Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное \бурение горизонтальных скважин

ГЛАВА 3 Раздел 1

Буровые растворы

 

Буровые растворы

 

Принципы выбора бурового раствора для горизонтальных и вертикальных скважин одинаковы. Однако при выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин не­которые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной прора­ботки. Такими факторами являются:

 

·                  Гидравлическая программа

·                  Смазочные свойства раствора

·                  Реологические свойства

·                  Толщина  фильтрационной  корки  и  опасность  возникновения  прихватов,  вызван­ных дифференциальным давлением

·                  Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе

·                  Загрязнение продуктивного пласта

·                  Устойчивость стенок скважины

·                  Вынос шлама и размыв стенок скважины

 

Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонталь­ных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бу­рении соседних вертикальных или наклонных скважин. Такой раствор служит хорошей основой для выбора. Однако для горизонтальных скважин потребуется его модифицирова­ние.

Труднее всего обеспечить вынос шлама на участке скважины с зенитным углом 45-60⁰ при большом диаметре ствола. В этих участках часто бывает трудно обеспечить турбу­лентный режим течения промывочной жидкости и это может обусловить необходимость применения бурового раствора с повышенными реологическими свойствами.

Компьютерные программы для расчета крутящего момента и сил натяжения могут быть средством диагностики. Можно использовать для оценки степени очистки ствола скважины от шлама. Крутящий момент и осевые силы сопротивления можно уменьшить путем применения бурового раствора с хорошими смазочными свойствами и одновремен­ного  регулирования фильтратоотдачи и коркообразования. Хорошая очистка ствола от шлама также обуславливает уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления. Этому способствует вращение бурильной колонны и периодические промывки при подъ­еме инструмента.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздейст­вию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохране­нию коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию водоотдачи раствора.

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование - вот не­которые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных сква­жин.

 

Гидравлическая программа

 

Составление гидравлической, программы бурения - это всегда поиск компромисса в выборе параметров с целью оптимизации процесса и удовлетворения определенных кри­териев. Такими критериями могут быть гидравлическая мощность, реализуемая ^ насадках долота, работа забойного двигателя, работа системы измерений в процессе бурения, сила удара струи бурового раствора, выходящей из насадок долота, минимальный размыв сте­нок скважины и т.п.

Оптимизировать все гидравлические параметры по каждому критерию невозможно, поскольку все параметры взаимосвязаны. Наиболее важными критериями являются обес­печение максимальной скорости проходки и совершенной очистки скважины. Необходимо установить, что вероятнее всего создаст наибольшие трудности: высокая твердость разбу­риваемых пород, снижающая скорость проходки, или вынос шлама. От этой дилеммы за­висит выбор решения, оптимизировать ли гидравлику долота с целью эффективной транс­портировки шлама или силу удара струи жидкости о поверхность забоя. После того, как решение принято, нужно определить наибольший зенитный угол (на участие набора зе­нитного угла) и механическую скорость проходки для участка с этим зенитным углом. Это определит наихудшие условия для выноса шлама. Затем нужно выбрать забойный двига­тель и систему измерения забойных параметров на основе ограничений по величине рас­хода промывочной жидкости и давления, характерных для этих инструментов. Совер­шенно очевидно, что имеется несколько диапазонов расхода жидкости и давления, при ко­торых возможно эффективное бурение скважины.

 

Традиционные гидравлические программы не учитывают следующие моменты:

 

·                  Тот факт, что реальные буровые растворы не подчиняются точно различным гид­равлическим моделям (бингама, степенной и т.п.)

·                  Влияние температуры и давления на реологические свойства раствора

·                  Искривление скважины

·                  Неровности ствола (во всех моделях стволы скважины рассматриваются как гладкий цилиндрический канал)

·                  Вращение бурильной колонны и способность ее вызывать спиральное течение рас­твора

·                  Эксцентричное положение бурильной колонны в скважине

 

Учет перечисленных факторов представляет серьезную задачу для горизонтального бурения. В значительной мере гидравлическая программа для горизонтальной скважины будет определять успешность ее бурения. Решению этих задач посвящены обширные ис­следования и некоторые фирмы разработали компьютерные программы на основе резуль­татов их исследований. Однако большинство разработок несовершенны, поскольку они построены для вертикальных скважин.

 

ГИДРАВЛИКА ДОЛОТА

 

 

Рисунок1-1.Гидравлика долота.

Использование реологических данных

 

Буровой раствор выполняет три наиболее важные функции:

·                  Очищает ствол скважины от разрушений породы

·                  Удерживает во взвешенном состоянии утяжелитель

·                  Передает гидравлическую мощность долоту

Реологические свойства промывочной жидкости могут повлиять на выполнение этих функций. Ниже рассматриваются случаи, в которых реологические свойства играют особо важную роль.

 

Гидравлические расчеты

 

Гидравлические расчеты выполняются обычно для того, чтобы:

·                  Определить гидравлические потери в кольцевом пространстве   и эквивалентную           плотность бурового раствора при циркуляции

·                  Выбрать оптимальный размер долотных насадок

·                  Оценить способность раствора выносить из скважины выбуренную породу

Важно подчеркнуть, что любой расчет хорош лишь настолько, насколько хороши исходные данные. Это особенно важно, поскольку реологические свойства бурового рас­твора в условиях температуры и давления на поверхности, можно измерить непосредст­венно на буровой. Однако расчеты по этим свойствам обычно дают завышенные гидрав­лические потери и, следовательно, результат даст некоторый запас давления.

Вязкость в разной степени влияет на гидравлические потери, в зависимости от того, является ли поток ламинарным или турбулентным. Режим течения определяется величи­ной критерия Рейнольдса -Re. Эта безразмерная величина является мерой отношения сил инерции к силам вязкости. Для ньютоновских жидкостей критерий Рейнольдса можно оп­ределить из выражения:

                                                                    vDp

                                                           Re = ----- ,где:

                                                                      M

v = скорость жидкости, м/с D = Диаметр трубы,  р = Плотность жидкости, кг/м²

m, = Вязкость, Н сек/м²

(Выражения для неньютоновских жидкостей - иные из-за различия в вязкости. Однако та­кие выражения для определения Re при течении неньютоновских жидкостей существует и принципы остаются теми же самыми). Переход от ламинарного течения к турбулентному начинается при Re = 2100 и продолжается в переходной зоне до тех пор, пока поток не станет полностью турбулентным.

При ламинарном режиме течения потери давления сильно зависят от вязкостных свойств жидкости. При высоких значениях критерия Рейнольдса инерционные силы пре­обладают, и потери давления зависят больше от скорости течения. Типичные режимы те­чения в различных участках циркуляционного тракта таковы:

 

·                            Наземная обвязка - турбулентный

·                            Бурильные трубы - турбулентный или переходный

·                            Утяжеленные бурильные трубы – турбулентный

·                            Долотные насадки - турбулентный

·                            Кольцевое пространство, - ламинарный или переходный

 

В зависимости от величины критерия Рейнольдса вязкость в различной степени влияет на величину гидравлических сопротивлений. Приведенная ниже таблица состав­лена для ньютоновского жидкостей, но она справедлива и для неньютоновских жидкостей.

 

Влияние параметров на потерю давления в системе для потока в трубе
Режим течения	Скорость потока	Диаметр	Вязкость	Шероховатость трубы
Ламинарный	Q	1/D4	m	Не влияет
Турбулентный	Q1.8	1/D5	m0.3	Растет при увели­чении шерохова­тости
Промывочные насадки	Q	Нет данных	Не влияет	Нет данных

 

Рисунок 1-2  Зависимость потери давления для потока в трубе

 

При ламинарном течении жидкостей с хорошо известными свойствами в каналах определенных геометрических размеров потери давления можно рассчитать достаточно точно, если поведение жидкостей подчиняется простым реологическим моделям: степен­ной или модели Бингама. Зависимости для турбулентного течения являются эмпириче­скими. Эти зависимости справедливы для ньютоновских жидкостей. Зависимости для оп­ределения потерь давления при турбулентном течении неньютоновских жидкостей не в такой степени точны. Но вообще-то турбулентность потока оказывает более существенное влияние, чем вязкость и гидравлические сопротивления сильно зависят от расхода жидко­сти и шероховатости стенок труб. В большинстве учебников и служебных руководств раз­личных фирм приводятся примеры таких зависимостей.

Наилучший совет разработчикам гидравлических программ: применять эти зависи­мости с осторожностью. Результаты расчетов не следует считать точными. Размеры бу­рильных труб и УБТ точно определены. Следовательно, расчетные значения гидравличе­ских потерь в них достаточно точны. Точны результаты расчетов перепада давления в на­садках долота, где перепад не зависит от вязкости. Для расчетов гидравлических потерь в кольцевом пространстве характерна наименьшая точность, поэтому:

 

·                  Гидравлические потери при ламинарном течении очень сильно зависят от вязкости (Рис. 1-2)

·                  Зависимость вязкостных свойств от температуры и давления точно не установлена

·                  Из-за наличия каверн неизвестна точно геометрия ствола скважины

 

Типичное распределение гидравлических потерь в циркуляционном тракте, выраженных в процентах, таково:

                                                Наземная обвязка                  3-5%

                                                Долотные насадки                50-60%

Бурильная колонна               30-40%

                                                Кольцевое пространство      5-10%

В расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве много неопределенно­стей. Престон Моор предлагает определять эти потери как разность между фактическим давлением в стояке и суммой расчетных потерь давления во всех остальных элементах циркуляционного тракта.

Итак, гидравлические программы могут быть полезны для оценки гидравлических потерь, но пользователь должен помнить о возможных погрешностях в расчетах.

Многие нефтедобывающие и сервисные фирмы имеют компьютерные программы для гидравлических расчетов. Из-за присущих этим программах неточностей ни одной из них нельзя отдать предпочтения. Большинство сервисных фирм имеют программы, бази­рующиеся на различных реологических моделях. Рекомендуется пользоваться той моде­лью, расчеты по которой дают наиболее пессимистический результат.

 

Удержание твердой фазы во взвешенном состоянии

 

Буровая промывочная жидкость должна удерживать во взвешенном состоянии утя­желитель (например, бариты, карбонат кальция) и в то же время легко освобождаться от выбуренной породы на поверхности.

Следовательно, между этими двумя функциями должен быть определенный ком­промисс. Скорость осаждения отдельной частицы зависит от ее размера, плотности и вяз­кости жидкости. При оценке скорости осаждения, так же, как и при гидравлических расче­тах при течении в трубах, используют критерий Рейнольдса частицы. Как было сказано выше, уравнения, характеризующие движения частицы в жидкости, будут разными, в за­висимости от режима ее обтекания.

Конечная скорость осаждения в жидкости отдельной сферической частицы под действием силы тяжести определяется по закону Стокса:

 

                                                                                2R²(p-p_III)g

                                                                       Vo=-----------------, где:

                                                9m_III

 

Vo       -cкорость осаждения частицы, м/с

R         -радиус частицы, м

p          -плотность частицы, кг/м³

р_III        - плотность дисперсионной среды, кг/м³

g          -ускорение свободного паления, м/сек²

m         -вязкость, Н - сек/м²

 

Закон Стокса справедлив только при очень небольших скоростях осаждения. Если скорость увеличивается, ее зависимость от вязкости жидкости и радиуса частиц меняется. (Рис. 1-3).

Закон Стокса и его эквивалент для турбулентного обтекания - закон Ноютона спра­ведливы для случая осаждения одиночной частицы. Практически на процесс осаждения влияют соседние частицы, т.е. твердая фаза осаждается в стесненных условиях. Это об­стоятельство снижает скорость осаждения. Поскольку осаждение в покоящейся жидкости происходит при очень малых скоростях сдвига, вязкость жидкости следует оценивать точ­нее при малых скоростях сдвига. Было установлено, что хорошим показателем удержи­вающей способности жидкости может служить показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 3 об/мин (скорость сдвига == 5,1 сек^-1). Однако, поскольку вязкость сильно зависит от температуры, скорость осаждения в стволе скважины будет, вероятно, больше. Например повышение температуры от комнатной до 100⁰ может в 10 раз увеличить скорость осаждения.

