Промывочные жидкости на неводной основе

Для разбуривания аргиллитов, сланцевых глин, соленос-ных пород с промывкой скважин жидкостью на водной основе под воздействием отфильтрованной из раствора воды, как правило, происходят осыпи, обвалы пород и растворе­ние соленосных пород. В этих условиях желательно исполь­зовать неводные промывочные жидкости. Такие жидкости следует применять и при бурении в продуктивных пластах, так как нельзя допускать загрязнение коллекторов отфильт­рованной водой [9].

Промывочные жидкости на неводной основе — сложная многокомпонентная система, в которой дисперсионной сре­дой являются жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Поэтому их называют растворами на углеводород­ной основе (РУО).

Наиболее распространены известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых входят дизельное топливо, битум, окись кальция, поверхностно-активное вещество и небольшое количе­ство воды. Для повышения плотности ИБР, если это необходи­мо, в раствор добавляют барит, имеющий большую плотность.

Растворы на углеводородной основе даже при большом пе­репаде давлений являются практически не фильтрующими жид­кую фазу. Выбуренные частицы породы, в том числе глинис­тые, в таких растворах не распускаются, а частицы соленос-ных пород не влияют на качество раствора. Они не ухудшают проницаемость коллекторов продуктивных горизонтов.

Однако растворы на углеводородной основе чувствитель­ны к температуре и поэтому их рецептура должна подбирать­ся с учетом ожидаемой температуры на забое скважины.

Бурение с промывкой скважины растворами на углеводо­родной основе заставляет особенно строго соблюдать все правила противопожарной безопасности, а в связи с загряз­нением рабочих мест нефтью требования к мероприятиям по охране труда рабочих возрастают. При бурении с промывкой такими растворами ухудшаются условия проведения электро­метрических работ в скважине. Растворы на углеводородной основе значительно дороже глинистых.

ПРОДУВКА СКВАЖИН ВОЗДУХОМ

Сущность продувки скважин воздухом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на днев­ную поверхность, охлаждения долота вместо промывочной жидкости в скважину нагнетают газообразные агенты: сжа­тый воздух, естественный газ и выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

Вынос выбуренной породы при продувке скважин возду­хом осуществляется следующим образом. От компрессора сжатый воздух или газ по нагнетательному трубопроводу по­дается через буровой шланг и вертлюг в бурильную колонну и далее через отверстия в долоте на забой скважины. Поток воздуха или газа подхватывает кусочки выбуренной породы с забоя и по затрубному пространству поднимается к устью скважины. Затем смесь воздуха или газа с выбуренной поро­дой направляется в выкидную линию, на конце которой уста­новлен шламоуловитель. Устье скважины герметизируют спе­циальным устройством для защиты людей и оборудования от выносимой из скважины пыли. Применение продувки сква­жины воздухом или газом по сравнению с промывкой жид­костью имеет ряд преимуществ.

1. Увеличиваются механическая скорость бурения и про­ходка на долото за счет лучшей очистки забоя скважины от выбуренной породы, отсутствия гидростатического давления столба жидкости и улучшения условий охлаждения долота.

2. Улучшаются условия бурения скважины в трещинова­тых и кавернозных породах, в которые при промывке сква­жины поглощают промывочную жидкость, вызывая частич­ную или полную потерю циркуляции.

3. Облегчаются условия бурения скважины в безводных районах.

4. Обеспечивается лучшая сохранность продуктивного го­ризонта (особенно с низким пластовым давлением), так как в данном случае нет отрицательного воздействия промывочной жидкости на поры пласта.

5. Создаются условия для правильной оценки геологами поднимаемого керна и выносимых частиц породы в связи с отсутствием загрязненности породы промывочной жидкостью.

Однако продувку скважин воздухом можно применять не в любых геологических условиях, что ограничивает возмож­ность использования этого метода очистки забоя скважины.

Наибольшие затруднения возникают при продувке сква­жины в процессе бурения в водоносных горизонтах со зна­чительными водопритоками, когда в связи с увеличением гид­ростатического давления столба жидкости ухудшаются усло­вия работы компрессоров. Большими трудностями сопровож­дается также разбуривание вязких пород (типа глин), способ­ных налипать на стенку скважины и образовывать сальники на бурильной колонне.

При наличии водопритоков и при прохождении обвалива­ющихся и сыпучих пород применяют промывку забоя аэри­рованными глинистыми растворами (в поток воздуха добав­ляют воду). Такой способ очистки скважины позволяет до­вольно легко устанавливать необходимое противодавление на проходимые пласты в целях избежания интенсивного прито­ка воды в скважину и обвалов пород.

Если в проходимых породах содержатся горючие газы, то во избежание взрывов и пожаров целесообразно применять продувку природным газом. Если в скважину возможно по­ступление метана или другого горючего газа, помимо природ­ного используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания. Следует учитывать, что выхлопные газы перед по­дачей в компрессоры необходимо пропускать через холодиль­ники и влагоотделители, а перед нагнетанием в скважину в них следует добавлять ингибиторы для защиты бурильных труб от коррозии.

