4.3. Промывка скважин

При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые про­мывочные растворы и технология промывки скважин. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях за­висит эффективность буровых работ. Различают физические и химиче­ские свойства бурового раствора. Физические свойства делятся на термо­динамические, теплофизические, коллоидно-реологические, фильтраци­онные и электрические. Основная технологическая операция промывки скважины - прокачивание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др. Технологическое оборудование для промывки скважины представляет ряд взаимосвязан­ных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем.

217

Термины и определения основных показателей бурового раствора

Плотность [кг/м³ (г/см³)]. Масса единицы объема бурового рас­твора.

Условная вязкость [с].Величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку, определенного диаметра и длины.

Касательное напряжение сдвига [Па]. Величина, характеризующая сопротивление бурового раствора сдвигу, определяемая силой, вызывающей этот сдвиг и приложенной к единице поверхности сдвига.

Пластическая вязкость [Па·с]. Величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига в случае, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой.

Динамическое напряжение сдвига [Па]. Величина, косвенно харак­теризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, оп­ределяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.

Эффективная вязкость [Па·с]. Величина, косвенно характеризую­щая вязкость бурового раствора, определяемая отношением касательного напряжения сдвига к соответствующему градиенту скорости сдвига.

Статическое напряжение сдвига [Па]. Величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое за­данное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответст­вующим началу разрушения его структуры.

Показатель фильтрации [см³]. Величина, косвенно характеризую­щая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, от­фильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время.

Толщина фильтрационной корки [мм]. Величина, косвенно характе­ризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отло­жившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под дей­ствием определенного перепада давления за определенное время.

Показатель коллоидальности. Величина, косвенно характеризую­щая физико-химическую активность дисперсной фазы бурового раствора, определяемая количеством вещества, адсорбированного единицей массы дисперсной фазы.

218

Коэффициент коллоидальности. Величина, равная отношению по­казателя коллоидальности дисперсной фазы бурового раствора к показа­телю коллоидальности эталонной дисперсной фазы бурового раствора.

Показатель минерализации. Величина, косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе, условно опреде­ляемая эквивалентным содержанием солей хлористого натрия.

Водородный показатель. Величина, характеризующая активность или концентрацию ионов водорода в буровом растворе, равная отрица­тельному десятичному логарифму активности или концентрации ионов водорода.

Напряжение электропробоя [В]. Величина, косвенно характери­зующая стабильность буровых растворов на углеводородной основе, оп­ределяемая разностью потенциалов в момент разряда тока между распо­ложенными на определенном расстоянии электродами, погруженными в буровой раствор.

Электрическое сопротивление [Ом]. Сопротивление бурового рас­твора проходящему через него электрическому току.

Показатель консистенции бурового раствора [Па]. Коэффициент степенной функции, отображающей зависимость касательного напряже­ния сдвига от градиента скорости сдвига в выбранном интервале скоро­стей при течении бурового раствора.

Показатель неньютоновского поведения бурового раствора. Показа­тель степени функции, отображающей зависимость касательного напряже­ния сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.

Показатель седиментации бурового раствора. Величина, косвенно характеризующая стабильность бурового раствора и определяемая коли­чеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема буро­вого раствора в результате гравитационного разделения компонентов за определенное время.

Удельная теплоемкость бурового раствора [Дж/(кг·К)]. Количество теплоты, необходимой для нагревания единицы массы бурового раствора на один Кельвин (°С).

Коэффициент теплопроводности бурового раствора [Вт/(м·К)]. Ве­личина, характеризующая способность бурового раствора проводить теп­лоту, определяемая количеством теплоты, проходящей в единицу времени через единицу изотермической поверхности при температурном градиен­те, равном единице.

Термический коэффициент объемного расширения. Величина, ха­рактеризующая изменение объема бурового раствора с изменением тем­пературы при постоянном внешнем давлении и определяемая относитель­ным изменением объема при нагревании на 1 К, отнесенного к объему бу­рового раствора при данной температуре.

219

Основные термины и определения для технологического процесса промывки скважины

Промывка ствола скважины. Технологический процесс при строи­тельстве скважины с использованием бурового раствора.

Приготовление бурового раствора. Комплекс технологических операций по созданию бурового раствора определенного типа из исход­ных компонентов.