 

Влияние параметров на конечную скорость
Режим течения	Радиус частицы	Вязкость
Ламинарный	R2	1/m
Переходный	R	1/m0.33
Турбулентный	R0,5	Зависимость от вязкости отсутствует

 

Рисунок 1-3. Влияние размеров частиц и вязкости жидкости на скорость скважины

 

Транспортировка шлама

 

Это очень сложная проблема, которую активно исследовали в течение последних 30-40 лет. По существу это - проблема осаждения частиц в потоке жидкости. Хотя для та­кого случая справедливы зависимости, представленные рис. 1-3, трудность состоит в вы­боре надлежащего значения критерия Рейнольдса. Практическое правило таково: если ре­жим течения жидкости в кольцевом пространстве турбулентный, то и режим обтекания падающей частицы тоже будет турбулентным. В зависимости от геометрических особен­ностей частицы и вязкости жидкости режим обтекания частицы, падающей в ламинарном потоке, может быть турбулентным, переходным или ламинарным. Транспортировка шлама - процесс очень сложный, но приведенные ниже положения могут прояснить механизм этого процесса:

·                            Вынос шлама можно обеспечить при промывке водой, если скорость восходящего потока достаточно велика. Это свидетельствует о том, что для транспортировки шлама жидкость не обязательно должна иметь динамическое напряжение сдвига, отличное от нуля.

·                            Обычный метод определения динамического напряжения сдвига у жидкостей, для которых характерно сдвиговое разжижение, может привести к ошибочным результатам.

·                            Большинство исследователей утверждает, что при турбулентном режиме течения вынос шлама улучшается. Одно из возможных объяснений этого явления заключается в том, что профиль скоростей при турбулентном режиме более плоский, чем при ламинар­ном режиме течения и частицы породы поднимаются в виде скопления частиц. Однако вследствие опасности размыва стенок скважины стараются избежать турбулентного ре­жима течения бурового раствора в кольцевом пространстве.

·                            Благодаря способности к сдвиговому разжижению растворы полимеров даже при ламинарном режиме течения имеют плоский профиль скоростей. Чем сильнее поведение таких растворов отличается от поведения ньютоновских жидкостей, тем более плоским становится профиль скоростей.

 

СМАЗОЧНЫЕ СВОЙСТВА

 

Выбор смазочной добавки и ее концентрация в буровом растворе являются очень важным фактором. Однако следует отметить, что смазочные добавки благоприятно прояв­ляют себя при бурении. Хорошие смазочные свойства увеличивают долговечность долота, снижают крутящий момент и, возможно, уменьшают опасность возникновения прихвата бурильной колонны.

 

Уменьшение крутящего момента

 и осевых сил сопротив­ления

 

В наклонных скважинах с большими зенитными углами и горизонтальных скважи­нах фактические значения могут оказался больше, чем было принято при составлении про­екта бурения. Это может быть следствием влияния таких факторов, как:

·                  Плохой вынос шлама

·                  Сильная извилистость ствола скважины •

·                  Неудачная конструкция компоновки низа бурильной колонны

·                  Применение долот и центраторов, изношенных по диаметру

·                  Наличие толстой фильтрационной корки на стенках

·                  Неудовлетворительное состояние ствола скважины, например сужение ствола.

Если при бурении возникают затяжки или наблюдается чрезмерно большой крутя­щий момент, то нужно учесть перечисленные факторы и устранить их влияние прежде, чем принимать решения о вводе смазочной добавки в буровой раствор.

Для расчета величины крутящего момента, сил натяжения, величины коэффициента трения на стадии проектирования скважины используют компьютерные программы, учи­тывающие состав компоновки низа бурильной колонны. На буровой сравнивают проект­ные и фактические величины крутящего момента и сил натяжения. Отклонения фактиче­ских значений от проектных может свидетельствовать о возникновении осложнений. На­копление данных о величине крутящего момента в процессе разработки месторождения может способствовать существенному снижению затрат на ликвидацию прихватов и на бурение в целом.

 

Смазочные свойства

 

Трудности, обусловленные большим крутящим моментом ц силами натяжения, особенно велики в наклонных скважинах с большими зенитными углами и в горизонталь­ных скважинах. Бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и имеет большую площадь контакта с породой и обсадной колонной. В таких условиях применение смазы­вающей жидкости может дать существенные преимущества при условии, если другие свойства бурового раствора оптимальны и применяется хорошая технология бурения.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе (РУО) принимают ко­эффициент трения в пределах 0,14-0,22; при использовании растворов на водной основе для (РВО) - в пределах 0,20-0,40. В обсаженном стволе для РУО коэффициент трения при­мерно равен 0,18, а для РВО - 0,25, в зависимости от типа раствора. Значения коэффици­ента трения в промысловых буровых растворах колеблется в довольно широких пределах. Диапазоны значения для РУО и РВО могут перекрываться, в зависимости от состава рас­твора и вида используемой компьютерной программы.

Программы для расчета крутящего момента и сил натяжения не следует использо­вать отдельно одну от другой. Следует подчеркнуть необходимость использования произ­водственного опыта. Если при бурении предыдущих наклонных скважин с большим зе­нитным углом потребовалось применение смазочных добавок, а все остальные компо­ненты бурения были оптимизированы, то использование смазочных добавок следует зало­жить в проекты будущих скважин. При таких обстоятельствах приоритет следует отдавать производственному опыту.

Там, где это возможно, анализ, проводимый по окончании бурения, должен вклю­чать расчет значений коэффициента трения по фактической величине нагрузки на крюк и крутящего момента, зарегистрированного в процессе бурения. Полученные значения ко­эффициента трения можно затем использовать при проектировании следующей скважины.

 

Рисунок 1-4. Результаты экспериментов по износу

 

В лабораторных условиях была проведена оценка смазочных свойств растворов на нефтяной и водной основе при разной их плотности и разной концентрации смазочных до­бавок. При проведении опытов гладкий бурильный замок диаметром 165 мм был прижат к внутренней поверхности обсадной трубы диаметром 244 мм и вращался. Усилие приложе­ния менялось в пределах 4-8 кН, что соответствует контактному усилию, действующему на участке набора зенитного угла 3⁰/30 м. Частота вращения замка составляла 112 об/мин. Установку заполняли различными буровыми растворами.

 

Ссылка: Влияние состава буровых растворов на износ и работоспособность обсадных труб и бурильных замков. Дж. М. Бол Коримклийке. Лаборатории фирмы Shell Е&Р Labo­ratories. Статья 13457 Общества Инженеров-Нефтянников и Международной Ассоциа­ции Буровых Подрядчиков.

 

При испытании в среде неутяжеленных буровых растворов разницы в смазочной способности у различных, имеющихся на рынке, смазочных добавок не обнаружено. До некоторой степени они все уменьшают износ обсадных труб (Рис. 1-4).

 

     

 

Рисунок 1-5. Результаты экспериментов над обсадкой

 

Уменьшение износа от ввода смазочных добавок в растворы с плотностью более 1500 кг/м - обнаружено не было (Рис.1-6).

Ввод в раствор стеклянных шариков или дизельного топлива не изменило смазоч­ных свойств. Размер стеклянных шариков не позволял им проникать между бурильным замком и обсадной трубой. Дизельное топливо не образует смазочной пленки на поверх­ности стали.

Ввод соли и полимера привел к некоторому уменьшению крутящего момента и из­носа, но влияние их было меньше, чем от ввода стандартных добавок.

Влияния ввода смазочных добавок на износ при испытаниях в среде утяжеленных раство­ров не обнаружено.

Наибольшее влияние на износ оказал тип утяжелителя. (Рис. 1-5)

 

 

 

Рисунок 1-6. Коэффициент трения как функция плотности бурового раствора и

концентрации смазывающего материала

 

 

Рисунок 1-7. Смазки, снижающие коэффициент трения при бурении скважины.

Подобные эксперименты были проведены с 28 различными смазочными добавками. Проделано 800 опытов для двенадцати факторных матриц. Были использованы стальной замок с гладкой поверхностью, замок с наплавкой твердого сплава и модель центратора. Испытания проводили только в растворах на водной основе. Лишь одна комбинация: сма­зочные добавки высокого давления + ПАВ + полимеры обеспечила понижение коэффици­ента трения до уровня, характерного для растворов на нефтяной основе. Три добавки: стеклянные шарики, сульфированное таловое масло с жирными кислотами плюс аминь и модифицированные жирные кислоты не оказали никакого влияния на величину коэффици­ента трения. Первые две добавки дали столь незначительное снижение коэффициента тре­ния, что лучшего, результата можно добиться другими средствами, т.е. совершенствова­нием формы профиля скважины, компоновкой низа бурильной колонны, изменением плотности бурового раствора (Рис. 1-7).

 

Ссылка: Передовая технология лабораторных измерении коэффициента трения в среде бурового раствора. М.С.Кигли. Фирма Mobil R&D Corporation. Статья : 19537 Общества Инженеров-Нефтяников

 

 

Выбор смазочных материалов

 

Выбор смазочных добавок может быть ограничен экологическими и экономиче­скими соображениями, а также совместимостью добавки с исходным буровым раствором. Если опыт бурения аналогичных скважин не позволяет сделать определенный выбор, то рекомендуется прибегнуть к помощи экспертов из фирмы, специализирующейся в области бурового раствора.

 

Смазочные добавки для растворов на нефтяной основе

 

Обычно РУО обладают достаточно хорошими смазочными средствами и без специ­альных добавок. На рынке имеется небольшое количество смазочных добавок для РУО, однако в настоящее время еще нет ни лабораторных, ни промысловых данных, которые подтверждали бы их эффективность.

 

Смазочные добавки для растворов на водной основе (рво)

 

В настоящее время на рынке имеется большой ассортимент смазочных добавок для буровых растворов на водной основе. Выбор конкретной добавки зависит от характера действия, экологических соображений, типа раствора, его плотности, от температуры в скважине и от того, какой вид трения преобладает: сталь по стали или сталь по породе.

При бурении длинных прямолинейных участков ствола большая часть ствола может быть необсаженной и будет преобладать трение «сталь по породе» «(сталь по фильтрационной корке»).

Горизонтальный участок часто бурят после того, как вышележащий ствол перекрыт обсадной колонной. В таком случае будет преобладать трение «сталь по стали».

Смазочные материалы для растворов на водной основе можно подразделить на две группы:

 

Смазочные добавки на основе масел

 

Рафинированные биоразложимые природные продукты (рыбий жир, растительное масло) можно вводить в буровой раствор в концентрации 2-10%. В составе добавки часто присутствует ПАВ для улучшения диспергирования в буровом растворе.

Такие смазочные добавки на поверхности воды будут образовывать радужную пленку, вследствие чего в некоторых экологически чувствительных районах применять их нельзя.

 

Водорастворимые смазочные добавки

 

Сервисные фирмы предлагают несколько водорастворимых или легко смешиваю­щихся с водой смазочных добавок, не образующих на поверхности воды радужной пленки. Эти добавки, в широком смысле, имеют сходный состав, основанный на гликолях, глице­рине или полищелочных окислах. Характерная концентрация таких добавок в буровом растворе составляет 2-5%.

Важно подчеркнуть необходимость надлежащего предварительного планирования. Бурение следует проектировать без применения смазочных добавок, поскольку многие из них не очень эффективны. Они существенно повышают стоимость бурения скважины. Смазочные добавки следует применять прежде всего для уменьшения крутящего момента и сил сопротивления в тех случаях, когда при бурении крутящий момент и силы сопротив­ления оказались больше, чем ожидалось.

Смазочные добавки применяли для уменьшения сил сопротивления при спуско-подъёмных операциях или при спуске обсадных колонн.

 

Классификация буровых растворов и их особенности

 

Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы  и недиспергированные растворы

 

Такие растворы применяют в таких районах, где не предъявляется таких требова­ний к величине их водоотдачи и ингибирующей способности. Они обычно представляют собой раствор гуарового полисахарида или бентонитовый глинистый раствор и применя­ются для забуривания скважины с бурения под кондуктор. При неглубоком залегании про­дуктивного пласта и геологическом разрезе, сложенном устойчивыми породами, эти рас­творы могут обеспечить дешевле бурение интервала, расположенного над продуктивным пластом. Маловероятно их применение при бурении по продуктивному пласту из-за их высокой водоотдачи. Из-за высокой водоотдачи на проницаемых породах такие растворы образуют плотную фильтрационную корку; фильтрат сильно загрязняет продуктивный пласт, а толстая корка увеличивает опасность прихватов, вызванных действием дифферен­циального давления (дифференциальных прихватов).

