Выбор вида промывочной жидкости - Бурение нефтяных и газовых скважин

ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь наилучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений.

Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых -- выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Одной из важнейший функций промывки считают разрушение забоя скважины. Конечно, это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной в разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

Очевидно, очень важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Основной функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной долотом породы. Чем быстрее удаляются потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя -- обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают либо вязкость бурового раствора, либо его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтительным является второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет кавернозность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Таким образом, величина подачи бурового раствора к забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах.

Обязательным требованием к процессу промывки скважин является выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно подачей насосов, плотностью и вязкостью бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность путем повышения скорости циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного превышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.

Практические данные о скоростях и стоимости бурения скважин показывают, что существует некоторая оптимальная величина скорости циркуляции, при которой данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит шлам на дневную поверхность и не наблюдается его накопления в скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной,-- плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечивать достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должна выбираться оптимальная величина плотности бурового раствора.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений -- поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако осыпи -- такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в ряде случаев экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Таким образом, для предупреждения осыпей и обвалов стенок скважины с учетом возможности возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности.

Важным технологическим качеством бурового раствора является удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спуско-подъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т. д. В противном случае шлам будет вновь поступать в скважину, засорять ее, ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникает ряд проблем, связанных с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.

Таким образом, успешность процесса промывки скважин зависит от оптимальных показателей реологических свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании смазочных добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резцов долота в забой. Таким образом, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем выше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, порой более важных функций промывки скважины.

Итак, комплексный подход к выбору свойств бурового раствора и режимных параметров циркуляции позволит обеспечить выполнение основных функций технологического процесса промывки скважин.

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:

Жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенная по объему величина плотности твердой/ фазы -- максимальной;

Буровые растворы должны быть недиспергирующимися под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;

Буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание;

Буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования, их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;.

Смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Плотность. В зависимости от характера проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород.

Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода -- лучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко ограничивает ее применение. Воду невозможно утяжелить грубодисперсными тяжелыми порошками, а при больших глубинах бурения, когда цикл циркуляции через скважину соизмерим с длительностью работы долота на забое, она не способна выполнить главную функцию -- удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии в перерывах циркуляции. В результате этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны так называемыми сальниками -- пробками, образующимися из шлама.

Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Очевидно, в целях улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проходке же проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продуктивных горизонтов величина показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется.

Вязкость. Требование к величине вязкости раствора однозначное: она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости отмечается всеобщий

Положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве.

Динамическое напряжение сдвига. Очистка скважины от шлама определяется главным образом двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность

Ламинарным потоком, а также для предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига 15--20 дПа. Дальнейшее увеличение динамического напряжения сдвига не приводит к сколько-нибудь заметному улучшению очистки скважины от шлама.

Исходя из опыта бурения эксплуатационных скважин на Сорочинско-Никольском месторождении, выбираем 4 вида бурового состава:

    1. Глинистый нестабилизированный раствор. Интервал 0 - 450 м 2. Глинистый соленасыщенный нестабилизированный раствор.

Интервал 450 - 1135 м

    3. Техническая вода. Интервал 1135 - 2050 м 4. Хлоркалиевый раствор. Интервал 2050 - 2530 м.

ИНТЕРВАЛ 0-30м. (НАПРАВЛЕНИЕ) 426мм.

ТИП РАСТВОРА: Бентонитовый.

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 1,08-1,12 г/см3

Условная вязкость 35-60 сек

РН 8-9

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 50кг/м 3

Na OH 2 кг/м3

Na2СО3 3 кг/м3

Графит 10 кг/м3

ИНТЕРВАЛ 30-280м. (КОНДУКТОР) 324мм.

Представлен отложениями меловой, юрской, триасовой и верхнего отдела пермской систем (татарский ярус). Литологический разрез сложен в верхней части интервала суглинками, глинами, плотными алевролитами, песками разнозернистыми, ниже глинами известковистыми, плотными с прослоями алевролитов, мергелей, песчаников. Породы склонны к осыпям и обвалам, возможны поглощения бурового раствора.

Раствор для данного интервала должен закреплять стенки скважины, предотвращать поглощение бурового раствора.

ОСЛОЖНЕНИЯ

Обвалы 0-280м

ТИП РАСТВОРА: Бентонитовый (объем 200м3 )

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 1,12г/см3

Условная вязкость 35-60 сек

РН 8-9

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 80кг/м 3

Na OH 5 кг/м3

Na2СО3 5 кг/м3

ФК-2000+М 5л/м3

ИНТЕРВАЛ 280-1135 (ТЕХНИЧЕСКАЯ КОЛОННА) 245мм.

Представлен отложениями верхнего отдела пермской системы (татарский ярус). Разрез сложен известковистыми глинами с прослоями алевролитов, мергелей, песчаников. Породы казанского и уфимского ярусов и нижнего отдела пермской системы кунгурского яруса (иреньский и филипповский горизонты)- каменная соль, ангидриты с прослоями доломитов.

Бурение интервала песчано-глинистых пород осложнено осыпями и обвалами, возможно частичное поглощение бурового раствора.

ОСЛОЖНЕНИЯ

Нефтегазоводопроявления
    537-542м 1046-1056м

Размыв солей

Обвалы

Поглощения
    326-376м 670-1046м 280-326м 380-515м 623-670м

ТИП РАСТВОРА: Глинистый - соленасыщенный (объем 250м3)

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 280-450м 1,12г/см3

450-1135м 1,18г/см3 (допускается до1,25г/см3 )

Условная вязкость 35-45 сек

Фильтрация не регламентировано

РН 8-9

СНС не регламентировано

Корочка не регламентировано

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 80кг/м3

Na OH 6 кг/м3

Na2CО3 3 кг/м3

ФК - 2000+М 5 кг/м3

NaCL 55кг/м3

Пеногаситель 0,5кг/м3

ИНТЕРВАЛ БУРЕНИЯ 1135-2050м (Эксплуатационная колонна) 146 мм.

Бурение производится на технической воде 1.02-1.04г/см3 с обработкой ПАА в количестве 5-7 кг (на одно долбление) для выноса выбуренной породы.

Интервал бурения, м 1135-2050

Плотность, кг/м3

1,02

Водоотдача

Не регламентируется

Размер сеток вибросит, меш

Согласно регламенту на буровые растворы

ИНТЕРВАЛ БУРЕНИЯ 2050-2530м (Эксплуатационная колонна) 146 мм.

Бурение производится хлоркалиевым раствором.

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 1,14 г/см3

Условная вязкость 30-40 сек

Фильтрация 6см3/30мин

Пластическая вязкость 8-15дПа

Динамическое напряжение сдвига 15-20 Па СНС (1/10мин) 15-30 мгс/см2 МВТ не более 25кг/м3

Содержание песка не более 1

РН 8,5-9,5

К=0,5 мм.

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 100кг/м 3

Na OH 3 кг/м3

Na2СО3 3 кг/м3

КМЦ-85/900 5 кг/м3

Полипак ЮЛВ 2 кг/м3

Полипак Р 2 кг/м3

Дуовиз 1 кг/м3

Флокгель 10 кг/м3

СаСО3 150 кг/м3

Бактерицид 0,5 л/м3

ФК 2000+М 15кг/м3

Пента465 0,5л/м3

KCL 55кг/м3

Похожие статьи




Выбор вида промывочной жидкости - Бурение нефтяных и газовых скважин

Предыдущая | Следующая