Бурение нефтяных и газовых скважин

5.4 Буровые растворы на нефтяной основе (РНО)

К этому типу растворов относятся трехфазные системы, дисперсионной средой которых являются нефтепродукты (сырая нефть, дизельное топливо), а дисперсной фазой -- битумы, органофиль-ные глины, наполнители (утяжелитель, мел, асбест, твердые дисперсные материалы и др.), а также эмульгированная вода различной 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%.

Растворы на нефтяной основе не снижают продуктивность пластов, обеспечивают возможность бурения в неустойчивых, набухающих или расширяющихся в водной среде породах, предотвращают сальникообразование и прихваты инструмента, обладают смазочными свойствами, что облегчает спускоподъемные операции и снижает возможность аварий. Эти системы не обладают электропроводимостью, предохраняют инструмент от коррозии. К недостаткам РНО относятся:

невозможность проведения стандартного электрокаротажа;

трудность регулирования структурно-реологических свойств;

существенная зависимость вязкостных и тиксотропных свойств от температуры и давления, что затрудняет поддержание 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 -- это двухфазная система, состоящая из мельчайших капелек «масла», расположенных в воде, или мельчайших капелек воды, распределенных в «масле». Под «маслом» подразумевается любое органическое вещество, в частности нефть и ее продукты.

Если смешиваются 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 распределяется на поверхности капель, уменьшая поверхностное натяжение и вызывая отталкивание их 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 приготовлять из самых различных исходных глинистых растворов. В качестве эмульгаторов используют крахмал, натриевую карбоксиметшщеллюлозу, бентонит, лигниты, натриевые, калиевые и алюминиевые соли высших жирных кислот и другие вещества. У большинства глинистых растворов эмульгатором 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 вводятся в глинистый раствор по специальной линии, подводящей «масло» к приему бурового насоса. При такой подаче обеспечивается лучшее перемешивание и, следовательно, эмульгирование раствора. Нефть и эмульгатор в раствор следует добавлять после спуска нового долота на забой и немедленно после наращивания буровой колонны, чтобы избежать перерыва в процессе эмульгирования. Химическая обработка эмульсионного раствора во время его приготовления в процессе бурения производится обычным способом. В зависимости от заданных параметров (плотности, водоотдачи, структурно-механических свойств) количество нефтяного компонента в эмульсионном растворе может колебаться в пределах от 8 до 50 %.

Для интенсивного эмульгирования вводимых в глинистый раствор нефтяных компонентов применяются диспергаторы различных конструкций.

Нефтяные растворы. Для бурения в осложненных условиях, а главным образом для вскрытия продуктивных пластов, применяют промывочные жидкости на неводной основе, в которых дисперсионной средой является не вода, а продукты нефти.

В отечественном бурении находят применение два вида нефтяных растворов:

с дизельным дистиллятором или дизельным топливом (дисперсионная среда), стабилизированный натриевым мылом окисленного парафина. В состав такого раствора входят: 10...20 % битума; 1,5...3,0 % натриевого мыла окисленного парафина; 0,7... 1,5 % едкого натра; 1,5% воды; остальное (до 100%) -- нефтяная основа (дизельный дистиллят или дизельное топливо);

на основе дистиллятных нефтепродуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натриевым мылом окисленного петрола-тума. В состав такого раствора входят: 2... 5 % натриевого мыла окисленного петролатума; 15... 25 % окисленного битума; остальные компоненты -- в том же количестве, что и в растворе первого типа.

Плотность растворов на нефтяной основе может изменяться в широком диапазоне. Неутяжеленный раствор обычно имеет плотность 900 кг/м³, при утяжелении он может быть доведен до 2200...2500 кг/м³.

Процесс приготовления раствора на нефтяной основе заключается в растворении битума и окисленного нефтепродукта (петролатума или парафина) в дисперсионной среде (дизельном топливе, дистиллятных нефтепродуктах).

Вязкость и статическое напряжение сдвига раствора на нефтяной основе регулируется изменением концентраций химических реагентов, в качестве которых выступает мыло, а также концентрации твердой фазы -- частичек битума. Добавление в систему органических кислот разжижает раствор, а добавление щелочи производит противоположное действие: вязкость раствора увеличивается.

Одним из основных преимуществ растворов на нефтяной основе является их крайне незначительная фильтрация через пористые породы. Нередко фильтрация полностью отсутствует.