Всем растворам с малым содержанием твердой фазы можно придать высокую вяз­кость при сохранении   низкой   концентрации   твердой   фазы.   Такие   растворы   часто   называют «недиспергированными», что означает, что они коагулированы и не содержат защитных коллоидов-разжижигелей. Растворы с малым содержанием твердой фазы - это простые по составу системы, применяемые при бурении под кондуктор, когда стремятся получить максимальную механическую скорость проходки. Обычная их обработка состоит в разбавлении водой и вводе полимера. Поскольку от этих растворов не требуется обеспе­чения длительной устойчивости стенок скважины, их водоотдача составляет обычно 8-15 мл. Они чувствительны к действию электролитов и загрязнение цементом может вызывать серьезные затруднения. Водородный показатель растворов с малым содержанием твердой фазы поддерживают около рН = 9,0. В полной мере используют систему очистки раствора, чтобы предотвратить обогащение его твердой фазы. Область применения таких растворов ограничена температурой и величиной необходимой точности. Их тогда приходится пре­образовывать в более сложные системы. Сложные растворы могут сохранять хорошие свойства в более тяжелых условиях. Коррозионная активность растворов с малым содер­жанием твердой фазы может быть довольно высокой из-за растворенного в них кислорода. Коррозионную активность можно понизить вводом реагентов, связывающих кислород, и сокращением числа точек в наземной циркуляционной скважине, где буровой раствор мо­жет абсорбировать кислород.

Реологические свойства раствора могут сильно повыситься вследствие обогащения твердой фазой или загрязнения электролитом, который невозможно удалить из раствора. В таком случае раствор можно обработать таннином или лигносульфонатом. Начальные концентрации реагентов должны быть очень малы (0,86 кг/м³) из-за очень сильного дейст­вия реагентов на коагулированный раствор. От обработки разжижителями раствор быстро превращается в «диспергированный» и теряет некоторые желательные реологические свойства раствора с малым содержанием твердой фазы. Таким образом реагенты-разжижи­тели следует вводить в раствор лишь тогда, когда дальнейшее разбавление водой стано­вится нецелесообразным или невыгодным. Концентрацию и состав твердой фазы в рас­творе контролируют. Общее содержание твердой фазы в растворе не должно превышать 6-10% по объему. Содержание глины должно быть около 3% или менее. Отношение содер­жания выбуренной породы к содержанию бентонита менее 2:1.

 

Кальциевые буровые растворы

 

К этой группе растворов относятся растворы, обработанные сульфатом кальция (гипсовые), гидроксидом кальция (известковые) и хлоридами кальция (хлоркальциевые). Двухвалентные катионы кальция или магния ингибируют набухание глинистых пород, удерживая глинистые частицы в пакете. Кальциевые растворы применяют с целью предот­вращения кавернообразования, отвалов глинистых пород и уменьшения загрязнения про­дуктивного пласта.

Отработка таких растворов реагентами-разжижителями приводит к образованию дисперсной системы, в которой глинистые частицы агрегированы, а система, в целом, аг­регативно устойчива. Таким образом, количество связанной воды в системе уменьшается еще и вследствие взаимного слипания глинистых частиц. Это придает раствору низкие реологические свойства, слабую способность к структурообразованию, но высокую водо­отдачу. Обычно необходима отработка раствора понизителями водоотдачи. Дополнитель­ный ввод глины мало влияет на реологические свойства таких растворов. При вводе со­единений кальция наблюдается сильное временное загустевание раствора. Однако конеч­ные значения вязкости и статического напряжения сдвига понижаются в процессе ионного обмена и часто становятся ниже значений, которые имел исходный глинистый раствор.

Пониженная вязкость раствора позволяет иметь в нем относительно высокое со­держание твердой фазы без серьезных отрицательных последствий. Такие системы часто используются как основа для утяжеленных растворов. Кальциевые растворы устойчивы к действию таких электролитов, как соль, цемент и ангидрит. У них ограниченная термоста­бильность. Лишь после внедрения лигносульфонатов их стали применять при температу­рах более 120⁰С. В течение многих лет применяли высокоизвестковые, среднеизвестковые и малоизвестковые растворы. Эти названия характеризуют количество избыточной извести в растворе. Фактическое содержание ионов кальция в растворе невелико в любой разно­видности известковых растворов и выбор определенной разновидности зависит от забой­ной температуры или других факторов, влияющих на свойства раствора. Чем выше кон­центрация извести в растворе, тем ниже предел его термостабильности и выше устойчи­вость к влиянию электролитов и твердой фазы. Для ввода в раствор катионов кальция применяли и хлорид кальция. .Однако у таких растворов труднее поддерживать рабочие свойства и поэтому хлоркальциевые растворы применяются редко. В настоящее время обычной практикой является применение известковых растворов с умеренным содержа­нием извести. Если ожидаются более высокие забойные температуры, то в качестве источ­ника ионов кальция используют гипс. Если гипсовый раствор имеет недостаточную термо­стабильность, то целесообразно перейти на лигнит/л и гносульфонатны и раствор.

 

Лигносульфонатные глинистые растворы

 

Применявшиеся первоначально для повышения предела термостабильности каль­циевых растворов лигносульфонатные системы превратились теперь в самостоятельную разновидность глинистых растворов благодаря их способности успешно работать в раз­личных условиях.

Лигносульфонаты, главным образом, применяют как реагент-разжижитель, хотя после обработки различными ионами металлов им можно придать различные свойства. Было установлено, что хромлигносульфонат является сильным разжижителем глинистых растворов, обладающих высокой термостабильностью.   Однако   экологические   сообра­жения   привели   к   применению ферролигносульфонатов, которые имеют несколько худшую термостабильность по сравнению с хромлигносульфонатами.                                 

Вследствие способности к адсорбции на глинистых частицах лигносульфонаты об­ладают также способностью понижать водоотдачу. Адсорбционный слой лигносульфоната в фильтрационной корке находится  в постоянном контакте с глинистыми частицами и об­разует вязкий  слой. Следовательно, любая твердая частица или жидкая фаза, которые пы­таются пройти сквозь корку лигносульфонатного раствора, должны пройти через этот вяз­кий слой, который мешает их проникновению. Таким образом можно эффективно пони­жать водоотдачу без ввода в раствор полимеров и глины, которые могут вызвать нежела­тельное загущение раствора.

Другим возможным достоинством таких растворов является. Повышенная вязкость фильтрата, содержавшего большое количество лигносульфоната. По сравнению с фильт­ратом необратимого глинистого раствора или раствора, обработанного полимерами, фильтрат обладает ингибирующей способностью, что может способствовать сохранению устойчивости стенок скважины в глинистых порода.

Такие глинистые растворы часто неправильно определяют как «диспергированные» или полностью диспергированные системы. Хотя лигносульфонаты действуют как разжи­жители, они на самом деле предотвращают диспергирование пакетов и агрегатов глини­стых частиц на отдельные элементарные чешуйки.

Заметной особенностью лингосульфонатных глинистых растворов является их спо­собность улучшать устойчивость стенок скважины. Лигносульфонаты обладают доста­точно высокой термостабильностью. Эта особенность объясняется тем, что лигносульфо­наты тяжелых металлов обладают очень прочными связями. Для улучшения и стабилиза­ции реологических и структурных свойств, особенно при высоких забойных температурах, в глинистый раствор можно ввести хромат или бихромат натрия. Такая обработка повы­шает концентрацию хрома в системе и, следовательно, ингибирует разложение лигносуль­фонатов. Хроматы и бихроматы могут быть опасны для здоровья. Чтобы правильно обра­щаться с этими реагентами, нужно пользоваться рекомендациями фирмы-поставщика по безопасному применению реагентов.

 

Солевые глинистые растворы

 

Солевые глинистые растворы предназначены для ингибирования гидратации и на­бухания глинистых пород .посредством обезвоживания их за счет осмоса. Содержание хлорида натрия в этих растворах колеблется в пределах от 34 кг/м³ (концентрация соли в морской воде) до/355 кг/м³ что соответствует насыщению по хлориду натрия.

Такие растворы применяют при бурении мощных толщ соли или в районах, где по­ровая вода в породах - соленая. Они также используются для обеспечения устойчивости глинистых пород с большим содержанием монтмориллонита. При бурении солевых толщ с применением насыщенного соленого раствора в нем должен быть избыток соли. Избыточ­ная соль гарантирует насыщение раствора при повышенных забойных температурах.

Если соленые отложения содержат кроме натрия и другие соли (хлориды магния и калия), то необходимо попытаться добиться насыщения бурового раствора и этими со­лями. При температурах более 150⁰С необходимо обрабатывать полимерным реагентом с высокой термостабильностью.

При бурении в южной части Северного моря и в Великобритании эффективно ис­пользовали минерализованные растворы со сбалансированной активностью дисперсион­ной среды. В лаборатории исследуют активность порового раствора в глинистых породах и состав бурового раствора подбирают так, чтобы активность водной фазы раствора была бы аналогична активности порового раствора. Уменьшается катионный обмен между рас­твором и породой и это способствует улучшению устойчивости стенок скважины.

 

 

Калийные буровые растворы (системы KCL/Полимер)

 

Буровые растворы предназначены для бурения высокоактивных глинистых пород, которые вызывали особенно серьезные осложнения в Северном море. Такие породы ув­лажнены и содержат в своем составе большое количество глинистых минералов групп монтмориллонита и иллита. Благодаря таким свойствам эти породы, взаимодействуя с бу­ровым растворами на водной основе, образуют сальники на долоте и элементах компо­новки низа бурильной колонны. Такого явления можно избежать, вводя калий в буровой раствор.

Ион калия имеет малые размеры и положительный заряд. Он удерживает элемен­тарные чешуйки глины в пакете, не давая им отделяться друг от друга. Анионные поли­электролиты в таких растворах обеспечивают, вторичный уровень ингибирования. Поли­меры присоединяются к краям глинистых частиц, чем уменьшают способность глины к гидратации и диспергированию.

Для поддержания низкой концентрации твердой .фазы в буровом растворе часть его обычно выбрасывают, а оставшийся разбавляют. Пульпу из гидроциклонов, отстойников с наибольшей концентрацией твердой фазы выбрасывают, а для разбавления используют свежий раствор, содержащий повышенные концентрации полимера и KCL. Недостаток ионов калия в растворе проявляет себя в том, что шлам становится мягким и может нали­пать на сетках вибросита.

Полимер-хлоркалиевый раствор примерно в два раза дороже гипсового глинистого раствора и имеет меньшую глиноемкость. Ингибирующая способность хлоркалиевого рас­твора значительно сильнее, чем у гипсового раствора обработанного лигносульфонатами.

 

Обращенные эмульсионные растворы

 

В этих растворах дисперсионной средой служит органическая жидкость, а водная фаза в виде капель размером менее 1 мкм образует дисперсионную фазу.

В качестве дисперсионной среды таких растворов в настоящее время используют малотоксичные нефтепродукты. Тем не менее, обращенные эмульсионные растворы счи­таются экологически небезопасными. Малотоксичные нефтепродукты содержат меньше серы и ароматических углеводородов, что может затруднить начальное приготовление раствора. Однако эти малотоксичные нефтепродукты с пониженной вязкостью предпочти­тельнее в растворах с высокой плотностью и в условиях высоких забойных температур.

Водная фаза действует по принципу «сбалансированной активности» подобно вод­ной фазе минерализованных глинистых растворов. Осмотический потенциал водной фазы эмульсии делают равным осмотическому потенциалу воды, присутствующей в порах по­роды. Разница в «активности» водной фазы и поровой жидкости может привести либо к осмотическому увлажнению глин, либо к их дегидратации. В последнем случае глины ста­новятся хрупкими и осыпаются, образуя каверны. Поскольку влажность глинистых пород уменьшается с глубиной, концентрацию солей в водной фазе эмульсии обычно повышают для того, чтобы осмотический потенциал водной фазы соответствовал осмотическому по­тенциалу порового раствора в глинах.

