Промывка скважин и буровые растворы

Назначение буровых растворов

При бурении скважин вращательным способом буровой раствор дол­жен выполнять следующие функции

1) очищать забой скважины от выбуренной породы и выносить ее на поверхность;

2) удерживать выбуренные частицы породы во взвешенном состоя­нии при прекращении промывки;

3) создавать противодавление на стенку скважины, а следовательно, предотвращать обвалы пород и проникновение в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов,

4) глинизировать стенку скважины;

5) охлаждать долото, забойный двигатель и бурильную колонну;

6) смазывать трущиеся детали долота, забойного двигателя;

7) передавать энергию турбобуру, винтовому двигателю,

8) защищать буровое оборудование и бурильную колонну от кор­розии.

При выполнении всех перечисленных функций буровой раствор дол­жен быть инертным к воздействию температур, минерализованных пла­стовых вод и обломков выбуренных пород.

Свойства бурового раствора и приборы для их определения

Свойства бурового раствора контролируют измерением плотности и условной вязкости сразу же после отбора пробы раствора непосредст­венно на буровой. Остальные показатели измеряют в лаборатории. Плотность р (в кг/м³) Плотность раствора измеряется ареомет­ром АГ-ЗПП Чем больше плотность бурового раствора, тем большее давление оказывает он на забой и стенку скважины При бурении сква­жины необходимо, чтобы давление столба жидкости в скважине не­сколько превышало давление в проходимых нефтеносных, газоносных или водоносных пластах Поэтому плотность применяемого раствора должна соответствовать этому требованию

При разбуривании горизонтов, предрасположенных к обваливанию по­род, следует увеличивать плотность В случае прохождения трещинова­тых, кавернозных пластов надо, наоборот, уменьшить плотность бурового раствора, чтобы предотвратить его поглощение этими горизонтами

В неосложненных условиях бурения плотность бурового раствора поддерживают равной 1180—1220 кг/м³

Условная вязкость Т (в с) Под вязкостью понимают внут­реннее трение, существующее между слоями жидкости при ее дви­жении

Условная вязкость характеризует подвижность бурового раствора и измеряется по времени истечения 500 мл бурового раствора из воронки вискозиметра ВП 5, заполненной 700 мл раствора

В лабораторных условиях условная вязкость может измеряться по времени истечения 100 мл раствора из воронки ВП 5, заполненной 200 мл раствора.

При выдаче рекомендаций условная вязкость всегда должна указы­ваться по ВП 5 при истечении 500 мл раствора

Вязкость глинистого раствора зависит от степени дисперсности глины в воде В значительной мере влияют на вязкость также химическая обра­ботка глинистого раствора и действие растворимых в воде пород и ми­неральных солей, находящихся в пластовых водах

При бурении в пористых, трещиноватых породах с малым пластовым давлением, поглощающих промывочную жидкость, высокая вязкость по­следней способствует закупорке пор и каналов в пласте

При бурении в пластах, содержащих газ, приходится уменьшать вязкость для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жид­кости

Водоотдача В (в см³/30 мин) При бурении скважины буровой раствор под влиянием перепада давления проникает в поры пластов и со временем закупоривает (глинизирует) их Образовавшаяся на стенке сква­жины глинистая корка препятствует проникновению в пласты даже Очень малых частиц ишны, по не задерживает воду, отделяющуюся от буровою раствора Водоотдача зависит от свойств бурового раствора

Если применяется буровой раствор низкого качества, то на стенке скважины образуется толстая, рыхлая н неплотная глинистая корка, че­рез которую вода отфильтровывается в пласт Образование толстой гли­нистой корки сужает ствол скважины, что может вызвать прилипание (прихват) бурильной колонны Кроме того, проникновение отфильтрован­ной воды в породы может привести к их набуханию и обвалам В связи с этим всегда стремятся максимально снизить водоотдачу бурового рас­твора Водоотдача при нормальной температуре (20 °С) измеряется ко личеством жидкости (в мл), отфильтровавшейся из бурового раствора за 30 мин под действием перепада давления в 0,1 МПа через фильтр пло­щадью 44 см². Измеряют водоотдачу приборами ВМ-6, ВГ-1М, ГрозНИИ.