При бурении с использованием РНО необходимо применять детали, изготовленные из резины специальных нефтестойких сортов. Так как нефтяные продукты, используемые для приготовления растворов в качестве основы, не проводят электрический ток,

возникают затруднения во время проведения электрометрических работ. Растворы на нефтяной основе дороги, поэтому при бурении в обвязке буровых насосов предусматриваются дополнительные сооружения для предупреждения потерь раствора (крытая циркуляционная система, соответствующее оборудование устья скважины, позволяющее собрать раствор в случае переливания его через устье, и т. п.). Особую осторожность следует проявлять в связи с легкой воспламенимостью нефтяной основы. При работе с этими растворами требуется строгое соблюдение всех правил противопожарной безопасности и проведение необходимых профилактических мероприятий.

5.5 Бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом. Аэрированные промывочные жидкости и пены

В мировой практике широкое распространение получил способ бурения скважин с очисткой забоя воздухом или газом, который отличается от способа бурения с промывочной жидкостью тем, что вместо бурового раствора применяют газообразный циркулирующий агент. В качестве циркулирующего агента для неглубоких скважин, в которых исключается возможность встречи 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 рекомендуется, так как сжатый воздух в смеси с естественным газом может образовать гремучие и легковоспламеняющиеся смеси. В этом случае в качестве циркулирующего агента можно применять любой газ, который совместно с естественным газом или парами нефти не может дать гремучий газ или легковоспламеняющиеся смеси, а также аэрированную промывочную жидкость.

При бурении скважин с очисткой забоя воздухом или газом увеличивается механическая скорость и проходка на долото. Этому способствует разрушение горных пород без их смачивания, отсутствие гидростатического давления на забой, а также фильтрационной глинистой корки, хорошее охлаждение шарошек долота и интенсивная очистка забоя от выбуренной породы. Если поглощающие горизонты или зоны нарушений при бурении с применением бурового раствора всегда вызывают поглощение последнего, а иногда и катастрофический уход, то при бурении скважин с очисткой забоя воздухом или газом такие зоны проходят без осложнений.

К преимуществам бурения скважин с очисткой забоя воздухом или газом также относятся: увеличение отдачи продуктивных пластов и значительное снижение стоимости бурения.

Основными недостатками этого вида бурения являются:

затруднения при бурении водопроявляющих горизонтов (самые незначительные водопроявления при разбуривании вязких и мягких пород вызывают образование пульпы, не поддающейся выдуванию из скважины);

затруднения при борьбе с обвалом;

невозможность регулирования пластового давления;

увеличение возможности пожаров и взрывов;

ограничение возможности проведения геофизических работ.

Бурение скважин с очисткой забоя воздухом или газом не является универсальным. Для этого способа есть области наиболее эффективного применения, использования с переменным успехом или в сочетании с другими способами, а также нецелесообразного, а иногда и невозможного использования. Наиболее эффективно бурение с очисткой забоя воздухом или газом сухих разрезов, а также пластов, в которых встречаются зоны поглощения или катастрофические уходы промывочной жидкости, зоны вечной мерзлоты, продуктивных горизонтов, неглубоких и сейсмических скважин. Бурение скважин с газообразным циркулирующим агентом не требует коренного изменения монтажной схемы наземного оборудования и, как правило, отличается лишь некоторыми добавлениями к существующим схемам (рис. 5.10). 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. Типичная схема обвязки устья скважины и манифольда для бурения этим способом (США) позволяет применять прямую и обратную циркуляцию Обратной называется такая циркуляция, когда промывочная жидкость подается в скважину по затрубному пространству, а поднимается вверх с частицами выбуренной породы внутри колонны труб, спущенных в скважину. газообразного циркулирующего агента (рис. 5.11).

Если в процессе бурения требуется перейти на обратную промывку, то закрывают задвижку стояка 3, и воздух или газ по отводу 8 поступает в затрубное пространство. Омывая забой, циркулирующий агент с выбуренной породой направляется по бурильным трубам в ведущую бурильную трубу 1, вертлюг, напорный рукав, стояк 2 и по перепускному патрубку в выкидную линию 11.