В обращенных эмульсионных растворах обычно используют два эмульгатора:

·                  Основной эмульгатор, стабилизирующий эмульсию

·                  Вспомогательный эмульгатор, гидрофобизирующий поверхность частиц выбурен­ной породы

В буровых раствора на нефтяной основе водная фаза ведет себя как твердая фаза в растворах на водной основе. Увеличение концентрации водной фазы повышает пластиче­скую вязкость. Глобулы водной фазы действует также, как понизитель фильтратоотдачи.

Чтобы достичь оптимального баланса между фильтратоотдачей, вязкостью и ста­бильностью обращенного эмульсионного раствора, необходимо подобрать определенное соотношение между содержанием водной и неводной фаз в эмульсии. Повышенное содер­жание водной фазы необходимо в случае агрессии H₂S или СО₂. Концентрация эмульгато­ров в системе должна быть достаточной для эмульгирования посторонней воды, попадаю­щей в раствор, и гидрофобизации обломков выбуренной породы.

При определенных обстоятельствах повышенная растворимость газа в углеводо­родной дисперсионной среде таких растворов может затруднить обнаружение газопрояв­лений. Растворимость газа сильно зависит от температуры и давления и попадания газа в раствор является серьезной проблемой в глубоких скважинах с аномально высокими пла­стовыми давлениями. По этой причине необходимо регулярно проверять расход бурового раствора, выходящего из скважины. Контроль следует вести при подъеме бурильной ко­лонны. Весьма вероятно, что произошло газопроявление, и попавший в раствор газ может быстро расшириться вблизи поверхности после того, как он перейдет из растворенного в свободное состояние.

Чтобы уменьшить потери раствора на нефтяной основе и вред, наносимый им ок­ружающей среде, необходимо модифицировать буровую: установить обратный клапан на ведущей трубе, приспособление для снятия пленки раствора с наружное поверхности бу­рильных труб, устроить стойки и поддоны для пролитого раствора. (Рис. 1-8)

 

ПРОМЫВОЧНЫЕ СИСТЕМЫ

 

Достоинства	Недостатки
Растворы на нефтяной основе
Сильная ингиоирующая способность Тон­кая фильтрационная корка Хорошая устойчивость к обогащению твер­дой фазой Отличные смазочные свойства Низкая коррозионная активность Способ­ность не ухудшать коллекторские свойства пласта Высокая термостабильность в различных условиях Устойчивость к действию H2S и СО2 Спо­собность не нарушать содержания остаточ­ной воды в керне	Неблагоприятное воздействие на окружаю­щую среду Высокая стоимость Трудности а эксплуатации Отсутствие способности к сдвиговому раз­жижению (пониженная механическая ско­рость проходки) Пожароспособность при высоком отноше­нии содержания углеводородной и водной фаз
Полимерно-хлоркалиевые растворы
Ингибирующая способность Удовлетворительные смазочные свойства Слабое загрязняющее действие на продук­тивный пласт	Умеренно высокая стоимость Низкая термостабильность Необходимость сброса части раствора и разбавления для поддержания реологиче­ских свойств Неблагоприятное воздействие на окружаю­щую среду
Бентонитовый глинистый раствор
Низкая стоимость Простота состава Не загрязняет окружающую среду	Отсутствие ингибирующей способности Плохие смазочные свойства Спос-ть загрязнять продуктивные пла­сты Толстая фильтрационная корка
Вода в сочетании с прокачкой порций вязкой жидкости
Низкая стоимость Простота состава	Не обеспечивает устойчивости стенок сква­жины Толстая фильтрационная корка Загрязнение продуктивных пластов Плохие смазочные свойства
Растворы с фракционированной солью в качестве твердой фазы
Хорошие смазочные свойства Свойства, характерные для наполнителей по борьбе с поглощением Незначительная способность загрязнять продуктивные пласты (соль легко раство­рима)	Высокая стоимость, сравнимая со стоимо­стью ОВМ Ограниченная плотность
Кальциевые глинистые растворы
Обладает некоторой ингибирующей спо­собностью Устойчивы к действию соли, цемента и ан­гидрита, H2S и СО2) Слабо загрязняют продуктивные пласты	Ограниченная (1200) термостабильность С Плохие смазочные свойства Высокий рН
Лигносульфонатные глинистые растворы
Повышенная термостабильность кальцие­вых растворов Низкие реологические свойства Слабо загрязняют продуктивные пласты Улучшают устойчивость стенок скважины Успешно работают в различных условиях	Плохие смазочные свойства
Соленые глинистые растворы
Полезны при разбуривании соленостных отложений Обладают ингибирующей способностью Слабо загрязняют продуктивные пласты Улучшают устойчивость стенок скважины	Возможны непредсказуемые изменения свойств при наличии в разрезе пропластков калийно-магниевых солей Не обладают смазочными свойствами Огра­ниченная термостабильность (1500С)

 

Рисунок 1-8. Матрица циркуляционных систем

ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

Загрязнение продуктивного пласта проявляется двумя путями:

·                  Пониженным дебитом скважины

·                  Более значительной, чем ожидалось, величиной скин-эффекта

Однако следует отметить, что загрязнение пласта - это лишь один из факторов, влияющих на скин-эффект. Другими факторами, снижающими продуктивность скважины, являются несовершенство вскрытия перфораций, несовершенство заканчивания, влияние искривле­ния скважины, влияние операций по повышению продуктивности скважины, неоднород­ность пласта, влияние многофазного потока, влияние перфорационных каналов, заполнен­ных песком и гравием, эффекты, связанные с естественной проницаемостью, а не с эффек­том Дарси.

Загрязнение пласта, приводящее к уменьшению проницаемости породы, может происходить несколькими методами:

 

·                  Закупорка пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и ка­питального ремонта скважины

·                  Гидратация и диспергирование глинистых минералов, находящихся в порах пласта

·                  взаимодействие между несовместимыми жидкостями в скважине и пласте: образо­вание эмульсий, осадков

·                  Изменение вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров

 

КАК ИЗБЕЖАТЬ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПЛАСТА

 

Чтобы уменьшить проникновение твердых частиц и фильтрата в продуктивный пласт, буровой раствор должен образовывать тонкую непроницаемую фильтрационную корку. Если фильтрат проникает в пласт: на расстояние более 51 мм от стенки скважины, он должен быть совместим с породой, т.е. он должен иметь достаточную минерализацию, чтобы ингибировать набухание пластовых глинистых минералов и их диспергирование. При вскрытии водочувствительных газоносных пластов с низким пластовым давлением следует рассмотреть целесообразность применения бурения с продувкой или применение пены в качестве циркуляционного агента для того, чтобы избежать необратимого блокиро­вания пласта жидкостью. Следует использовать в буровом растворе водорастворимые или кислоторастворимые наполнители и утяжелители, если в продуктивном пласте ожидается поглощение. В водочувствительных песчаных пластах важным фактором может быть по­нижение водоотдачи цементного раствора.

Буровые растворы на нефтяной основе обычно в меньшей степени загрязняют про­дуктивный пласт по сравнению с растворами на водной основе. Растворы с фракциониро­ванной солью были с успехом использованы в горизонтальных скважинах, однако они не уменьшают загрязнения пласта. Фильтрационную корку такого раствора легко удалить. В противном случае такая корка может закупорить отверстия фильтра при вызове притока из пласта.

 

Ссылка: «Обзор проблемы загрязнения продуктивного пласта и продуктивности скважин», Крюгер Р.Ф., journal of Petroleum Technology” февраль 1986 г., стр. 131-152

 

ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН

 

В процессе перфорации, вызова притока установки гравийного фильтра следует ис­пользовать только чистые жидкости без твердой фазы.

Общая концентрация твердой фазы в таких жидкостях не должна превышать 200 мг/л, что эквивалентно 50 единицам непрозрачности в чистых жидкостях. Жидкости для заканчивания не должны содержать частиц, которые будут образовывать своды на поверх­ности породы, если ожидается значительная потеря жидкости (более 16 л на перфорацион­ный канал). Большинство взвешенных твердых частиц должны быть более мелкими, чтобы не происходило засорения пласта в непосредственной близости от скважины. Трубы должны не иметь ржавчины, а емкости должны быть чистыми. Это поможет сохранить чистоту жидкости в скважине.

Если диаметр твердых частиц больше, чем 10% от размера входных отверстий пор, то будет происходит засорение пласта около ствола скважины. В сочетании с теорией фильтрования эти соображения дают набор обычно применяемых практических правил для определения поведения взвешенных жидкости частиц.

 

Ссылка: «Оценка качества воды и возможного загрязнения пласта», Баркман Дж. X. ,

Д. Зидсон, JPT июль 1972 г.

 

Чтобы обеспечить чистоту жидкости, следует избегать контакта жидкости с поро­дой. В тех случаях, когда не требуется доступа к перфорационным каналам (например, при замене LCM), в жидкость для заканчивания, предпочтительнее ввести водорастворимый наполнитель для ликвидации поглощения.

Размер частиц наполнителя должен быть таким, чтобы обеспечивалось сводообра­зование.

 

ВЫБОР МАТЕРИАЛА ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ УХОДА ЖИДКОСТИ В ПЛАСТ

 

Жидкость в стволе скважины должна быстро образовать тонкую непроницаемую растворимую фильтрационную корку на поверхности породы для того, чтобы предотвра­тить уход жидкости в процессе задавливания скважины и ремонтных работ. Чтобы выпол­нить эту задачу, жидкость должна содержать более 5% по объему твердых частиц с широ­ким диапазоном размеров. Диаметр частиц должен находиться в пределах от среднего раз­мера поровых каналов до размеров молекул полимеров, причем не менее 25^о частиц должны иметь размеры, превышающие 1/3 размера пор.

Кристаллы  соли  или частицы  нефтерастворимого воска или  смол  являются луч­шими коркообразователями, поскольку они легко растворяются пластовыми флюидами. Очень эффективны частицы карбоната кальция, но для их удаления требуется кислота. В малопроницаемых породах утечку жидкости в пласт можно предотвратить, применяя пены или вязкую жидкость.

 

ВЫБОР МИНИМАЛЬНОЙ РЕПРЕССИИ

 

Для предотвращения проявлений минимальная величина репрессии, допускающая некоторое свабирование, составляет 1,4 - 2,1 мПа.

Репрессия необходима для предотвращения проявлений и неизбежна при осуществ­лении циркуляции при вскрытии истощенных пластов q низким давлением.

Достаточно экономичными циркуляционными агентами малой плотности являются: эмульсии, нефть с гелеобразующими добавками, аэрированная вода, пены, СО₂ или N₂.

 

 

КАК ИЗБЕЖАТЬ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ, ВЫЗВАННОГО ГЛИНОЙ В ПОРАХ ПЛАСТА И ОБРАЗОВАНИЕМ ОСАДКОВ

 

Водные жидкости, контактирующие с породой, должны иметь минерализацию, по­добную минерализации пластовой воды для того, чтобы исключить загрязнение пласта глиной, присутствующей в порах. Часто рекомендуют для этой цели использовать КС1 (морская вода содержит 2% NaCi). Для водочувствительных пластов недорогим и очень эффективным выбором является пластовая вода, извлеченная из недр вместе с нефтью. В очень чувствительных породах возможно применение реагентов-стабилизаторов глин, если экономичность их использования подтверждается опытами на кернах.

Жидкости сложного состава и рассолы иных солей, чем NaCi, нужно оценить на способность образовывать твердые осадки в процессе приготовления и при контакте с пла­стовой водой.

 

ОЧИСТКА ТРУБ

 

Tpy6ы нужно очищать, особенно перед проведением таких операций, связанных с нагнетаниями жидкости, как вызов притока, установка гравийного фильтра или операции по повышению продуктивности скважины. В обсадную колонну нужно спускать долото и скребок в процессе заканчивания скважины, после ремонтного, цементирования. Но де­лать это нужно до перфорации колонны. При спуске эксплуатационной колонны нужно использовать минимум смазки для резьбовых соединений. Минимум смазки следует ис­пользовать и для НКТ и других труб. Для операций, связанных с нагнетанием жидкости, следует рассмотреть возможность применения специальных чистых труб или гибких НКТ.

 

 

ВЫБОР И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ПОЛИМЕРОВ

 

При бурении, гидроразрыве, установке гравийных фильтров используются различ­ные полимеры. При выборе полимеров для этих операций нужно учитывать проблемы гидратации. При выборе полимера для гидроразрыва нужно учитывать величину остаточ­ной вязкости и твердый остаток после того, как полимер подвергнут деструкции с целью понижения вязкости раствора.

