Размещено на http://www.allbest.ru/

Промывка скважины

Буровые растворы

Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят: бурильный раствор скважина забойный

- вынос частиц выбуренной породы из скважины;

- передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;

- предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;

- удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

- охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;

- уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;

- предотвращение обвалов пород со стенок скважины;

- уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.

Буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

- не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.);

- легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа;

- быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;

- быть удобными для приготовления и очистки;

- быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования.

Виды буровых растворов

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются:

- агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

- агенты на углеводородной основе;

- агенты на основе эмульсий;

- газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества.

Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин.

Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов:

- бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.),

- каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.),

- гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.).

Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м³, а из низкосортных глин - менее 3 м³.

Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе:

- малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород),

- соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород),

- ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы.

Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

Основные параметры буровых растворов

Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м3, у малоглинистых растворов - 1050... 1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м3 и более.

Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5...10 %.

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению.

Показатель фильтрации - способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт.

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных растворов ее величина должна быть не более 0,02 г/см3, а для утяжеленных - 0,06 г/см3.

Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового раствора. При рН > 7 раствор щелочной, при рН = 7 -нейтральный, при рН < 7 - кислый.

Химическая обработка буровых растворов

Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него определенных химических веществ с целью улучшения свойств без существенного изменения плотности.

В результате химической обработки достигаются следующие положительные результаты:

- повышение стабильности бурового раствора;

- снижение его способности к фильтрации, уменьшение толщины и липкости корки на стенке скважины;

- регулирование вязкости раствора в сторону ее увеличения или уменьшения;

- придание ему специальных свойств (термостойкости, солестойкости и др.).

В глинистые буровые растворы вводят также смазочные добавки и пеногасители. Благодаря смазывающим добавкам улучшаются условия работы бурильной колонны и породоразрушающего инструмента в скважине. Пеногасители препятствуют образованию пены при выделении из промывочной жидкости газовой фазы.

Способы промывки

При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

1. системы промывок с выходом раствора на поверхность;

2. системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность осуществляется по одной из приведенных на рис. 5.1. схем.

Комбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется на периодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную). Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме. При использовании периодической промывки направление потока бурового раствора меняется с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса и устья скважины.

Рис. 5.1. Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность:

а - прямая промывка,

б - обратная промывка,

в - обратная промывка через двойную колонковую трубу (с гидротранспорт. керна),

г - комбинированная промывка

Приготовление буровых растворов

Приготовление бурового раствора - это получение промывочной жидкости с необходимыми свойствами в результате переработки исходных материалов и взаимодействия компонентов.

Организация работ и технология приготовления бурового раствора зависят от его рецептуры, состояния исходных материалов и технического оснащения. Рассмотрим их на примере приготовления глинистого раствора.

Такой раствор приготовляют либо централизованно на глинозаводе, либо непосредственно на буровой. Централизованное обеспечение буровым раствором целесообразно при длительном разбуривании крупных месторождений и близком расположении буровых, когда для проводки скважин требуются растворы с одинаковыми или близкими параметрами. В этом случае более полно и экономично используются исходные материалы, требуются меньшие энергетические затраты по сравнению с приготовлением раствора на буровых, ниже себестоимость раствора, персонал буровой освобождается от тяжелой и трудоемкой работы.

Наиболее экономично централизованное приготовление бурового раствора гидромониторным способом непосредственно в глинокарьере, расположенном вблизи от большой группы буровых. Если таких условий нет, то глинозавод размещают в центре разбуриваемой площади, а комовую глину доставляют с карьера автомобильным, железнодорожным или водным транспортом. На глинозаводах в гидромешалках объемом 20...60 м³ приготовляют 400... 1000 м³ глинистого раствора в сутки. Доставляют его на буровые по трубопроводу, в автоцистернах или на специальных судах.

При большой разбросанности буровых, сложности доставки готового раствора на них (болотистая или сильнопересеченная местность, зимние условия и т.д.), потребности в растворах с различными параметрами целесообразно готовить глинистые растворы непосредственно на буровой. Для этого в настоящее время буровые оснащают блоком приготовления бурового раствора из порошкообразных материалов.

Глинопорошки готовят на специальных заводах из качественных глин путем их сушки и последующего помола в шаровых мельницах. При этом влажность комовых глин не снижают ниже 6 %, а также не допускают спекания глинистых частиц. Заводы глинопорошков строят на месторождениях высококачественных глин или непосредственно в местах потребления.