Статическое напряжение сдвига 0 (в Па). Этот показа­тель характеризует прочность структуры неподвижного раствора. Проч­ность структуры раствора возрастает с течением времени, прошедшего с момента приготовления бурового раствора. Было установлено, что этот параметр целесообразно измерять мере) 1 и 10 мин после окончания пе­ремешивания. Разница и результатах измерений показывает, насколько упрочнилась структура бурового раствора sa 10 мин. Статическое напря­жение сдвига измеряют прибором СНС-2

Концентрация водородных ионов (рН), характеризующая щелочность или кислотность буровых растворов, приближенно измеряется при помощи универсальной индикаторной бумаги по изменению ее окраски по срав­нению с эталонами, а также электрометрическим методом с помощью рН-метра, например рН-метра 340. Для кислой среды рН<7, для нейт­ральной рН = 7 и для щелочной рН>7.

Содержание «песка» П (в %) характеризует наличие в буро­вом растворе твердых частиц породы и нераспустившихся комочков глины. Измеряют этот параметр в отстойнике с мензуркой, в который мерной кружкой наливают 50 см³ бурового раствора и 450 см³ воды. Процент­ное содержание «песка» численно равно удвоенному объему осадка в от­стойнике, скопившегося в покое за 1 мин после интенсивного встряхива­ния отстойника. Содержание «песка» в буровом растворе не должно пре­вышать 1—2 %.

Стабильность бурового раствора определяют по водоотстою за 1 сут покоя и по разности плотностей нижней и верхней половин столба жидкости, налитой в стандартный цилиндр. Раствор считается хорошим при отстое, равном нулю, и разности плотностей, не превышающей в не-утяжеленпых растворах 20 кг/м³, а в утяжеленных — 40—60 кг/м³.

Лекция №11

Насосно-циркуляционная система

Во время бурения скважины буровой раствор циркулирует по замкну­тому контуру (рис. II 24).

Буровые насосы (чаще два) / с помощью подпорных насосов 14 за­бирают буровой раствор из приемных емкостей 13 и по нагнетательной линии, собранной из толстостепных бурильных труб диаметром 140— 168 мм, подают его в стояк 2 диаметром 140—168 мм, буровой шланг 3 и вертлюг 4. Далее буровой раствор движется по ведущей трубе 5, бу­рильным трубам 7, УБТ 9 и, пройдя через отверстия в долоте 10, омывает забой, захватывает частицы выбуренной породы и поднимается по затруб-ному пространству 8 к устью скважины 6. Затем раствор движется само­теком по желобной системе 11 я попадает в очистительные механизмы 12. В последних буровой раствор очищается от выбуренной породы и газа и стекает в приемные емкости 13, а выбуренная порода направляется в ам­бар 15. Таким образом замыкается круг циркуляции. Предусмотрено также перемешивание бурового раствора смесителем 16.

В табл. 11.39, 11.40 приводятся характеристики основного оборудова­ния циркуляционной системы.

Вибросито СВ-2Б является модификацией вибросига СВ-2 при одина­ковых технических характеристиках. Они имеют унифицированные вибриру­ющие рамы, барабаны с сеткой и приводы вибраторов, а отличаются кон­струкцией приемной коробки-корпуса, системой подвода бурового раствора к ситам и отвода его после очистки в циркуляционную систему. Вибросито СВ-2Б не имеет ванны для очищенной жидкости и устанавливается непо­средственно на емкость циркуляционной системы

Вибросито ВС-1 надежно в работе, особенно при очистке утяжеленных буровых растворов Оно состоит из станины для крепления вибросита на блоке очистки циркуляционной системы и вибрирующей рамы. Станина яв­ляется также сборником и распределителем очищенного раствора. Вибри­рующая рама предназначена для очистки бурового раствора процежива­нием его через сменные сетки и сброса шлама в отвал.

Гидроциклоны применяются в пескоотделителях, состоящих из одного или нескольких циклонов и шламового насоса.

Пескоотделитель 1ПГК состоит из батареи гидроциклонов, вертикаль­ного шламового насоса, емкости и соединительной трубы между насосом и батареей.

В настоящее время ра фаботаны более надежные модели пескоотде-лителей ПГ-50 и ПГ-90, отличающиеся более стойкими и совершенными по форме резиповыми элементами гидроциклопов. Для приготовления буровых растворов на пресной и соленой воде при массе глнногюрошьа до 20 т, а угяжелшеля любой влажности до 100 т целесообразно применять гидравлические мешалки ГДМ-1.