 

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

 

Контроль качества начинается с проверки чистоты резервуаров, предназначенных для доставки и хранения жидкостей.

·                            Проверить на месте чистоту рассолов в соответствии с требованиям документа API RP 13J

·                            Необходимо постоянно проверять содержание твердых частиц в воде

·                            Проверьте соответствие действия полимера требованиям документа API RP 13В

·                            Проделать простой тест на вязкость, чтобы проверить гидратацию полимера. Этот тест рассмотрен Хаучином с сотрудниками

·                            Проверить действие при забойной температуре реагента для деструкции поли­мера и понижения вязкости

·                            Проверить вязкость раствора полимера после его деструкции и количество нерас­творимого осадка

·                            Провести испытание жидкости по методике API RP 42

·                            Инженер должен проверить правильность расчетов количества вводимых мате­риалов и наблюдать за приготовлением раствора

·                            Отобрать образцы воды затворения, готовых растворов, гравия или песка, исполь­зуемых при гидроразрыве, а также жидкостей, выходящих из скважины

 

Контроль качества, включая контроль чистоты твердых и жидких добавок к буро­вым растворах, качества коркообразующих материалов очень важен,, хотя по этим вопро­сам нет письменных инструкций.

 

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

 

Зона загрязнения продуктивного пласта в горизонтальной скважине не имеет ци­линдрической формы и неравномерна по длине горизонтального участка скважины. Вследствие анизотропии проницаемости она представляет собой эллипс (Рис. 1-9).

 

Рисунок 1-9. Схематическое изображение зоны загрязнения в горизонтальной скважине.

 

Вследствие разной продолжительности контакта породы с жидкостями, загрязняю­щими пласт, зона загрязнения приобретает форму усеченного конуса с широким основа­нием у места входа скважины в продуктивный пласт (Рис.1-10).

 

Рисунок 1-10. Форма загрязнения вокруг вертикальной и горизонтальной скважин.

 

 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

 

Во избежание загрязнения продуктивного пласта нужно учитывать следующие ре­комендации:

·                            Хорошо изучить продуктивный пласт: проницаемость, ее анизотропию, распреде­ление пор по размерам, минералогический состав глинистой фракции, трещиноватость, давление, температуру и т.п.)

·                            Хорошо изучить свойства жидкостей: углеводородов, пластовой воды, воды на­гнетания, жидкости для заканчивания, задавочных жидкостей, жидкостей для отработки пласта. Провести испытания на их совместимость. Проверьте растворимость твердых осадков, парафина и асфальтенов.

·                            Изучить предыдущий опыт бурения на данный пласт или аналогичные пласты.

·                            Обеспечить применение хорошей технологии буровых растворов при первичном вскрытии пласта. Нужно иметь достаточное противодавление на пласт, низкую фильтра­тоотдачу, надлежащий химический состав раствора; обеспечить удаление тонкодисперс­ной твердой фазы и использовать кислоторастворимые коркообразователи и наполнители.

·                            Свести к минимуму количество воды, попадающей в пласт при бурении, заканчи­вании скважины, ее задавливании и ремонтных работах. Выбрать методы, которые позво­ляют свести к минимуму продолжительность контакта пласта с жидкостью. Если контакта пласта с жидкостью избежать невозможно, ограничить 'проникновение жидкости в пласт закачкой порций высоковязкой жидкости, подвергаемый впоследствии деструкции, или вводом растворимого кернообразующего материала с гранулометрическим составом, по­добранным для заданных конкретных условий. Если можно, возьмите жидкость с такой плотностью, при которой репрессия на пласт составит 1,4 -2,1.

·                            Отфильтровать основу для жидкостей, применяемых при заканчивании скважин. Убедиться в том, что резервуары, трубопроводы и трубы, спускаемые в скважину, надле­жащим образом очищены.

·                            Убедитесь в том, что жидкости и фильтраты имеют достаточную концентрацию катионов, предотвращающую дестабилизацию глинистой фракции продуктивного пласта.

·                            Проведите испытания совместимости жидкостей, используемых для отработки скважины, в особенности кислот.

·                            Жидкости, которые будут какое-то время оставаться в скважине, должны быть отработаны реагентами-поглотителями кислорода и бактерицидами.

·                            Уменьшить влияние загрязнения пласта посредством увеличения длины горизон­тального участка скважины.

 

УСТОЙЧИВОСТЬ СТВОЛА

 

При планировании горизонтальных скважин важно определить плотность бурового раствора, необходимую для того, чтобы в процессе бурения удерживать искривленные и горизонтальные стволы скважин открытыми и под контролем. Часто бывает, что плотно­сти буровых растворов, требующихся для стабилизации вертикальных разведочных и оце­ночных скважин, отличаются от плотностей, требующихся для устранения проблем в та­ких стволах.

Нестабильность бурового ствола обычно вызвана несбалансированным бурением мли набуханием. Набухание особенно характерно для сланцевых глин. Снижение поддер­живающего действия бурового раствора (против воздействия горных пород) вызывает концентрацию напряжений вокруг ствола, приводя к неустойчивости разбуриваемой сква­жины. Проблема возникает, лишь когда концентрация напряжений по соседству со ство­лом превышает прочность пород, образующих стенки скважины. После этого порода об­рушивается, рассыпаясь на куски. Таким образом, неустойчивость ствола является отчасти механической проблемой.

Сланцевые глины слабеют при контакте с плохо ингибированными буровыми рас­творами. Сниженная прочность делает сланцевые глины более подверженными осыпанию.

Доказательства .связи механизма неустойчивости ствола с механическими напря­жениями могут быть получены из многочисленных кавернограмм, которые обычно указы­вают на эллиптичность стволов. Единообразное увеличение размеров ствола можно пре­дупредить, если несбалансированное бурение, набухание и гидравлическая эрозия явились единственными причинами неустойчивости.

 

ХИМИЧЕСКАЯ РЕАКЦИЯ

 

Буровой раствор может реагировать с пластом. Ствол может подвергнуться измене­ниям из-за набухания или обезвоживания. Оба фактора воздействуют на естественные на­пряжения в пласте и могут привести к закрытию или обвалу ствола.

Ингибирование (например, с помощью солей калия и/или полимеров) с помощью буровых растворов на водной основе повысит устойчивость ствола, в частности при буре­нии склонных к гидратации сланцевых глин.

Ингибирование с помощью буровых .растворов на основе нефти производится до­бавлением соли (обычно хлорида кальция) к эмульгированной водной фазе. Хлорид каль­ция снижает тенденцию воды мигрировать из бурового раствора в пласт (или в противопо­ложном направлении), повышая таким образом устойчивость ствола.

ГИДРАВЛИКА КОЛЬЦЕВОГО ПОТОКА

 

При бурении через определенные пласты следует учитывать влияние режима коль­цевого потока. Это предупредит эрозию ствола и его последующее обрушивание. Анализ условий сдвига может служить хорошим руководством в вопросе о возможном расшире­нии ствола и его вероятных причинах.

 

МЕХАНИЗМЫ МЕХАНИЧЕСКОЙ НЕУСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА

 

Рисунок 1-11 Механизмы механической неустойчи­вости ствола.

Механическую неустойчи­вость ствола можно разделить на два механизма: разру­шение при сжатии (раздав/звание) и разруше­ние при растяжении (разрыв). (Рис. 1-11)          Разрушение при сжатии на­блюдается, когда напряжения в горной породе превы­шают ее прочность или предел текучести пластических материалов. Разру­шение при сжа­тии может быть причиной разрушения стенок скважины. Это показано на при­мере избы­точного осыпания сте­нок скважины при бурении. Это может приводить к расширению, заваливанию и сужению ствола. Раздавливание может также сни­зить размер ствола сква­жины из-за оползания пласта в дуктильных или пластических породах (на­пример, некото­рые сланцы и соль). Решить проблемы, возникающие в стволе из-за разрушения при сжа­тии, можно утяжелением бурового раствора. Утяжеленный буровой раствор снижает кри­тические «тангенциальные» нагрузки в стволе скважины.

Разрушение при растяжении требует снижения плотности бурового раствора и/или снижения эквивалентной плотности циркуляции (например, снижения расхода жид­кости).

Разрушение при растяжении возникает при разрыве породы. В некоторых пластах разрушение при растяжении может приводить к выносу и прихвату под действием пере­пада давлений. Такой ствол остается Разрушение при сжатии требует дополнительного утяжеления бурового раствора сравнительно неповрежденным и не осыпается. 

 

Раздавливание и разрыв могут иметь место в одном и том же участке скважины, не закрепленной обсадными трубами, в частности когда -в искривленных скважинах при од­ной и той же плотности бурового раствора проявляются разные литологии

 

НЕУСТОЙЧИВОСТЬ И НАПРЯЖЕНИЯ

 

На рис. 1-12 отражен традиционный взгляд на устойчивость бурового ствола, при этом градиент давления гидроразрыва пласта для горизонтального участка принимается постоянным. Предлагаемое решение более сложно.

 

         

 

Рисунок 1-12 Совмещенный график давлений.

 

Чтобы показать сравнительную устойчивость разных буровых скважин, сущест­вуют простые уравнения для расчета напряжений вокруг скважины. Они отражают влия­ние искривления скважины, ориентации, а также пластового давления на неустойчивость ствола.

 Эти уравнения составлены на основе линейной теории упругости» напряжений во­круг скважины. Эти решения не количественные них не следует применять для расчета утяжеления бурового раствора. «Большинство пород перед тем, как разрушиться, прояв­ляют некоторую пластическую деформацию. Следовательно, решения на основе линейной теории упругости имею/т) тенденцию преуменьшать прочность пород.»

Действующие на земле вращение и концентрация этих «дальних полевых напряже­ний» порождают напряжения вокруг скважины. Такие дальние полевые напряжения дейст­вуют в трех измерениях, т.е. имеются два горизонтальных и одно вертикальное напряже­ние. Движения плит вызывают горизонтальные напряжения. Осадочные породы (или на­носы) вызывают вертикальное напряжение.

Максимальное вертикальное напряжение направлено вертикально в геологически спокойных или пассивных осадочных синклиналях (например. Северное море) из-за нано­сов. В геологически активных регионах это максимальное напряжение может быть на­правлено горизонтально (например, Папул Новая Гвинея). Хотя ряд месторождений в Ве­ликобритании геологически пассивен, максимальное напряжение там также горизонталь­ное. В основном это касается углесодержащих геотермалей.

 

Рисунок 1-13 Критические напряжения и устойчивость буровой скважины.

При рассмотрении устойчивости ствола критические напряжения существуют в по­перечном сечении скважины (рис. 1-13). Напряжение, направленное по оси ствола, здесь не рассматривается. Su        - тангенциальное (кольцевое) напряжение. Sr         - радиальное напряжение. Sasb     - напряжения в земной коре. Pw       - давление в скважине. Р          - поровое давление. Sa        - вертикальное напряжение. Sb        - горизонтальное напряжение. Тангенциальное (su), или обручевое, напряжение ведет как к разрушению при сжа­тии, так и к разрушению при растяжении. Как и следует из его названия, это напряжение действует по периметру ствола.

 

 

 

ПЛОТНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИН ЧЕРЕЗ ПОКРЫВАЮЩУЮ ПОРОДУ

 

Напряжения вокруг искривленной буровой скважины могут быть больше, чем в случае вертикального бурового ствола, приводя к более нестабильной скважине. Другие факторы относятся к сравнительно низкой устойчивости сланцевых глин в искривленных скважинах. Когда напряжение направлено под углом к залеганию, сланцевые глины имеют тенденцию ослабевать по сравнению со случаем, когда напряжения действуют парал­лельно или перпендикулярно залеганию. Такие ситуации создаются в искривленных сква­жинах.

Повсеместно на месторождениях при бурении скважин с помощью буровых рас­творов на нефтяной основе показано, что для поддержания устойчивости искривленных скважин необходимо повышение плотности бурового раствора на 0,06/30⁰ (0,5фунт/галл./30⁰) наклона по сравнению с плотностями буровых растворов для верти­кальных скважин.