В некоторых районах нефтеносные пласты вскрывают с очисткой забоя воздухом. Ведутся работы по созданию передвижных установок для получения очищенных дымовых газов, пригодных к использованию в качестве газообразного циркулирующего агента, например выхлопные газы от ДВС. Недостаток этих газов -- их коррозионное действие на оборудование, несмотря на применение предупредительных мер (обезвоживание, введение антикоррозионных добавок). Широко применяются аэрированные растворы, внедрение которых было связано с необходимостью снижения гидростатического давления столба бурового раствора при бурении зон поглощений.

Рис. 5.10. Схема расположения оборудования и наземных сооружений, применяемых в США при бурении с очисткой забоя газом или воздухом:

/ -- компрессоры; 2 -- склад горючего; 3 -- механизмы для приготовления раствора; 4 -- буровые насосы; 5 -- двигатели; б -- амбары для воды; 7, 8 -- амбары для бурового раствора; 9 -- резервный амбар; 10 -- приемник шлама; 11 -- мостки и стеллажи для труб

Рис. 5.11. Обвязка устья скважины при бурении с очисткой забоя воздухом или газом:

1 -- ведущая труба;

2 -- стояк;

3 -- задвижка стояка;

4 -- манометр;

5 -- счетчик газа;

6 -- подача газа;

7 -- главная задвижка;

8 -- отвод для обратной циркуляции;

9 -- превентор;

10 -- тройник;

11 -- выкидная линия;

12 -- вращающийся паркер

Аэрирование раствора производится в процессе бурения путем систематической добавки воздуха в циркулирующий буровой раствор. Для этого передвижные компрессорные установки через расходомер, обратный клапан и смеситель подключают к нагнетательной линии буровых насосов (обычно непосредственно к стояку). Рабочее давление компрессоров и их производительность определяют в зависимости от конкретных условий бурения и принятой степени аэрации. Под степенью аэрации принимается 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 двухфазные и трехфазные пены. Двухфазная пена представляет собой аэрированный водный раствор поверхностно-активного вещества. Трехфазная пена отличается наличием твердой фазы, которая является дополнительным стабилизатором.

5.6 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы являются важными процессами при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины.

Приготовление буровых растворов. Этот процесс может осуществляться в механических мешалках (глиномешалках) и гидравлических смесителях. В отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы и используется следующее оборудование: блок приготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторньш смеситель, гидравлический диспергатор, емкости цементного смесителя (ЦС), механические и гидравлические перемешиватели, поршневой насос (рис. 5.12). Блок приготовления раствора представляет собой единый транспортабельный блок, на раме которого смонтированы две цилиндрические телескопические емкости, состоящие из общего нижнего основания, на котором установлены неподвижные части емкости, и верхней подвижной части. Обе части емкости соединены между собой уплотнением из резинотканевой материи.

Подвижная часть емкости оборудована воздушно-матерчатым фильтром 13, фиксирующим устройством, смотровым люком, ограждением, загрузочным трубопроводом. Неподвижные части емкости оборудованы пневматическими разгрузочными устройствами 16, каждое из которых состоит из аэрирующего шиберного устройства 75, в котором порошкообразный материал при помощи сжатого воздуха компрессора дополнительно аэрируется и транспортируется в гидросмеситель 18, а затем в другую емкость или автоцементовоз. Пневматическое разгрузочное устройство в сочетании с гидросмесителем IS используется для приготовления или утяжеления промывочного раствора.

Приготовление и утяжеление промывочного раствора осуществляется следующим образом: к гидросмесителю 18 от бурового насоса, в случае приготовления глинистого раствора, подается вода, а при утяжелении -- глинистый раствор. В камере гидросмесителя образуется разрежение, достаточное для засасывания порошка из емкости. Количество подаваемого порошка регулируется поворотным шибером 15 или изменением разрежения в гидросмесителе.

Блок приготовления раствора может быть использован также для приготовления цементных растворов и 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 установки, расположенные вблизи от берега или эстакады, наиболее выгодно снабжать глинистым раствором с глинозавода. Для этого с глинозавода прокладывают глинопровод, который в дальнейшем используют как нефтепровод.