Если влажность утяжелителя менее 3 %, то рекомендуется применять блок для приготовления растворов БПР

Установку УПР-Р-2 и гидромониторный смеситель ГСТ применяют при влажных утяжелителях.

Для приготовления соленасыщенных буровых растворов хорошо заре­комендовало себя сочетание БПР и УПР-Р-2 при влажности утяжели­теля менее 3 %, а при использовании влажного утяжелителя — двух уста­новок УПР-Р-2. ФСМ применяют при необходимости приготовления большого объема раствора за короткое время.

Для подготовки химических реагентов рекомендуются МГ2-4.

Лекция №12

Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование состоит из превенторнон установки, специальных задвижек, катушек, клапанов и др.

Превенторная установка включает в себя превентор, манифольд и гидравлическую систему управления.

Превентор (один — четыре) устанавливается на колонную головку, обвязывающую все спущенные в сьважину обсадные колонны, по одной из четырех типовых схем в соответствии с ГОСТ 13862—80

Лекция №13

РЕЖИМ БУРЕНИЯ

Понятие о режиме бурения и показателях работы долот

Скважину считают успешно пробуренной, когда получены высокие скорости бурения при минимально возможных затратах денежных средств, а фактический профиль ее ствола (вертикальный, наклонный) существенно не отличается от проектного Достичь этого можно при условии рацио­нальной эксплуатации долот, забойных двигателей, если бурение осуще­ствляется с ними, бурильной колонны и применения бурового раствора, соответствующего горно-геологическим условиям Поэтому при проекти­ровании технологических особенностей бурения данной породы подбирают соответствующую ей модель долота и с учетом применяемых способа бу­рения и бурильной колонны рассчитывают следующие параметры:

1) нагрузку на забой Р_д,

2) частоту вращения долота п;

3) расход промывочной жидкости Q

Сочетание перечисленных параметров, позволяющее получить наибо­лее высокие показатели работы долота, называют оптимальным режимом бурения

Если подбирают параметры не для достижения высоких показателей работы долота, а с целью, например, искривления скважины в нужном направлении, обеспечения лучшего отбора керна и т. д, то такой режим бурения называют специальным

Эффективность работы долота оценивается следующими показателями:

1) проходка на долото h (в м),

2) средняя механическая скорость проходки и_м (в м/ч);

где t — время бурения (в ч) интервала h (в м); 3) стоимость 1 м проходки (в руб)

Особенности режима бурения роторным способом и с забойными двигателями

При выборе режима бурения необходимо учитывать, что при увели­чении одного из параметров режима бурения не всегда удается получить возрастание механической скорости проходки и проходки на долото Для каждой породы существует оптимальное сочетание нагрузки на долото, частоты вращения долота и расхода бурового раствора

При турбинном бурении изменение одного параметра режима буре­ния вызывает автоматическое изменение других В случае увеличения расхода бурового раствора при неизменной нагрузке на забой частота вращения вала турбобура (долота) возрастает прямо пропорционально. Так, например, увеличение Q в 2 раза приведет к повышению я тоже в 2 раза Если же нагрузка на забой будет увеличена, а расход бурового раствора останется постоянным, частота вращения вала турбобура (до­лота) уменьшится. В практике турбинного бурения N М р v расход бурового раствора устанав­ливают с учетом обеспечения наивы­годнейших условий работы турбо­бура и выноса выбуренной породы С углублением скважины, в связи с уменьшением ее диаметра, расход бурового раствора понижают от ин­тервала к интервалу Длина интер­вала, на котором расход бурового раствора остается примерно постоян­ным, бывает разной от нескольких сот метров до 2000 м и более

При бурении в интервале, для ко торого установлен постоянный расход бурового раствора, из трех парамет ров режима бурения можно изменять только нагрузку на «бой, регулируя тем самым частоту вращения долота

Частота вращения долота, как это видно из характеристики турбины турбобура (рис II25), снятой при постоянном расходе промывочной жидкости, достигает максимума при снятии нагрузки на забой

При создании нагрузки на забои частота вращения вала турбобура (долота) уменьшается, а вращающий момент М увеличивается Эффек­тивная работа турбобура будет обеспечена при таких нагрузках на за­бои, когда мощность на валу турбобура N достигает максимального зна чения В этот период частота вращения вала турбобура равняется при мерно половине частоты ею вращения при отсутствии наарузки на забой, а вращающий момент составляет около половины момента, развиваемого при торможении вала турбобура (я=0)