Например, если плотность бурового раствора 1,38 (11,0 фунт/галл.) позволяет про­бурить неразмытую вертикальную скважину нормальных размеров, то для бурения сква­жин нормальных размеров,  искривленных под углами 30⁰ и 60⁰ потребуются буровые рас­творы с плотностями, соответственно равными 1,38 (11,5 фунт/галл.) и 1,44 (12,0 фунт/галл.).

Примечание:   Этим «правилом большого пальца» стоит пользоваться лишь при отсут­ствии доступных данных по искривленной скважине. Необходимые для устойчивости плотности буровых растворов следует брать из данных по уже пробуренным искривлен­ным скважинам. Это «правило большого пальца» и плотности буровых растворов для вертикальных скважин можно использовать как дополнительные данные.

Где это возможно, сланцевые глины должны быть изолированы от горизонтального участка, из-за:

·                  проблем, связанных с бурением скважин под большими углами через сланцевогли­нистые участки

·                  временной зависимости процессов разрушения и обрушивания сланцевых глин

Если это возможно, обсадные трубы следует посадить на кровле участка продуктивного пласта или у основания сланцевоглинистой покрывающей породы. Количество сланцевой глины, остающееся без обсадки при бурении горизонтального участка, можно свести к ми­нимуму, если пробурить пилотную скважину небольшого диаметра для определения кровли продуктивного пласта и глубины установки башмака обсадной колонны.

Необходимую для стабильности плотность бурового раствора следует определять для каждого участка скважины или литологической группы покрывающих пород. Такие плотности буровых растворов берут из, данных для соседней скважины и экстраполируют с учетом искривления и ориентации ствола.

Типы буровых растворов с соседних скважин также подлежат сравнению с учетом фильтрационной потери жидкости и вязкости бурового раствора.

Если соседних искривленных скважин не существует, плотности буровых раство­ров для искривленных скважин можно оценить с помощью «правила большого пальца»: 0,06⁰/30⁰ (0,5 фунт/галл./30⁰).

 

Примечание: Возможное влияние ориентации бурящейся скважины на ее устойчивость не рассмотрено.

 

Если для стабилизации наклонных или горизонтальных скважин требуются буро­вые растворы повышенной плотности, обращайте пристальное внимание  на возможное растрескивание песчаниковых и меловых литологий в покрывающих породах.

 

В районах, для которых проходит обсуждение программа горизонтального бурения, перед тем, как покинуть уже оцененную скважину, рассмотрите образование мелких тре­щин. Это позволит на месте оценить минимальное горизонтальное, напряжение и плот­ность бурового раствора, превышение которой приведет к существенным потерям.

 

Программа изменения плотности бурового раствора должна пересматриваться по­сле бурения каждых 2-3 скважин. Это позволит оптимизировать принимаемые решения с учетом ранее недоступных данных. Это также важно для установления плотностей буро­вых растворов, используемых в искривленных скважинах и оценки влияния ориентации скважины.

СТАДИИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТЕЙ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

 

      

        Рисунок 1-14.

УСТОЙЧИВОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В СЛАБЫХ ПЛАСТАХ, НАПРИМЕР, В НЕУПЛОТНЕННЫХ ПОРОДАХ

 

На основании предыдущих разделов представляется, что бурение горизонтальной скважины сквозь слабые пласты, например, слабые песчинки и несвязанный песок, потре­бует большого утяжеления раствора. Это скомпенсирует большие напряжения, возникаю­щие на стенках скважины.

Однако операторы, принимавшие участие в бурении таких пластов, указывают, что небольшой избыток плотности по охранению с использовавшейся в вертикальных скважи­нах, может оказаться достаточным для поддержания устойчивости в таких пластах. Также следует учитывать необходимость минимизации давления гидравлических ударов порш­невой пульсации и исключения, прихвата под действием перепаде давлений.

Неустойчивость горизонтальных скважин, пробуриваемых через слабые породы, может представить меньшие трудности, чем ожидается, отчасти из-за того, что они не дей­ствуют в «линейной эластичной» манере. Другим возможным доводом за возможный ус­пех горизонтального бурения в таких слабых пластах является тщательное планирование и обширная практика бурения.

Состояние ствола и связанные с этим плотности буровых растворов в вертикальных скважинах следует проверять таким же образом, как и на искривленном участке. Затем можно оценить лучшую плотность бурового раствора, обеспечивающего правильность размеров ствола.

Полевые данные доказывают, что горизонтальные скважины, даже в слабых песча­никах и несвязанных песках, можно бурить при той же самой .плотности бурового рас­твора, что и для вертикальных скважин, или при небольшом ее избытке. Однако это на­блюдение базируется лишь на небольшом числе горизонтальных скважин, пробуренных в таких пластах. Было бы опрометчиво заключить, что слабые пласты никогда не представят трудностей в плане устойчивости стволов скважин.

Первым свидетельством неустойчивости ствола скважины очевидно будет завали­вание при подъеме из скважины с возможным отсечением горизонтального участка. Сле­дует определить устойчивость ствола и оценить плотность бурового раствора, если уда­лось пробурить и измерить нутромером первый участок в 50-100 м (165-328 фт) ствола.

При планировании горизонтального участка следует учесть:

 

·                  Плотности бурового раствора, требовавшиеся в предшествующих вертикальных скважинах для поддержания размеров стволов.

·                  Дифференциальные давления, вызывавшие прихват под действием перепада давле­ний в предшествующих скважинах.

·                  Градиент давления гидроразрыва пласта в продуктивном пласте перед бурением го­ризонтальной скважины (Это особенно важно для пластов с избыточным давлением).

·                  Наиболее устойчивое направление бурения скважины.

·                  Определите, необходимо ли устанавливать последний башмак обсадной колонны над продуктивным пластом. Если да, то сколько сланцевой глины останется в стволе без обсадки в ходе бурения горизонтальной секции.

·                  Влияние плотностей бурового раствора и длины стола на величины эквивалентной плотности циркуляции (Приведет ли это к прихвату под действием перепада давлений или к гидроразрыву пласта при закачивании?)

            Если эквивалентная плотность циркуляции снизилась в отсутствие циркуляции (на­пример, при подъеме из скважины):

·                  Снизьте скорости подъема, чтобы уменьшить давления гидравлических ударов поршневой пульсации, особенно в неуплотненных пластах

·                  Проверьте или измерьте состояние ствола

 

ПРИМЕНЕНИЯ РАДИУСА ЗАКРУГЛЕНИЯ

 

С точки зрения устойчивости ствола обычно лучше предпочесть более высокую скорость проходки при радиусе меньшей длины.

На искривленном или наклонном участке с малым радиусом окажется меньшая по длине часть сланцевых глин. Следовательно, из-за неустойчивости ствола можно предпо­лагать меньший объем обрушения. Также может представиться возможность отсечь нена­дежный пласт обсадкой перед тем, как перейти к проходке участка с коротким радиусом.

Наоборот, проведение работ непосредственно в заведомо сложном пласте может создать больше сложностей для средних и коротких радиусов, при которых достичь пла­нируемой скорости проходки будет гораздо сложнее.

 

ТРЕБОВАНИЯ К ПЛАНИРОВАНИЮ

 

Устойчивость ствола скважины является развивающейся технологией. Проводимые ниже пункты перечня следует сопоставить между собой. При возможности следует всту­пить в контакт с экспертами по устойчивости скважин для консультации.

Планирование устойчивости горизонтальных скважин следует разделить на две части:

·                  Требования к плотности бурового раствора для искривленного участка

·                  Плотности бурового раствора., необходимые для горизонтального участка

Для определения подходящих плотностей бурового раствора следует получить с соседних скважин следующую информацию:

·                  Многоосевые замеры и данные о геометрии ствола с соседних вертикальных сква­жин

·                  Плотности буровых растворов, прикидочные и измеренные давления в скважине

·                  Величины фильтрации и имеющиеся данные о гидравлическом разрыве пласта

·                  Отчеты о бурении и заканчивании скважины

В связи с рекомендациями о плотности бурового раствора следует также рассмот­реть следующие проектные аспекты:

·                  Оптимизацию наклона и направлений скважины

·                  Решение по программе обсадки для сокращения до минимума  ненадежных участ­ков, не закрытых обсадными трубами

 

ВЫВОДЫ

 

Для устойчивости ствола скважины плотности буровых растворов должны быть достаточно высокими. Однако избыточно высокие плотности буровых растворов снижают механическую скорость проходки и повышают риск потери циркуляции/прихвата под дей­ствием перепада давлений. Таким образом, рабочий диапазон плотностей бурового рас­твора должен быть сбалансирован.

·                  Используйте плотности буровых растворов (большие, чем были успешно использо­ваны на соседних обычных скважинах), чтобы исключить трудности, связанные с неус­тойчивостью наклонно/горизонтальных участков скважин

·                  При бурении сланцевоглинистых участков с РУО повышайте плотность бурового раствора на 0,06 /30^ (0,5 фунт/галл./30^) наклона сверх плотности бурового раствора, применяемого для вертикальных скважин. (При этом не учитывается ориентация ствола скважины). Это было с успехом использовано повсеместно.

·                  В геологически неактивных регионах бурение параллельно минимальному горизон­тальному напряжению обеспечивает большую устойчивость ствола скважины.

·                  Определите направление минимального горизонтального напряжения, исходя из данных о геометрии стволов или о гидравлическом разрыве пласта.

·                  Рассмотренный «градиент давления гидроразрыва пласта» в действительности больше, чем градиент инициирования гидроразрыва (ГИГ) и градиент распространения гидроразрыва пласта (ГРГ). ГИГ снижается с возрастанием угла ствола. ГРГ остается по­стоянным.

·                  Эквивалентная плотность циркуляции (ЭПЦ) возрастает при горизонтальном буре­нии. ГРГ остается постоянным. Скважину невозможно пробурить без большой фильтра­ции, если ЭПЦ больше, чем ГРГ.

·                  Это особенно важно для продуктивных пластов под высоким давлением с неболь­шой разницей между пластовым давлением и «градиентом давления гидроразрыва пла­ста».

·                  ГРГ следует определить при планировании наклонного/горизонтального разбурива­ния. Для этого рассмотрите малые трещины в соответствующей точке одной из ранее оце­ненных скважин.

·                  Ограниченный опыт в горизонтальном бурении неуплотненных песков показал, что для сохранения устойчивости требуется та же плотность, что и для вертикальной сква­жины, либо слегка повышенная.

·                  Где возможно, программа обсадки/профиля скважины должна предполагать защиту обсадкой потенциально опасных зон, расположенных под малыми углами.

·                  В идеале перед бурением горизонтального участка следует оставить открытым ми­нимальное количество лежащих сверху сланцевых глин.

 

ОЧИСТКА СКВАЖИНЫ

 

КАК ТРАНСПОРТИРУЮТСЯ ОБЛОМКИ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ

 

Рис. 1-15 иллюстрирует механизм транспортировки шлама для различных диапазо­нов зенитного угла наклонных скважин. В интервалах с зенитными углами до 30^ (зоны 1- и 3) шлам эффективно выносится потоком бурового раствора и осадок на стенках не обра­зуется. При зенитных углах больше 30⁰ шлам осаждается на нижней стенке скважины. Осадок может соскальзывать вниз по стволу и образовывать пробки в кольцевом про­странстве. Осевший шлам можно удалить из скважины сочетанием двух разных механиз­мов. Шлам, осевший на нижней стенке скважины, может:

·                  Перемещаться вверх единой массой (Зона 4).

·                  Подниматься на поверхности контакта осадка с буровым раствором в виде ряби или дюн (Зона 2).

 

 

Рисунок 1-15 Механизмы транспортирования шлама в скважине.

Последний механизм перемещения лучше всего реализуется при турбулентном те­чении маловязкой жидкости. Идеальными для очистки ствола от шлама являются условия, соответствующие законам 1 и 2. Условия, соответствующие зоне 5, гарантируют возник­новение затяжек инструмента.

 

 

ВЛИЯНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ВЫНОС ШЛАМА

 

Зенитный угол

 

В общем вынос шлама затрудняется при увеличении зенитного угла. Наибольшие трудности возникают при зенитных углах от 50 до 60⁰, поскольку при таких условиях осевший шлам имеет тенденцию соскальзывать) вниз по стволу и образовывать пробки. При зенитных углах более 60⁰ обломки образуют устойчивую шламовую постель. Такая постель удерживается на стенке скважины за счет сил трения. Диапазон зенитного угла, в котором происходит соскальзывание осадка, в значительной степени зависит от реологи­ческих свойств бурового раствора. Трудности с очисткой ствола могут возникнуть в диа­пазоне зенитных углов от 40 до 60⁰.