Рис. 5.12. Технологическая схема приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов:

1 -- приемная воронка; 2 ~ растворопровод; 3 -- блок очистки; 4, 12 -- перемешивающие устройства, соответственно гидравлические и механические; 5 -- промежуточная емкость; 6, 10 -- заслонки высокого и низкого давления (соответственно); 7 -- емкость с поперечным желобом; 8 -- буровые насосы; 9 -- приемная емкость; // -- гидравлический диспергатор; 13 -- фильтр; 14 -- бункер блока приготовления; 15 -- аэрирующее шиберное устройство; 16 -- разгрузочное пневматическое устройство; 17 -- площадка; 18 -- гидросмеситель; 19 -- воронка

В ряде случаев приготовление бурового раствора осуществляется при помощи механической мешалки -- глиномешалки (табл. 5.1).

Глинистый раствор в ней приготовляется периодически или непрерывно. При периодическом способе приготовления глинистого раствора в глиномешалку заливается вода, затем она запускается, после чего загружается 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 глиномешалку непрерывно через люк загружают 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 так, чтобы из сливного патрубка выходил глинистый раствор заданной вязкости. Непрерывный способ приготовления глинистого раствора имеет следующие преимущества: нет перерывов для слива готового раствора, загрузки глины и заливки водой; производительность глиномешалки непрерывного действия почти в 3 раза выше.

Во время приготовления глинистого раствора в глиномешалке во избежание несчастного случая нельзя проталкивать через отверстия решетки глину или утяжелитель в воронку глиномешалки ломом или лопаткой; в глине, подготовленной для приготовления раствора, не должно быть комков, их надо размельчать. При обработке глинистых растворов химическими реагентами, особенно содержащими щелочи и кислоты, рабочие должны быть 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.

Таблица 5.1 Технические характеристики глиномешалки

Показатели	Тип глиномешалки
	Г2П2-4	МГ2-4
Емкость барабана, м3	4	4
Число валов, шт.	2	2
Скорость вращения вала, об/мин	70	95
Мощность двигателя, кВт	21,5	21,5
Производительность, м3/ч	2... 4	2... 4
Масса, кг	3900	3665

Более эффективными, чем глиномешалки, являются фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7 (рис. 5.13). Фрезерно-струйная мельница (ФСМ) представляет собой металлическую емкость, разделенную перегородкой на две части: приемный бункер / и метательную камеру с лопастным ротором 14. Комовая глина (или глинопорошок) загружается в бункер, куда через перфорированную трубу 3 подается вода. Лопастный ротор 14 захватывает лопастями-фрезами глину, измельчает и выбрасывает ее вместе с водой на диспергирующую рифленую плиту 13, где происходит интенсивное диспергирование глины. Не успевшие продиспергироваться глинистые комочки стекают в ловушку 8, откуда вновь попадают под лопасти фрез. Готовый раствор переливается через отверстия выходной решетки 19 в желоб и оттуда в циркуляционную систему или запасные емкости.

Рис. 5.13. Фрезерно-струйная мельница ФСМ-7:
1 -- приемный бункер; 2 -- подвижной щиток; 3 -- перфорированная труба; 4, 21 -- шарниры; 5-- предохранительная плита; 6 -- сменные штифты; 7 -- регулирующая планка; 8 -- ловушка; 9 -- резиновая прокладка; 10 -- механизм для открытия и закрытия крышки ловушки; П -- рама; 12 -- откидная крышка; 13 -- диспергирующая рифленая плита; 14 -- лопастной ротор; 75 -- горизонтальный вал; 16 -- лоток; 17 -- отражательный щиток; 18--лопасть; 19 -- выходная решетка; 20 -- борты

Фрезерно-струйная мельница 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.

Фрезерно-струйная мельница имеет следующие технические характеристики:

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). Поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы эти механические устройства устанавливаются в строгой последовательности. При этом схема прохождения промывочной жидкости должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина -- газовый сепаратор -- блок грубой очистки от шлама (вибросито) -- дегазатор -- блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) -- блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) -- буровые насосы -- скважина. При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; в случае использования неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно не пользуются гидроциклонными шламоотделителями (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Бурение нефтяных и газовых скважин в большинстве нефтегазодобывающих районов ведут с промывкой неутяжеленными буровыми растворами плотностью до 1,25 г/см³. Для очистки буровых растворов используется трехступенчатая система. Технология очистки неутяжеленного бурового раствора по этой схеме представляет собой ряд последовательных операций, включающих в себя грубую очистку на вибросите и тонкую очистку -- пескоотделение и илоотделение -- на гидроциклонных шламоотделителях (рис. 5.14). Буровой раствор после выхода из скважины 1 подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите 2 и собирается в емкости 10. Из емкости центробежным насосом 3 раствор подается в батарею гидроциклонов 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 очищенный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7, а ил сбрасывается в шламовый амбар.