Смешивание компонентов бурового раствора. Технологическая операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в соединении его исходных компонентов.

Диспергирование компонентов бурового раствора. Технологиче­ская операция приготовления бурового раствора, заключающаяся в из­мельчении его компонентов.

Перемешивание бурового раствора. Технологическая операция приготовления и обработки, заключающаяся в равномерном распределе­нии компонентов в данном объеме бурового раствора и вовлечении объе­ма бурового раствора в движение.

Дозированная подача компонентов бурового раствора. Технологи­ческая операция приготовления, обработки, утяжеления бурового раство­ра, заключающаяся в подаче компонентов в зону смешивания в опреде­ленном количестве во времени.

Обработка бурового раствора. Комплекс технологических опера­ций промывки ствола скважины, заключающийся в регулировании свойств бурового раствора химическими или физико-механическими ме­тодами.

Аэрация бурового раствора. Технологическая операция обработки бурового раствора, заключающаяся во введении в него газообразных агентов для понижения плотности.

Химическая обработка бурового раствора. Комплекс технологиче­ских операций обработки бурового раствора химическими реагентами.

Утяжеление бурового раствора. Технологическая операция обра­ботки бурового раствора, заключающаяся во введении в него утяжелителя для повышения плотности.

Прокачивание бурового раствора по стволу скважины. Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в прокачивании бурового раствора по схеме буровой насос - скважина -буровой насос.

Подпор бурового раствора. Технологическая операция прокачива­ния бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в принуди­тельной подаче бурового раствора в приемную линию бурового насоса.

220

Закачивание бурового раствора. Технологическая операция прока­чивания бурового раствора по стволу скважины, заключающаяся в прием­ке и нагнетании бурового раствора в скважину.

Очистка бурового раствора. Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении примесей из бурового раствора.

Очистка бурового раствора от шлама. Комплекс технологических операций, заключающийся в удалении шлама из бурового раствора.

Очистка бурового раствора от шлама сетками. Технологическая операция очистки бурового раствора от шлама путем пропускания его че­рез вибрирующую сетку.

Очистка бурового раствора от шлама в отстойниках. Технологиче­ская операция очистки бурового раствора от шлама путем осаждения его в отстойниках.

Очистка бурового раствора от шлама в гидроциклонах. Технологи­ческая операция очистки бурового раствора от шлама путем отделения его под действием инерционных сил в гидроциклонах.

Дегазация бурового раствора. Технологическая операция очистки бурового раствора по удалению из него газообразного агента.

Регенерация компонентов бурового раствора. Комплекс техноло­гических операций промывки ствола скважины, заключающийся в извле­чении исходных компонентов из бурового раствора для последующего их использования.

Замена бурового раствора. Комплекс технологических операций промывки ствола скважины, заключающийся в замещении всего рабочего объема или его части другим буровым раствором.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроек­тирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений. Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оп­тимизационные задачи, цель которых - выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических по­казателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого ка­чества объекта.

Одной из функций промывки является разрушение забоя скважи­ны. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать вто­ростепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эф­фекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из наса-

221

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

Основными функциями промывки скважин являются очистка за­боя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото. Для улучшения очистки забоя на практи­ке увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод.

Обязательное требование к процессу промывки скважин - выполне­ние функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более ин­тенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную по­верхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины мож­но, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Дня удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть вы­брано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотно­стью и показателями реологических свойств раствора.

Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, - плотность бурового раствора, по ме­ре увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, по­вышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважи­ны и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидро­разрыву пластов. Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на про­ходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать усло-

222

вия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приводить к осложнениям.

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

Важное технологическое качество бурового раствора - удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в переры­вах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового рас­твора его удерживающая способность повышается. Однако при этом уве­личиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

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

Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудова­ние, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на буре­ние, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержа­нии этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудова­ния способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых дета­лей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулиро­вание этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового

223

инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин.

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

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

• концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы - максимальным;

• буровые растворы должны быть недиспергирующими под влия­нием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;

• буровые растворы должны быть химически нейтральными по от­ношению к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;

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

- смазочные добавки должны составлять не менее 10 %. Выполнение на практике сформулированных общих требований к

буровому раствору - необходимое, но не достаточное условие для дости­жения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требова­ния к основным показателям свойств бурового раствора.