 

Механическая скорость

 

 

Рисунок 1-16. Зависимость содержания шлама в кольцевом пространстве от механической скорости проходки.

 

При повышении механической скорости проходки увеличивается количество шлама в кольцевом пространстве. Предыдущий опыт свидетельствует о том, что для эф­фективного бурения вертикальных скважин максимально допустимая концентрация шлама в кольцевом пространстве не должна превышать 0,5%. При бурении наклонных скважин увеличение скорости проходки приводит к росту толщины осадка. Для удаления более толстого слоя осевшего шлама необходимо увеличение подачи бурового раствора. Важно контролировать и ограничивать механическую скорость проходки в наклонных скважинах, Так как толстый слой осевшего шлама труднее удалить из скважины (Рис. 1-16).

 

Реологические свойства бурового раствора

 

Скорость осаждения частиц в буровом растворе зависит от его вязкости. Эта зави­симость влияет на транспортировку шлама в вертикальных скважинах. Однако после обра­зования шламовой постели на нижней стенке скважины с зенитным углом более 30⁰ изме­нение реологических свойств бурового раствора мало улучшает вынос шлама. Маловязкие жидкости наиболее эффективны в скважинах с зенитными углами более 30⁰, так как режим их течения - турбулентный и завихрения потока способствуют выносу шлама.

Для уменьшения гидравлических сопротивлений и обеспечения более плоского профиля скоростей в затрубном пространстве пластическую вязкость следует понизить до минимума. При минимальной вязкости и том же самом расходе промывочной жидкости увеличивается скорость течения ее в наружной части кольцевого пространства. Такой ре­зультат легко достигается в скважинах диаметром как 445 (17-1/2”), так и 311 мм (12-1/4”). При использовании растворов на нефтяной основе ввод специальных реагентов - модифи­каторов реологических свойств придает раствору необходимую вязкость в диапазоне ма­лых скоростей сдвига.

Рисунок 1-17. Графическое изображение наиболее известных реологических моделей.

 

В статье С.Окражи и Дж.Дж.Азара из Универ нефтяников. Август 1986 г.) рассмотрена зав промывочной жидкости, величины зенитного бурильной колонны в скважине. Были четко установлены три диапазона зенитного угла:

0-45⁰    Шлам выносится эффективнее при ламинарном режиме течения. Транспортировка улучшается при повышении реологических свойств, особенно динамического напряжения сдвига

45-55⁰ Ни ламинарный, ни турбулентный режимы не имеют преимуществ друг перед другом. В этом диапазоне наблюдалось соскальзывание вниз шламового осадка.

55-90⁰  Увеличения отношения t₀/h не приводит к улучшению выноса шлама. Ствол лучше очищается при турбулентном режиме течения.

Повышение реологических свойств совершенно не влияло на несущую способность при турбулентном режиме в любом диапазоне зенитного угла (Рис. 1-17).

Однако при малых зенитных углах и ламинарном режиме течения повышение ди­намического напряжения сдвига улучшает вынос шлама. (Уменьшает концентрацию вы­буренной породы в кольцевое пространстве). (Рис. 1-18).

Рисунок 1-18. Влияние динамического напряжения сдвига и режима течения на концен­трацию выбуренной породы в кольцевом пространстве.

 

          

Рисунок 1-19. Зависимость концентрации частиц в кольцевом пространстве от величины отношения t₀/h (фунт./100 кв.фут./сПз)

 

При увеличении зенитного угла вынос шлама при ламинарном режиме течения можно улучшить, повысив отношение t₀/h (Рис. 1-19).

Однако влияние повышения отношения t₀/h уменьшается при увеличении скорости восходящего потока (Рис. 1-20).

 

              

 

Рисунок 1-20. Зависимость степени очистки ствола от величины отношения t₀/h при раз­ных скоростях потока и ламинарном режиме течения.

При зенитных углах до 55⁰ влияние эксцентричного положения бурильных труб в скважине невелико. При углах более 55⁰ и ламинарном режиме течения влияние эксцен­тричного положения труб становится заметным.

В своей последующей работе «Зависимость выноса шлама от реологических свойств раствора при направленном бурении» (Публикация 19535 Общества Инженеров-нефтяников. Октябрь 1989 г.) Т.Е.Беккер, Дж.Дж.Азар и С.Окражи сделали следующие выводы:

Лучшим параметром, характеризующим несущую способность буровых растворов, является показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 6 об/мин.

Другими параметрами, которые могут характеризовать транспортирующую способность растворов, являются:

напряжение сдвига в буровом растворе при скорости сдвига, равной ее среднему значению при течении в кольцевом пространстве

показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 3 об/мин

начальное статическое напряжение сдвига.

 

Производительность буровых насосов

 

Единственным наиболее важным фактором, от которого зависит очистка ствола от шлама, является производительность буровых насосов или расход промывочной жидкости. Особую важность этот фактор приобретает при бурении наклонных скважин. Приблизи­тельно можно считать, что скорость восходящего потока, необходимая для выноса шлама из наклонной скважины с зенитным углов в пределах 50-60⁰ примерно в два раза больше, чем в вертикальной скважине. Нужно принимать все меры для снижения гидравлических сопротивлений, что даст возможность увеличить производительность насосов. В трудных случаях следует тщательно проанализировать конструкцию компоновки низа бурильной колонны, выбор диаметра долотных насадок, дополнительные гидравлические потери в забойном двигателе и системе измерений- в процессе бурения.

 

Выбор диаметра долотных насадок

 

Если можно обеспечить такую подачу буровых насосов, которая достаточна для хо­рошей очистки ствола, то диаметр долотных насадок можно выбирать обычным путем так, чтобы гидравлическая мощность на долоте была оптимальной.

При выборе диаметра насадок очень важно иметь в виду, что:

·                  Для некоторых забойных гидравлических двигателей существует оптимальный диа­пазон перепада давления в долоте.

·                  При бурении хрупких пород насадки следует выбирать таким образом, чтобы свести к минимуму возможный размыв стенок скважины.

 

На рис 1-21 приведена таблица расчетных значений перепада давления в долоте и соответствующие скорости истечения из насадок при течении бурового раствора с плотно­стью 1200 кг/м³ и расходах, типичных для бурения долотом 216 мм (8-1/2”). До получения дополнительной информации следует придерживаться правила, согласно которому ско­рость истечения из насадок при бурении в легко разрушающихся породах не должна пре­вышать 91 м/с (300 фут./с).

 

Перепад давления в долоте и скорость истечения из наса­док при бурении долотом 216 мм ( 8 ½”)
Диаметр на­садок, мм	22,1 л/с	25,2 л/с	31,6	л/с
3 х 15,9	0,92 МПа	1,2 МПа	1,88	МПа
	37,2 м/с	42,7 м/с	53,3	м/с
3 х 12,7	2,24 МПа	2,93 МПа	4,58	МПа
	58,2 м/с	66,4 м/с	82,9	м/с
3 х 8,7	100 МПа	13,1,МПа	20,5	МПа
	123,1 м/с	140,8 м/с	174,3	м/с

 

Рисунок 1-21. Перепад давления в долоте и скорость истечения из насадок при бурении долотом 216 мм.

 

Использование бурильных труб диаметром 168 мм

 

Применение бурильных труб диаметром 168 мм существенно уменьшает гидравли­ческие потери, что дает возможность увеличить подачу буровых насосов. Однако опыт по­казывает, что при бурении на 168 мм трубах редка удается обеспечить турбулентный ре­жим течения раствора в кольцевом пространстве глубоких горизонтальных скважин. Не­обходимо оценить выгоды от увеличения скорости восходящего потока и дополнительных затрат, связанных с заменой бурильной колонны при бурении более глубоких интервалов долотами меньшего диаметра.

 

ВЫНОС ШЛАМА НА УЧАСТКАХ С ЗЕНИТНЫМИ УГЛАМИ БОЛЕЕ 40⁰

 

Наиболее эффективная очистка ствола и предотвращение образования шламового осадка имеют место при турбулентном и переходном режимах течения бурового раствора. Для того, чтобы достичь значения критерия Рейнольдса, превышающего 2100, нужно, чтобы буровой раствор имел низкие реологические свойства при скоростях сдвига, харак­терных для кольцевого пространства. В таком случае обломки выбуренной породы и шла­мовый осадок будут удаляться из скважины, причем осевший шлам будет перемещаться вверх по стволу в виде отдельных скоплений, по форме напоминающих дюны.

Однако турбулентный режим течения невозможно создать в большинстве скважин диаметром 445 мм (17-1/2”) и в некоторых скважинах диаметром 311 мм (12-1/4”). Это объясняется рядом причин, например, ограничениями, налагаемыми характеристиками оборудования и инструмента: наличием каверн и т.п. В таких случаях приходится ми­риться с промывкой при ламинарном режиме течения.

·                  Применяйте максимально возможную производительность буровых насосов, обес­печивающую высокую скорость течения раствора в кольцевом пространстве.

·                  Оптимизируйте реологические свойства, которые раствор проявляет при малых ско­ростях сдвига. Для этой цели обработайте РНО специальным модификаторами реологиче­ских свойства, а РВО -реагентами типа ХС-биополимера. Такая обработка позволит избе­жать образования шламовой постели в скважине.

·                  Высокое начальное статическое напряжение сдвига обеспечивает удержание во взвешенном состоянии обломков породы в периоды спуско-подъемных операций или гео­физических измерений в скважине. Желательно, чтобы упрочнение структуры со временем происходило медленно.

·                  Чтобы очистить скважину от шлама, применяйте механические средства: подъем с промывкой, вращение бурильной колонны, расхаживание, подъем с проработкой при на­личии верхнего привода, прокачку порций маловязкой жидкости при турбулентном ре­жиме течения.

 

Плотность бурового раствора

 

Плотность бурового раствора влияет на вынос шлама, поскольку она определяет Архимедову силу, действующую на частицы породы. Это положение справедливо как для вертикальных, так и для наклонных скважин. При небольших изменениях плотности ско­рость потока, необходимая для полной очистки ствола, прямо пропорциональна разности плотностей породы и бурового раствора.

Однако в большинстве случаев выбор плотности бурового раствора предопределен другими факторами. Выбор плотности зависит от величины пластового давления, вели­чины тектонических напряжений, свойств пород. Плотность должна быть достаточной для обеспечения устойчивости пород, предотвращения обвалов при данном угле падения пла­стов и данной величине зенитного угла. Она не должна быть чрезмерно высокой, чтобы не вызвать гидроразрыва пород.

Очень важно правильно выбрать плотность раствора, чтобы избежать овалов. Если такие осложнения начались, то их трудно ликвидировать.

 

Тип обломков выбуренной породы

·                  Большая плотность обломков выбуренной породы затруднит вынос шлама как в вер­тикальных, так и в наклонных скважинах. На транспортировку обломков влияет также их размер и форма. Труднее всего в вертикальных скважинах транспортировать крупные ок­руглые частицы. В сильно наклонных скважинах форма и размер частиц шлама мало влияют на их вынос, поскольку обломки движутся не по отдельности, а скоплениями.

 

Вращение бурильной колонны

В наклонных скважинах вращение бурильной колонны способствует разрушению осадка выбуренной породы. Вращающиеся трубы заставляют обломки перемещаться к верхней стенке скважины в область высоких скоростей восходящего потока бурового рас­твора. Вращение труб также стимулирует течение раствора в узком зазоре между буриль­ной колонны и нижней стенкой скважины, на которой образовалась шламовая постель. При ориентированном бурении забойным двигателем в наклонной скважине шламовая по­стель остается непотревоженной. Перед подъемом инструмента бурильную колонну по­лезно вращать. Промысловый опыт показывает, что вращение бурильной колонны при бу­рении улучшает очистку ствола скважины.

 

ПРИПОДНИМАНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ПРОРАБОТКА В ПРОЦЕССЕ ПОДЪЕМА

 

Для удаления выбуренной породы механическим путем применяются частичные подъемы бурильной колонны с промывкой и проработкой. Этот способ очень эффективен, если буровая установка оснащена верхним приводом.