Вибросита. Очистка промывочной жидкости от шлама с помощью вибрационных сит является механическим процессом, в котором происходит отделение частиц с помощью просевающего устройства. Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

Рис. 5.14. Схема трехступенчатой очистки неутяжеленного бурового раствора:
1 -- скважина; 2 -- вибросито; 3, 5 -- насосы; 4 -- пескоотделитель; 6 -- илоотделитель; 7 -- буровой насос; 8 -- приемная емкость; 9, 10 -- емкости

В практике отечественного бурения используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, а также одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1 (рис. 5.15).

Рис. 5.15. Вибросито ВС-1:

1 -- вибратор;

2 -- приемник;

3 -- основание;

4-- поддон;

5 -- амортизаторы;

6 -- вибрирующая рама;

7 -- сетка

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1x5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Сетка колеблется с частотой 1600 или 2000 колебаний в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12... 18°. Вибрационное сито СВ-2Б является модернизированным вариантом сита СВ-2. Вибросито ВС-1 оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16x0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4 и 0,9^х0,9 мм. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая -- с наклоном около 5° к горизонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наибольшая двойная амплитуда 8 мм, частота колебаний ИЗО и 1040 в 1 мин. Рабочая поверхность сетки 2,7 м². Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16x0,16 до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9x0,9 пропускная способность вибросита превышает 100 л/с. Гидроциклонные шламоотделители. При работе гидроциклонного шламоотделителя буровой раствор подается насосом по тангенциальному патрубку 2 в гидроциклон 4 (рис. 5.16). Под влиянием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии, по конусу гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу через отверстие 5, регулируемое заслонкой. Чистая промывочная жидкость концентрируется в центральной части гидроциклона и через патрубок / сливается в приемный резервуар (емкость). Для повышения скорости жидкости входное отверстие 3 тангенциального патрубка сужено. Нормальная работа гидроциклона обеспечивается давлением 0,2...0,5 МПа.

Рис. 5.16. Гидроциклон:

/ -- патрубок выпускной;

2 -- патрубок тангенциальный; 3 -- входное отверстие;

4-- гидроциклон;

5-- выходное отверстие

Условно гидроциклонные шламоотделители делят на песко-и илоотделители. Пескоотделители -- это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в батареях песко- и илоотделите-ля разное. Так, в пескоотделителе марки 2 ПГК четыре параллельно работающих гидроциклонов диаметром 150 мм, а илоотделители включают в себя 12... 16 гидроциклонов диаметрами 75 или 100 мм.

Дегазация промывочных жидкостей. Газирование промывочной жидкости препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, во-вторых, возникают осыпи, обвалы и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности промывочной жидкости, т.е. 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 очистки от шлама работает неэффективно.

Газ в промывочной жидкости может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из промывочной жидкости в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании свободный газ из промывочной жидкости удаляют с помощью газового сепаратора.

Газовый сепаратор представляет собой герметичный сосуд, оборудованный системой манифольдов, клапанов и приборов (рис. 5.17). Буровой раствор из скважины поступает по тангенциальному вводу 4 в полость газового сепаратора 10, где скорость потока резко снижается. Из промывочной жидкости интенсивно выделяется газ, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу 2 на факел.

Рис. 5.17. Газовый сепаратор:

/ -- манометр;

2 -- газовый трубопровод;

3 -- предохранительный клапан;

4 -- ввод для бурового раствора;

5 -- буровой раствор;

6 -- сбросовая задвижка;

7 -- эжекторное устройство;

8 -- линия для очистки;

9 -- регулятор уровня;

10 -- полость газового сепаратора

Буровой раствор 5, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газового сепаратора, откуда он подается по линии 8 для очистки от шлама на вибросито.

Применяющиеся в настоящее время сепараторы имеют вместимость 1...4 м³ и рассчитаны на давление до 1,6 МПа.

Они оборудуются предохранительным клапаном 3, регулятором уровня промывочной жидкости поплавкового типа 9 и эжек-торным устройством /для продувки и очистки от накопившегося шлама.