 

РЕЖИМ БУРЕНИЯ

Под режимом бурения понимается определенное сочетание параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся: 1) осевая нагрузка на долото; 2) часто­та вращения долота; 3) массовый расход прокачиваемой про­мывочной жидкости; 4) качество промывочной жидкости (плот­ность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига).

Сочетание этих параметров, позволяющее получать наибо­лее высокие качественные и количественные показатели буре­ния при данной технической вооруженности буровой, называ­ется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.

На практике часто в процессе бурения приходится отби­рать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям, осложнениям, свя­занным с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, называются специальными режимами.

Эффективность работы долота оценивается двумя пара­метрами:

1) механической скоростью бурения v_mеx′ м/ч;

2) проходкой на долото hֽ м.

При выборе режима бурения следует учитывать, что с изменением одного из параметров не всегда увеличиваются механическая скорость проходки и проходка на долото. Для каждой породы существует оптимальное сочетание нагрузки на долото, частоты вращения долота и расхода промывочной жидкости.

При турбинном способе бурения изменение одного пара­метра режима бурения вызывает автоматическое изменение других. В случае увеличения расхода промывочной жидкости при неизменной нагрузке на долото частота вращения п вала турбобура (долота) растет прямо пропорционально. Если же нагрузка на долото будет увеличена, а расход промывочной жидкости останется постоянным, то частота вращения вала турбобура (долота) уменьшится.

В практике бурения скважин расход промывочной жидко­сти устанавливают с учетом обеспечения наивыгоднейших условий работы турбобура и наибольшего выноса выбурен­ной породы. С углублением скважины в связи с уменьшени­ем ее диаметра расход промывочной жидкости уменьшают от интервала к интервалу [9].

При бурении в интервале, для которого установлен посто­янный расход жидкости, из трех параметров режима бурения можно изменять только нагрузку на долото, регулируя тем самым частоту его вращения. Последняя при постоянным расходе промывочной жидкости достигает своего максимума при снятии нагрузки на долото.

При создании нагрузки на долото частота вращения вала турбобура (долота) уменьшается, а вращающий момент уве­личивается. Эффективная работа турбобура будет обеспечена при таких нагрузках на долото, когда мощность на валу турбобура N достигнет максимального значения. В этот пери­од частота вращения вала турбобура составляет примерно половину частоты вращения долота при отсутствии на него нагрузки, а вращающий момент около половины момента, развиваемого при торможении вала турбобура (л = 0). При максимальной мощности на валу турбобура турбина имеет и максимальное значение КПД.

Нагрузка на долото зависит от твердости проходимости пород. При разбуривании твердых пород в целях повышения эффективности работы долота повышают нагрузку, а при бурении в мягких породах — снижают. В то же время часто­та вращения долота в первом случае уменьшается, а во вто­ром — увеличивается, что и требуется для достижения хоро­ших показателей его работы.

При работе турбобуров в соответствии с описанными ус­ловиями обеспечиваются наилучшие показатели работы доло­та, так как повышение и снижение частоты вращения долота приводит 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 способе. Поэтому можно устанавливать любые комбинации параметров режима бурения, контролировать их [9, 30].

Расход промывочной жидкости устанавливается с учетом качественной очистки забоя скважины. Нагрузка на долото и частота его вращения устанавливаются для каждого геологи­ческого горизонта с учетом твердости проходимых пород.

Подача бурильной колонны — вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием веду­щей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления тормоза лебедки.

Давление долота на забой создается частично весом бу­рильной колонны, однако чрезмерное ее увеличение может вызвать поломку бурильной колонны и искривление скважи­ны. Во избежание этого нижняя часть бурильной колонны выполняется утяжеленной.

При работе с утяжеленным низом его вес используется только на 75 %.

Для контроля за равномерным давлением на долото пользу­ются прибором, называемым индикатором веса. Давление про­мывочной жидкости измеряется датчиком, который монтирует­ся на трубопроводе между насосами или на стояке нагнетатель­ной линии буровых насосов. Частота вращения ротора измеря­ется тахометрами различных конструкций. Кроме того, приме­няют приборы для определения механической скорости буре­ния, а также другие приборы, регистрирующие и показываю­щие параметры бурения на забое (частота вращения вала тур­бобура, пространственное положение забоя скважины и т. д.).

В последнее время все шире внедряется передача пара­метров режима бурения на расстояние. Это позволяет на диспетчерских пунктах (участках) оборудовать специальные пульты, на которых монтируют показывающие и регистриру­ющие приборы параметров режима бурения каждой буро­вой. Диспетчер (инженер участка) получает возможность круг­лосуточно следить за работой буровых и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс про­водки скважины.