К промывочным растворам, используемым в
осложненных условиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Они
должны выполнять роль временного крепления неустойчивых стенок скважины (глинизировать
их), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления из
пластов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления и
выбросы их, облегчать разрушение пород, оказывая на них физико-химическое
воздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивных
горизонтов и т. п.
Для осложненных условий бурения
промывочные растворы с соответствующими свойствами выбирают в зависимости от
вида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельной
бурящейся скважины.
Если свойства промывочного агента
удовлетворяют геологическим условиям бурения, то они оказывают косвенное и
прямое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку на
долото).
Косвенное влияние свойств промывочного
раствора на показатели бурения проявляется в том, что с увеличением главным
образом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе,
вследствие чего приходится уменьшать количество промывочного агента,
подаваемого в скважину в единицу времени.
Непосредственное влияние свойств
промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменением
плотности п вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины от
выбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность промывочного
агента, тем быстрее он удаляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значение
плотности промывочного раствора в этом процессе ниже значения вязкости.
Наиболее успешно очистка забоя от
выбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором,
тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость бурения в зависимости от
вида промывочного раствора изменяется в таком же порядке.
Вынос шлама на поверхность также может
успешно осуществляться любым из указанных выше промывочных растворов, если
поддерживать необходимую скорость восходящего потока.
При бурении с использованием воды или
раствора охлаждение долота происходит в результате теплообмена между
промывочной жидкостью и рабочей поверхностью разрушающего инструмента.
При использовании в качестве промывочного
раствора газа происходит резкое понижение температуры и долото охлаждается
также в достаточной мере вследствие адиабатического процесса расширения газа
при истечении его из отверстий долота.
Продувку скважин газом вместо промывки их
жидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным способом. Она
особенно эффективна при прохождении геологических разрезов, содержащих горизонты
с низкими пластовыми давлениями и зоны, поглощающие промывочную жидкость. В
целях пожарной безопасности для продувки скважин часто используют выхлопные
газы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов* с небольшим
количеством воздуха.
В разрезах газонефтяных месторождений
часто встречаются горизонты с высоким пластовым давлением, при разбуривании
которых нельзя применять продувку газом. В этих случаях промывают скважины
жидкостью, плотность которой определяют обычно по формуле
, (1)
где ρ — плотность промывочной жидкости в т/м3;
ρпл —
пластовое давление в бар;
L —
глубина скважины в м;
р — допускаемая разность
между гидростатическим и пластовым давлениями.
Единые технические правила ведения работ
при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях,
предусматривают, что для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое
давление в скважине, создаваемое весом столба промывочной жидкости, должно на
10—15% превышать ожидаемое пластовое давление, а для скважин большей глубины на
5—10%.
Если
ρ < 1, а разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами
и скальными породами, то в качестве промывочной жидкости следует использовать
воду или аэрированный раствор.
Если ρ = 11,25 т/м3 и в разрезе разбуриваемого месторождения нет
поглощающих и обваливающихся горизонтов, то для промывки скважин применяют нормальный
глинистый раствор.
Если
ρ
= 1,25 1,8 т/м3, то рекомендуется использовать утяжеленный
глинистый раствор, получаемый из нормального глинистого раствора путем введения
в него утяжелителя (барита, гематита, магнетита и т. п.). Глинистый раствор с ϱy.р = 1,5 1,6 т/м3 можно приготовить и без утяжелителя, если для
этого использовать специальную тяжелую глину.
Если
ϱ > 1,8 т/м3
следует применять тяжелый глинистый раствор с ϱт.р. до 2,2 2,3 т/м3.m
Кроме необходимой плотности, промывочная
жидкость должна обладать способностью удерживать частицы пород во взвешенном
состоянии при прекращении циркуляции. Для этого статическое напряжение сдвига υ1,
измеряемое через 1 мин, должно удовлетворять следующему условию:
мн/с (2)
где m — опытный
коэффициент, зависящий от формы частиц; для частиц породы диаметром от 2 до 40 мм
величина т колеблется в пределах 2,5—1,6; d0 — диаметр частиц породы, удерживающихся во взвешенном
состоянии, в см.
Если в процессе бурения используется глинистый
раствор с ϱp и υ1,
то после прекращения циркуляции все частицы породы с плотностью ϱп и
диаметром d0 остаются во
взвешенном состоянии.