При работе эжекторного устройства воду, а в зимнее время пар пропускают через штуцер эжектора, в результате чего в сбросовом патрубке газового сепаратора создается разряжение.

При открытой сбросовой задвижке 6 скопившийся на дне газового сепаратора шлам вместе с частью промывочной жидкости устремляется в камеру эжекторного смесителя, подхватывается потоком воды (или пара) и выбрасывается из сепаратора наружу. После очистки полости сепаратора сбросовую задвижку 6 закрывают.

Для контроля за давлением внутри сепаратора газовая часть его полости оборудуется манометром 1. Очищенная от свободного газа промывочная жидкость поступает на вибросито. Однако при наличии в промывочной жидкости токсичного газа, например сероводорода, 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 герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора 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 является важной задачей работников бурения. Существуют следующие способы повторного использования утяжеленного раствора:

при близком расположении бурящихся скважин утяжеленный раствор перекачивают из одной буровой в другую по трубопроводу;

при отсутствии трубопровода утяжеленный раствор из буровой в буровую перевозится в автоцистернах.

5.7. Выбор типа бурового раствора

Практика бурения показала, что успех проводки скважин в значительной мере зависит от качества применяемого бурового раствора. Установлено, что идеальный буровой раствор, применяемый при бурении скважин, должен отвечать следующим требованиям:

способствовать повышению скорости проходки;

позволять поддерживать низкое содержание твердой фазы, благодаря чему до минимума снижается опасность загрязнения пласта;

повышать устойчивость ствола, ингибировать склонные к осложнениям породы и обеспечивать сохранение целостности выбуренной породы, благодаря чему облегчается ее удаление;

обеспечивать поддержание на стабильном уровне статического напряжения сдвига и улучшенную очистку ствола без чрезмерных пульсаций давления в процессе спускоподъемных операций;

проявлять низкую токсичную и высокую термостабильность;

давать возможность экономить денежные средства, при этом затраты на контролирование и поддержание необходимых свойств бурового раствора с лихвой окупаются.

Исходя из этих требований, перед началом бурения нужно определить состав и свойства буровых растворов, которые будут использованы для промывки скважины в каждом интервале. Для отдельных площадей и группы площадей, сходных по геолого-техническим условиям, разрабатываются технологические регламенты буровых растворов. Технологический регламент буровых растворов содержит: литологический состав пород разбуриваемого интервала, конструкцию скважин, интервалы возможных осложнений, пластовое давление р_пл, давление гидроразрыва пласта р_гтр и температуру пласта 1_ПЯ, рекомендуемый тип бурового раствора, материалы и реагенты, применяемые для приготовления и химической обработки этого раствора, их планируемый расход на каждый метр обрабатываемого интервала (рис. 5.18).

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. В свою очередь, для разведочных и опорно-технологических скважин тип раствора выбирается исходя из опыта проводки скважин в близлежащих 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 приготовляться на основе доступных и дешевых реагентов и материалов.

Рис. 5.18. Образец технологического регламента буровых растворов:

1 -- глины; 2 -- глины с прослоями песка; 3 -- мергель; 4 -- глины с прослоями Песчаника; 5-- алевролиты; СМАД -- смазывающая добавка для уменьшения трения

1755.8 Формы организации глинохозяйства

В мировой практике организации буровых работ на нефть и газ широко распространены две формы организации глинохозяйства. К первой относятся работы, связанные с приготовлением, очисткой и контролем за качеством бурового раствора, которые осуществляются самой буровой бригадой, а ко второй -- связанные с приготовлением, очисткой и контролем за качеством бурового раствора, которые выполняет специализированное предприятие (фирма). Эта форма организации получила название сервисной. Возможна смешанная организация глинохозяйства, когда часть работ выполняет буровая бригада, а часть -- специальное предприятие (фирма). Первая форма организации глинохозяйства характерна для стран СНГ, вторая распространена за рубежом, особенно в США.

Анализ многолетней практики показал, что вторая форма организации глинохозяйства имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с первой. Она позволяет обеспечить проводку скважины качественными буровыми растворами, в полном соответствии с ГТН, с меньшими затратами средств. При второй форме организации проще многократно использовать буровой раствор, обработанный дорогостоящими химическими реагентами, организовывать регенерацию утяжелителя. Наконец, при этой форме организации глинохозяйства увеличивается межремонтный пробег механизмов, обеспечивающих очистку бурового раствора.