В случае необходимости при бурении долотами 311 и 216 мм рекомендуется для увеличения подачи раствора использовать вспомогательные насосы.

При появлении любых признаков недостаточной очистки ствола скважины нужно чаще применять частичный подъем бурильной колонны с промывкой и проработкой, увеличить время промывки при наращивании и перед подъемом бурильной колонны для смены до­лота, увеличив, насколько это возможно подачу насосов.

 

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ МЕРЫ ПО ОЧИСТКЕ СТВОЛА ОТ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ

 

Предотвращение образования шламовой постели

Образование шламовой постели по нижней стенке наклонной скважины можно предотвратить, если буровой раствор обладает хорошо удерживающей способностью. Тем не менее необходимо создавать высокую скорость восходящего потока в затрубном про­странстве, ибо невозможно полностью исключить осаждение шлама. У растворов на вод­ной основе отличная удерживающая способность достигается вводом ХС-биополимера. Для улучшения удерживающей способности растворов на нефтяной основе все основные сервисные фирмы предлагают специальные добавки-модификаторы реологических свойств.

Для определения минимальных реологических свойств, обеспечивающих удержа­ние во взвешенном состоянии обломков породы, можно использовать принцип баланса сил.

(2 х Q_з) - Q₆ = ll0 x (p_ш- p)D_ш

Q₆ - показание ротационного вискозиметра Фэнн при частоте вращения n = 6 об/мин

Q₃ - показание вискозиметра при n = 3 об/мин

D_ш - диаметр частицы шлама, дюйм

p_ш и р - относительные плотности шлама и бурового раствора соответственно

Например, буровой раствор с относительно плотностью р = 1,4 и дающий показа­ния вискозиметра Q₆ =21 и Q₃ = 20 фунт./100 кв.фут. будет удерживать во взвешенном со­стоянии частицы шлама диаметром 0,25 дюйма при относительной плотности породы р_ш = 2,1.

 

Прокачка порций смывающей жидкости

 

Для удаления обломков породы из скважины с зенитными углами менее 30^ сле­дует применять прокачку порций вязкой или утяжеленной смывающей жидкости.

В скважинах с зенитными углами больше 30⁰ лучшим способом удаления шлама является прокачка порций маловязкой смывающей жидкости при турбулентном режиме течения. Для этой цели можно применять воду или углевородородную жидкость - диспер­сионную среду раствора на нефтяной основе. Вслед за порцией маловязкой смывающей жидкости нужно немедленно закачивать порцию высоковязкой или утяжеленной жидко­сти, которая будет выносить из скважины обломки, поднятые со стенки скважины турбу­лентным потоком предыдущей жидкости, и не позволит обломкам вновь осесть на ниж­нюю стенку.

Суммарный объем порций легкой углеводородной и вязкой утяжеленной смываю­щих жидкостей должен быть подобран так, чтобы не происходило изменения эквивалент­ной плотности, характерной для циркуляции бурового раствора. Заранее следует рассчи­тать влияние статического давления, легкой жидкости (чтобы не допустить проявлений) и давления утяжеленной жидкости (чтобы избежать гидроразрыва и поглощения).

Если возможно, следует применять смывающую жидкость с наиболее высокой плотностью (2160 кг/м³).

Объем смывающих жидкостей и частота их применения должны быть таковы, чтобы влияние их на основной буровой раствор было бы минимальным. Типичные сум­марные объемы легкой и тяжелой смывающих жидкостей составляют: для скважин диа­метром 445 мм (17-1/2”) - 8-16 м³, а для скважин диаметром 311 мм (12-1/4”) - 4,8-9,5 м³.

Было обнаружено, что маловязкие смывающие жидкости могут неблагополучно влиять на устойчивость скважины. Глинистые сланцы с чешуйчатой структурой, которые залегают под острым углом к оси скважины, могут легко размываться турбулентным пото­ком жидкости, движущейся с высокой скоростью. При таких условиях необходимо повы­шать реологические свойства маловязкой

смывающей жидкости.

 

Прокачка порций тяжелой жидкости

Прокачка порций тяжелой жидкости, имеющей относительную плотность, на 0,24 превышающую относительную плотность бурового раствора, улучшает очистку ствола от шлама. Однако такая практика мало улучшает удаление шламовой постели, образовав­шейся на стенке скважины с большим зенитным углом, если перед тяжелой жидкостью не прокачивают маловязкую смывающую жидкость при турбулентном режиме течения. При прокачке тяжелой жидкости следует принять меры по недопущению гидроразрыва пород и поглощения.

 

ПРОМЫВКА ПЕРЕД ПОДЪЕМОМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

 

Продолжительность промывки перед подъемом бурильной колонны зависит от диаметра скважины и величины ее зенитного угла. Данные приведенной ниже таблицы получены на основе расчетов скорости осаждения частиц и промысловой практики.

 

                                                     Коэффициент увеличения длины ствола

Зенитный угол, град.          445 мм                        311мм                         216 мм

0⁰-10⁰                                      1,5                               1,3                               1,3

10⁰-30⁰                                    1,7                               1,4                               1,4

30⁰-60⁰                                    2,5                               1,8                               1,6

более 60⁰                                3,0                               2,0                               17

 

                                  

 

Рисунок 1-22. Промывка перед подъемом бурильной колонны.

        

 

Рисунок 1-23. Расход промывочной жидкости, необходимой для выноса шлама из горизон­тального ствола диаметром 216 мм

 

 

        

 

Рисунок 1-24. Расчетные режимы течения в скважине диаметром 216 мм

 

КОНТРОЛЬ ОЧИСТКИ СКВАЖИНЫ ОТ ШЛАМА

 

Эффективность транспортировки шлама должна быть повышена до максимума пу­тем оптимизации несущей способности бурового раствора, скоростей потока в кольцевом пространстве, размера частиц шлама, максимально допустимой механической скорости проходки и пр. Нужно также следовать надежной системе контроля за очисткой ствола для того, чтобы обнаружить ухудшение выноса шлама еще до того, как плохая очистка вызо­вет осложнения. Такая система включает в себя:

 

Сравнение общего объема выбуренной породы с объемом шлама, удаленного из раствора в очистных устройствах, и количеством твердой фазы, перешедшей в буровой раствор.

 

Тщательный контроль и регистрацию числа ходов насосов и развиваемого ими дав­ления; нагрузки на крюк при подъеме и спуске бурильной колонны и ее вращении.. Повы­шенные значения могут быть первыми признаками начинающихся осложнений с очисткой ствола или осложнений, не связанных с очисткой.

 

Не следует думать, что из скважины выносятся все обломки породы. Если нужно, регулярно проводите закачку порции смывающей жидкости (в соответствии с величиной зенитного угла и геометрией ствола скважины), частичный подъем бурильной колонны с проработкой и промывкой для разрушения осадка и удаления его из скважины.

 

ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ УЧАСТОК ДИАМЕТРОМ 216 мм (8-1/2”)

 

На рис. 1-23 представлен график, характеризующий минимальную подачу буровых насосов, обеспечивающий очистку ствола на горизонтальном участке.

 

При увеличении механической скорости проходки очищать скважину от шлама становится труднее. При увеличении плотности бурового раствора очистка скважины об­легчается. При обычных значениях механической скорости проходки для очистки сква­жины от шлама достаточна производительность насосов в пределах от 20 до 30 л/с.

 

 

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ

 

В горизонтальных скважинах очистка ствола улучшается при турбулентном режиме течения бурового раствора. В скважинах диаметром 311 мм и более режим течения рас­твора в кольцевом пространстве бывает обычно ламинарным.

 

В скважинах диаметром 216 мм и менее режим течения может стать турбулентным в зависимости от величины расход и реологических свойств раствора.

 

На величину критического расхода жидкости сильно влияет ее динамическое напряжение сдвига. Данные, приведенные на рис. 1-24, относятся к буровому раствору с плотностью 1600 кг/м³. Для того, чтобы создать турбулентный режим течения растворов с меньшей плотностью, потребуется более значительный расход потока. Из графика видно, что при нормальном расходе жидкости трудно достичь турбулентного режима течения, если дина­мическое напряжение сдвигу бурового раствора превышает 5 Па. Несмотря на это, реоло­гические свойства бурового раствора и его статическое напряжение сдвига должны оста­ваться достаточными для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя. Это особенно важно для тех периодов, когда раствор в скважине остается в покое (во время геофизиче­ских работ, спуска обсадной колонны).

 

Хотя при турбулентном режиме течения вынос шлама из горизонтального участка улучшается, создание такого режима не является непременным условием, а иногда турбу­лентный режим просто недостижим. Важнее всего ограничивать механическую скорость проходки до пределов, определяемых шариками по очистке скважины.

 

При появлении признаков неудовлетворительной очистки скважины лучше увели­чить подачу насосов, чем изменять реологические свойства бурового раствора или режим течения.

 

 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТ ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ

 

·                            При выборе оптимальной производительности буровых насосов, обеспечивающей вынос шлама, пользуйтесь «Графиком очистки ствола». Для выноса шлама из горизон­тального участка диаметром 216 мм обычно достаточно иметь производительность насо­сов в пределах 20-30 л/с.

 

·                            Реологические свойства бурового раствора должны допускать возможность тур­булентного режима течения.

 

·                  Чтобы создать турбулентный режим течения, максимальное значение динамиче­ского напряжения бурового раствора должно быть около 5 Па.

 

·                  Эквивалентная плотность бурового раствора при бурении горизонтального участка увеличивается, а градиент давления гидроразрыва остается постоянным. Следует принять меры к тому, чтобы при бурении горизонтального ствола не произошел гидроразрыв пла­ста.

 

·                  Нужно выбирать забойный двигатель и систему измерений в процессе бурения та­ким образом, чтобы не приходилось ограничивать производительность насосов.

 

·                  При выборе долотных насадок нужно иметь в виду, что при использовании некото­рых забойных двигателей приходится ограничивать перепад давления в долоте.

 

·                  По возможности следует выбирать такой профиль скважины, который не требует бурения длинных участков с зенитными углами более 50⁰. Нужно внимательно учитывать возможности буровых насосов.

 

БУРЕНИЕ

 

·                  При бурении наклонных скважин необходима большая производительность насосов.

 

·                   В сложных скважинах нужно применять компоновки низа бурильной колонны, ко­торые создают меньше гидравлических сопротивлений.

 

·                   Наиболее трудно транспортировать обломки породы на участках ствола с зенит­ными углами 50-60⁰. (Трудный диапазон может быть от 45 до 60⁰ в зависимости от реоло­гических свойств раствора).

 

·                   Необходимо регулировать механическую скорость проходки.

 

·                   Для улучшения очистки ствола наклонных скважин предпочтительнее повысить подачу насосов, чем менять реологические свойства бурового раствора.

 

·                   Повышение плотности раствора улучшает вынос шлама.

 

·                   В наклонных скважинах вращение бурильной колонны способствует улучшению выноса шлама. Рекомендуется, чтобы частота вращения была бы не менее 60 об/мин. Чем выше частота вращения, тем лучше вынос шлама.

 

·                   Нужно свести к минимуму кавернообразование за счет размыва потоком бурового раствора.

 

·                   Зумпф ниже башмака обсадной колонны должен иметь минимальную длину, обес­печивающую безопасный спуск колонны.

 

·                   При бурении с полупогруженных буровых установок в случае необходимости сле­дует включать на циркуляцию через бурильную колонную вспомогательный насос, пред­назначенный для выноса шлама по водоизолирующей колонне.

 

 

СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

 

Всегда промывайте скважины перед подъемом бурильной колонны. Продолжи­тельность промывки определяется расчетом, как это было показано выше.

В процессе промывки перед подъемом бурильную колонну следует вращать со скоростью 60 об/мин.

В скважинах с зенитными углами более 30^ перед подъемом следует подкачать порцию легкой маловязкой жидкости, определив объем ее с учетом недопущения проявле­ний.

После бурения интервала большой длины забойным двигателем следует сделать рейс с проработкой ствола роторным способом.

Обеспечьте наличие на буровой цементировочных насосов, которые могут быть использо­ваны для промывки в случае возникновения чрезвычайных обстоятельств.

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное \бурение горизонтальных скважин