Для нормального глинистого раствора υ1
≤ 490 мн/см2.
Использовать растворы с υ1
> 490 мн/см2 при нормальных условиях бурения не
рекомендуется, так как это ведет к некоторому снижению механической скорости
бурения, увеличению продавочных и гидродинамических давлений. Чрезмерный рост
последних может оказаться причиной возникновения поглощений промывочной
жидкости.
Глинистые растворы с υ1 ≥
785 1180 мн/см2 применяют
при прохождении поглощающих горизонтов.
Для утяжеления считаются пригодными
глинистые растворы с υ1 = 195 390 мн/см2.
Наряду с ϱ и υ1 важнейшими показателями,
характеризующими промывочную жидкость, являются условная вязкость Т и
водоотдача В.
Рекомендуется поддерживать вязкость по
СПВ-5: для нормального раствора Т ≤ 30 сек, для
утяжеленного Т = 30 50 сек. Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяют
растворы с большей вязкостью вплоть до состояния, когда раствор не течет (через
воронку СПВ-5).
Для нормальных глинистых растворов
водоотдача В рекомендуется до 10 см3 за 30 мин. При
бурении в породах, где возможны обвалы и прихваты, В рекомендуется
снижать до 5—6 см3 и даже 2—3 см3 за 30 мин.
Загрязнение неутяжеленных растворов
твердыми частицами не должно превышать 4% при роторном и 2% при турбинном
способах бурения.
В РФ глинистые растворы приготовляют как
из комовой глины, добываемой в глинокарьерах, расположенных в районах буровых работ,
так и из глинопорошков, выпускаемых специальными заво- дами. Глинопорошки
представляют собой высушенную и измель- ченную глину с химическими реагентами
или без них, которая обра- зует с водой устойчивую суспензию. Глинопорошки
выпускают по техническим условиям, утвержденным Госкомитетом нефтедобывающей
промышленности
Таблица 1
Сорт |
Плотность глинистого раствора (при
вязкости 25сек по СПВ-5), m/м3
|
Выход раствора из 1 т глинопорошка,
м3
|
Остаток на сите, % |
Влажность, % |
Содержание песка в глинистом
растворе, % |
№ 0,5 |
№ 0,075 |
общее |
В том числе отмытого |
1
2
3
4
|
До 1,06
1,06 – 1,08
1,08 – 1,15
Свыше 1,5
|
> 10
10 – 8
8 – 4
< 4
|
0
0
0
0
|
До 10
» 10
» 10
» 10
|
5,0–8,0
5,0–8,0
5,0–8,0
5,0–8,0
|
До 0,8
» 1,5
» 3,0
» 4,0
|
До 0,5
» 0,8
» 1,5
» 3,0
|
Показатели, которым должны отвечать
глинопорошки и глинистые растворы, приготовленные из них, приведены в табл. 1
1.3.1 Нормирование глинистых растворов
Параметры глинистых растворов выбираются в
зависимости от вида осложнений и конкретных условий бурения. Для этого в каждом
нефтегазодобывающем или разведочном районе разработаны специальные инструкции,
которыми и следует руководствоваться в практической работе. В настоящем
параграфе приводятся лишь ориентировочные сведения по данному вопросу.
Исследованиями и многолетней практикой установлены следующие требования
(нормы), предъявляемые к основным свойствам глинистых растворов.
В нормальных (с геологической точки
зрения) условиях бурения плотность глинистого раствора в зависимости от
качества разбуриваемых (или применяемых для приготовления глинистого раствора)
глин принимается равной ϱp = 1,10 1,35 т/м3. Статическое напряжение сдвига, замеряемое через 1 мин, υ1 = 145 195 мн/см2,
а замеряемое через 10 мин υ10 = 295 490 мн/см2. Условная вязкость по СПВ-5 равна
20—25 сек для растворов, не
обработанных химическими реагентами, и 25—50
сек для химически обработанных глинистых растворов. Водоотдача В
≤ 10 см3 за
30 мин. Толщина глинистой
корки К равна 1—2 мм, а
липкость ее Кл = 0,25 (по
А. А. Линевскому). Процентное содержание песка П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения. Стабильность С
≤ 0,03. Отстой О ≤ 5%. Концентрация водородных
ионов рН ≥ 7 (обычно 7,5—9,0).
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
|