У нас в стране намечается тенденция к переходу на сервисное обслуживание буровой бригады всеми видами услуг, связанных 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: цех (растворный узел) по компоновке химических реагентов согласно рецептуре растворов и подготовке, в необходимых случаях, концентратов раствора, а также по обеспечению хранения отработанного раствора в целях его регенерации, повторного использования и утилизации, и других операций, связанных с растворами; складские помещения для хранения завезенных материалов и химических реагентов; гараж с необходимым набором 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 химических реагентов для приготовления качественного раствора и его обработки, осуществлением контроля за параметрами раствора в процессе проводки скважин, перевозкой раствора, материалов и химических реагентов при их повторном использовании и т.д.

Контрольные вопросы

1. Каковы функции промывочной жидкости при вращательном способе бурения? Какие применяются типы промывочных жидкостей?

2. Из каких глин и глиноматериалов приготавливают глинистые растворы? Приведите формулу, по которой производится расчет количества глинопорошка для приготовления глинистого раствора заданной плотности.

3. Как изменяются свойства глинистых растворов в зависимости от времени, химических добавок и механического воздействия?

4. Каким образом и чем определяются свойства глинистых растворов?

5. Какие функции выполняет глинистый раствор в нормальных условиях бурения?

6. Каково назначение глинистых растворов при бурении в осложненных условиях?

7. Расскажите о химической обработке и утяжелении глинистого раствора.

8. Расскажите о полимерглинистых и безглинистых растворах.

9. Чем характеризуются ингибированные и солестойкие буровые растворы?

10. Каковы особенности использования воды в качестве промывочной жидкости?

И. Расскажите о буровых растворах на нефтяной основе.

12. Какие особенности бурения скважин с очисткой забоя воздухом или газом вы знаете?

13. Как приготавливаются буровые растворы?

14. Каким образом и при помощи чего очищается промывочная жидкость от обломков выбуренной породы (шлама)?

15. Как следует выбирать тип промывочной жидкости?

16. Расскажите о двух формах организации глинохозяйства.

ГЛАВА 6 ОСЛОЖНЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

6.1 Общие положения

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления. В связи с расширением географии работ по освоению нефтегазовых месторождений получили распространения осложнения, связанные с сероводородной агрессией и бурением скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

6.2 Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины

Произведенные исследования и накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины (рис. 6.1).

Обвалы (осыпи) происходят во время прохождения уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом снижается предел прочности этих слоев, что ведет к их обрушению (осыпям). Обвалам (осыпям) может способствовать и набухание за счет проникновения в пласты свободной воды, содержащейся в растворах, что приводит к выпучиванию в ствол скважины и, в конечном счете, к обрушению (осыпанию). Небольшие осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Обвалы (осыпи) могут происходить в результате действия тектонических сил, обусловливающих сжатие пород. В этом случае горное давление значительно превышает давление со стороны столба бурового раствора. Характерными признаками обвалов (осыпей) являются: резкое повышение давления на вы-киде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихваты бурильной колонны, выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность за счет уменьшения скорости восходящего потока и его подъемной силы, вследствие чего возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб следует уменьшать нагрузку на долото, что ведет к снижению механической скорости бурения.

Рис. 6.1. Классификация нарушений целостности стенок скважины (по Ю. В. Вадецкому)

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

бурение в зоне .возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность;

организация работ, обеспечивающая высокие скорости проходки;

выполнение следующих рекомендаций:

* бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

* бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

* поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

* подавать бурильную колонну на забой плавно, без рывков;

* избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

* перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

* не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит в результате действия бурового раствора и его фильтрата при прохождении глин, уплотненных глин и аргиллитов, при значительном содержании минералов типа монтмориллонита, которые и набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и прихватам бурильного инструмента.

Для предупреждения и ликвидации набухания необходимо: бурить в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтре которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;

организовывать работу, обеспечивающую высокие механические скорости проходки;

после приготовления глинистого раствора заполнять им скважину и выждать определенное время, необходимое для протекания физико-химических процессов;

выполнять меры предупреждения и ликвидации обвалов.

