовлением, очисткой и контролем за качеством бурового раствора выполняет специализированное предприятие (фирма). Эта форма организации получила название сервисной. Возможна смешанная организация глинохозяйства, когда какую-то часть работ выполняет буровая бригада, а какую-то - специальное предприятие (фирма). Первая форма организации глинохозяйства характерна для нашей страны, вторая - распространена за рубежом, особенно в США.
Анализ многолетней практики показал, что вторая форма организа ции глинохозяйства имеет существенные преимущества по сравнению с первой. Она позволяет обеспечить проводку скважин качественными буровыми растворами в полном соответствии с ГТН и с меньшими затратами средств. При второй форме организации проще многократно использовать буровой раствор, обработанный дорогостоящими хими ческими реагентами, организовать регенерацию утяжелителя. Наконец, при форме организации глинохозяйства увеличивается межремонтный пробег механизмов, обеспечивающих очистку бурового раствора.
В нашей стране намечается тенденция к переходу на сервисное обслуживание буровой бригады всеми видами услуг, связанными с приготовлением, очисткой и контролем за качеством раствора в процессе бурения скважины. В этом случае сервисным обслуживанием занимается хозрасчетное предприятие, работающее на договорной основе. В своем составе это предприятие должно иметь следующее: цех (растворный узел) по компоновке химреагентов согласно рецептуре растворов и под готовке концентратов раствора, а также по обеспечению хранения отработанного раствора с целью его регенерации, повторного исполь зования и утилизации и других операций, связанных с растворами; складские помещения для хранения завезенных материалов и химреаген тов; гараж технологического транспорта и спецтехники; механическую службу по ремонту и профилактическому обслуживанию механизмов по приготовлению раствора и его очистке; лабораторию по контролю за параметрами раствора и его составом (рецептурой).
Сервисное обслуживание объектов бурения службой глинохозяйства предусматривает проведение на них целого комплекса работ, связанных с доставкой на буровые материалов и химреагентов для приготовления качественного раствора и его обработки, осуществлением контроля за параметрами раствора в процессе проводки скважин, перевозкой раст вора, материалов и химреагентов, при их повторном использовании в т. д.
Выводы
При вращательном бурении обязательно промывать скважины в процессе бурения. При бурении раствор должен выполнять семь функ ций, главными из которых считаются две. Первая - способность удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности. Вторая-способ ность удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоя нии при остановке циркуляции раствора.
Наиболее широкое применение получили буровые растворы на водной основе и, прежде всего, глинистые растворы. Под глинистым раствором понимают коллоидно-суспензионную систему, состоящую из глины, воды и частиц выбуренной породы. Основное средство регули рования свойств бурового раствора в процессе бурения скважины - химическая обработка его с помощью различных реагентов. Все хими ческие реагенты, добавляемые к глинистому раствору, делятся на реа генты-стабилизаторы (пептизаторы), реагенты - структурообразователи и реагенты-коагуляторы.
Качество глинистого раствора характеризуется следующими основ ными величинами: плотностью (р), условной вязкостью (УВ), структур ной вязкостью (η), показателем фильтрации при нормальной темпера туре (Ф), толщиной глинистой корки (К), статическим напряжением сдвига, динамическим напряжением сдвига (Ту), концентрацией посто ронних твердых примесей (Сп), водородным показателем (рН), кон центрацией газа (С0). В процессе бурения обязателен круглосуточный контроль за качеством бурового раствора.
Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением целост ности ствола скважины и возможными газонефтепроявлениями, гли нистый раствор утяжеляют. Наилучшим утяжелителем считается барит.
Широкое распространение получили полимерглинистые и безгли нистые растворы. Использование этих растворов способствует увели чению механической скорости проходки при минимальных затратах материалов и реагентов на приготовление и регулирование показателей их свойств.
В некоторых нефтяных районах геологический разрез разбуриваемой толщи представлен устойчивыми горными породами. В этих районах с успехом используется вода в качестве промывочной жидкости. Су щественный недостаток воды - непригодность ее для вскрытия и бурения продуктивных нефтяных и газовых горизонтов.
Для вскрытия продуктивных нефтяных и газовых горизонтов в миро вой практике часто применяют буровые растворы на нефтяной основе (РНО). РНО не снижают продуктивность пластов, обеспечивают воз можность бурения в неустойчивых, набухающих или расширяющихся в водной среде породах.
При определенных геологических условиях целесообразно бурить скважины с очисткой забоя воздухом или газом. Широко применяют аэрированные растворы, использование которых позволяет снизить гидростатическое давление столба бурового раствора при бурении зон поглощений.
Приготовление и очистка буровых растворов осуществляются спе циальным оборудованием. Особое внимание необходимо уделять очист ке бурового раствора от шлама. Для этого используется комплекс, разных механических устройств, а именно: вибрационные сита, гидро циклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства устанавливаются в строгой последовательности. Успех проводки скважин зависит от качества применяемого бурового раствора. Перед началом бурения должны быть определены состав и свойства буровых растворов, которые будут использованы для промывки сква жины в каждом интервале. Технологический регламент буровых раство ров должен быть вручен буровой бригаде до начала бурения скважины.
В мировой практике используются две формы организации глино-хбзяйства. Следует отдавать предпочтение второй форме, когда все, что связано с приготовлением, очисткой и контролем за качеством бурового раствора выполняет специализированное предприятие (фирма) на сер висных началах.