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

В настоящее время широко применяют глиномешалки и гидросмесители для приготовления, утяжеления буровых растворов с помощью гидросмесителя предназначено БПР (блок приготовления раствора). Он представляет собой единый блок на раме которого установлены 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, фиксирующим устройством, смотровым люком, ограждением, загрузочным трубопроводом. Неподвижные части емкости оборудованы пневматическим разгрузочным устройством, который состоит из: аэрирующего устройства, поворотного шибера и пневматического эжектора, где порошкообразный материал при помощи сжатого воздуха компрессора дополнительно аэрируется и транспортируется в смеситель.

Приготовление и утяжеление раствора осуществляется следующим образом: к гидросмесителю от бурового насоса подается вовремя приготовленная вода, при утяжелении глинистый раствор. В камере гидросмесителя образуется разряжение достаточное для засасывания порошка из емкости. Количество подаваемого порошка регулируется поворотным шибером или изменением разряжения в гидросмесителе. Глиномешалка представляет собой емкость объемом 4 куба, в котором два вала с лопастями. В глиномешалку заливается вода, затем она пускается в ход, после этого забрасывается глина. Через 40-55 мин. проверяют вязкость. Как только вязкость становится равным заданной величине, глиномешалку останавливают и раствор сливают в емкости.

Очистка бурового раствора

Раствор выходящий на поверхность может быть использован вновь, но ее надо очистить от обломов выбуренной породы (шлама). Очистка производится двумя способами - гидравлическим и принудительным.

Способ 1. При гидравлическим способе очистка происходит самостоятельно, т.е., шлам оседает под собственным весом. При принудительным способе раствор очищается при помощи специальных механизмов. Гидравлический способ основан на естественном осаждении. Наиболее примитивным является амбарный способ очистки. Он заключается в том, что раствор, вытекающий из скважины, пропускается через ряд последовательно расположенных земляных амбаров. В этом случае осаждаются только крупные частицы, мелкие попадают в скважины и постепенно загрязняет раствор и приходит в негодность. Раствор также можно очищать в желобах. Желоба делают металлические или деревянные высотой 40-60 см, шир. 60-70 см, длина 50-60 метров. В желобах делают уступы через каждые 4-6 м., не доходящие до верха на 20-30 см.

Способ 2. Принудительная очистка:

Вибросито - состоит из: металлической рамы наклоненной под углом 12-18 градусов к горизонту. На рамах смонтированных на пружинах натянута сетка и установлен эксцентриковый вал. При вращении вала сетка делает 25-35 вибраций в секунду. На сетку равномерно подается раствор. За счет вибрации раствор проходит отверстие в сетке, а шлам сползает до нижней кромки сетки и удаляется.

Гидроциклон - шлам отделяется под действием центробежной силы, раствор подается по тангенциальному патрубку в гидроциклон. Под влиянием центробежной силы тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по конусу гидроциклона спускается вниз и сливается через отверстие. Чистый раствор через патрубок сливается в емкость. Для нормальной работы гидроциклона необходимо давление 2-5 атм.

Дегазация бурового раствора. Газированные буровые растворы препятствуют введения нормального проведения бурения. Газ в буровом растворе может находится в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из раствора путем перемешивания в желобах в виброситах и емкостях. При устойчивом газировании газ из раствора удаляется с помощью газового сепаратора. Он представляет собой: герметичный сосуд, оборудованный системой манифольдов (нагнетательной трубы), клапанов и приборов. Раствор из скважины поступает по тангенциальному вводу в полость сепаратора, где скорость потока резко снижается. Из раствора интенсивно выделяется газ, который скапливается в верхней части сепаратора и отводится по трубопроводу на факел, Раствор отчищенный от свободного газа собирается в нижней части сепаратора и оттуда подается для отчистки от шлама на вибросита. Вместимость сепаратора 1-4 куба, рассчитанный на давление 16 мПа. Оборудуется предохранительным клапаном, регулятором уровнем жидкости поплавкового типа и инжекторного устройства для очистки сепаратора от шлама. Наибольшее распространение получили вакуумные дегазаторы. Он представляет собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность достигает 45 литров в сек. Остаточное газосодержание не превышает 2-х %.

Размещено на Allbest.ru