Ползучесть происходит в случае прохождения высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем. В результате недостаточного противодавления на пласт эти породы ползут, заполняя ствол скважины. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или соляных пород сложены устойчивыми породами, не склонными к ползучести. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта сложены породами, например соляными, склонными к ползучести. При этом выдавливание глины или аргиллита в скважину обусловлено деформацией кровли и подошвы пласта (горизонта). Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличения температуры пород. К характерным признакам ползучести относятся затяжки, посадки бурильной колонны до забоя, прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

выполнение следующих рекомендаций:

* подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве производить на 50... 100 м выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

* при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, устанавливать трубы с повышенной толщиной стенок для предотвращения смятия обсадной колонны.

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины жело-бообразования -- увеличение углов перегиба ствола скважины, массы единицы длины бурильной колонны и площади контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерными признаками образования в скважине жедоба являются проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что желобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14... 1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму; недопущение различных азимутальных изменений;

стремление к максимальной проходке на долото;

использование предохранительных резиновых колец;

выполнение следующих рекомендаций:

* при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев соблюдать меры предупреждения обвалов (осыпей);

* при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдать отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35... 1,40;

* колонну бурильных труб поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

* при заклинивании колонну труб сбивать вниз; желоба ликвидировать проработками ствола скважины в интервалах их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).

Растворение происходит во время прохождения соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернооб-разование, а в особо тяжелых случаях -- потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементирование. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежным средством предотвращения их интенсивного растворения является бурение с применением безводных буровых растворов. Хорошие результаты Дает использование солестойких буровых растворов и растворов, Приготовленных из палыгорскита.

Во второй половине 1950-х гг. Ю.В.Вадецким было предложено использовать многократную кавернометрию для оценки устойчивости горных пород при бурении скважин. С тех пор этот способ нашел широкое применение в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушениями целостности стенок скважин.

6.3 Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

Поглощение буровых растворов является одним из самых распространенных видов осложнений при бурении скважин. Ежегодные затраты времени на ликвидацию этого вида осложнений по стране и за рубежом составляют многие тысячи часов, несмотря на разработку и применение различных способов предупреждения и борьбы с поглощениями буровых и цементных растворов при бурении и креплении скважин.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Факторы, влияющие на возникновение поглощений промывочной жидкости, можно разделить на две группы:

геологические факторы -- тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву, величина пластового давления и характеристика пластовой жидкости, а также наличие других сопутствующих осложнений (обвалы, нефте-, газо- и водопроявления, переток пластовых вод и др.);

технологические факторы -- количество и качество подаваемого в скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спускоподъемных операций и др. К этой группе относятся также такие факторы, как техническая оснащенность и организация процесса бурения.

Исследования зон поглощений. Данные о строении поглощающего пласта, его мощности и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), величине и направлении перетоков могут быть получены различными методами исследований: гидродинамическими, геофизическими и с помощью отбора керна или шлама.

В зависимости от степени изученности разбуриваемого месторождения (или его части) применяют оперативный или детальный комплекс исследований.

Оперативный комплекс исследований включает в себя: определение границ поглощающего пласта (горизонта), его относительной приемистости и наличия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта (горизонта) в другой (гидродинамические исследования); измерение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта (горизонта) с помощью каверномера; замер пластового давления глубинным манометром.

Детальные исследования включают в себя оперативный комплекс и промыслово-геофизические методы: гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и акустический каротаж.

Методы предупреждения и ликвидации поглощений. Среди существующих методов предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяются следующие основные мероприятия: предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины, изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений специальными цементными растворами и пастами, бурение без выхода бурового раствора с последующим спуском обсадной колонны.

Мероприятия по снижению гидростатического и гидродинамического давления сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины.

- Лучшим средством борьбы с поглощением бурового раствора является его предупреждение. Для предупреждения поглощений на основании многолетнего отечественного и зарубежного опыта разработаны следующие рекомендации:

- регулировать свойства бурового раствора, прежде всего его плотность;

- регулировать скорость спускоподъемных операций и других технологических операций, проводимых в скважине (скорость проработки, промежуточные промывки и др.);

- определять оптимальный зазор между бурильными трубами и стенками скважины. За счет этого уменьшается перепад давления в затрубном пространстве и возможность сужения ствола скважин;

...