Как видно из рис II 25, при максимальной мощности на валу турбо­бура турбина имеет и максимальный к п д х\

Нагрузка на забои выбирается в зависимости от твердости проходи­мых пород При разбуривании твердых пород бурильщик в целях повы­шения эффективности работы долота увеличивает нагрузку, а при буре­нии в мягких породах — уменьшает В то же время независимо от бу­рильщика частота вращения долота в первом случае уменьшается, а во втором увеличивается, что и требуется для достижения хороших пока­зателей работы долота Наибольший эффект будет получен, когда за счет применения соответствующих нагрузок на забой частота вращения турбины будет поддерживаться в рабочей зоне (заштрихованная часть диаграммы на рис II 25) В этом случае обеспечиваются наилучшие пока­затели работы долота, так как уменьшение и увеличение частоты враще­ния долота приводят к неустойчивому режиму работы турбобура

При роторном бурении отсутствует ярко выраженная взаимосвязь па­раметров режима бурения и, следовательно, влияние их друг на друга, как при турбинном бурении Поэтому оптимальный режим роторного бу­рения включает в себя сочетание наивыгоднейших значений каждого па­раметра в отдельности Расход бурового раствора устанавливается главным образом исходя из условии качественной очистки забоя скважины Нагрузка на забой и частота вращения долота устанавливаются для каждого геологического горизонта с учетом твердости проходимых пород

Рациональное время пребывания долота на забое

Максимальную проходку на одно долото можно получить при пол­ном износе долота, т е при длительной его работе на забое Максималь­ная же механическая скорость проходки может быть достигнута сокра щением времени пребывания долота на забое Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости проходки, а по рейсовой скорости проходки (в м/ч), определяемой по формуле

о_р=А/(/+7¹), (ИЗ)

где h — проходка на долото, м, t — время работы долота на забое, ч; Т — время, затраченное на спуск и подъем долота, ч

Если долото поднято слишком рано, то вследствие малой проходки рейсовая скорость будет низкой, при увеличении времени пребывания до лота на забое рейсовая скорость будет возрастать и достигнет наиболь­шей величины при некотором значении времени t

Лекция №14

Подача бурильной колонны

Для создания нагрузки на забой необходимо нижнюю часть буриль­ной колонны привести в сжатое состояние В этих целях бурильная ко­лонна подается вниз таким образом, чтобы на крюке полиспастной си­стемы буровой установки нагрузка была меньше веса всей бурильной колонны Разница между истинным весом бурильной колонны и весом бурильной колонны, воспринимаемым подъемным крюком во время ра­боты долота на забое, примерно равняется нагрузке на забой Зная кон­струкцию сжатой части бурильной колонны и ее вес, можно определить длину той части колонны, которая обеспечивает нагрузку\на забой Для определения нагрузки на забой и контроля за ней созданы индикаторы веса различного типа, наибольшее распространение из которых получил гидравлический индикатор веса ГИВ6-1 В большинстве случаев подача бурильной колонны осуществляется бурильщиком при помощи тормо *а лебедки Чем быстрее будет свиваться канат с барабана лебедки, тем быстрее будут спускаться подъемный крюк и висящая на нем бурильная колонна

Работа эта требует от бурильщика большого физическою напряже­ния и внимания Для облеачения труда бурильщика и обеспечения плав­ности подачи долота в породу, что создает условия для улучшения пока­зателей бурения, созданы регуляторы подачи долота (табл II 43).

Пульты контроля процесса бурения

Пульты контроля процесса бурения, рафаботанные ВНИИНефтегаз, выпускаются в двух модификациях ПК.Б-2 и ПКБ-3 Они предназначены для регистрации параметров режима бурения (Р_д, п, Q), показателей ра­боты долота (h и у_м), давления в нагнетательной линии, веса бурильной колонны, подачи бурильной колонны н вращающего момента на ро юре

ПКБ-2 предназначены для буровых установок БУ-80 и БУ-125, а ПКБ-3 —для БУ 160 и БУ-200

Для буровых установок БУ-80БрДУ (БУ-2500БрДУ) создан комп­лект аппаратуры ИРБ-61, позволяющий регистрировать те же параметры, которые регистрирует ПКБ

Лекция №15