Очистка ствола и гидравлика бурения

Необходимо обеспечить вымывание частиц выбуренной породы из-под долота, чтобы исключить их ненужное перемалывание, и вынос их на поверхность, чтобы не создавать условий для возникновения прихвата. Недостаточный напор струи бурового раствора из насадок долота может стать причиной наматывания глинистого сальника на долото и значительного снижения скорости проходки. Вот почему иногда стремятся подвести к долоту максимальную гидравлическую мощность, которую способны развить буровые насосы, при минимальном расходе, который необходим для очистки скважины.

К сожалению, часто придается слишком большое значение очистке забоя под долотом и не придается должного значения очистке ствола. При слишком большом напоре струи возможно уменьшение скорости проходки из-за отталкивания от забоя долота, действующего как поршень. Скорость проходки уменьшается также, если приходится приостанавливать бурение для очистки скважины. Если мы не ограничены предельно допустимым увеличением гидравлических потерь в кольцевом пространстве, лучше поддерживать слишком высокую скорость потока в кольцевом пространстве, чем недостаточно высокую. Если высокая скорость струи из сопел долота не является абсолютно необходимой, лучше использовать сопла большего диаметра, чтобы можно было увеличить расход бурового раствора.

Большие расходы бурового раствора, очевидно, необходимы для очистки ствола скважины. Однако на это идут несколько неохотно из-за опасения размыть стенки ствола. Мы часто говорим о максимально больших расходах и о том, что расход должен быть достаточно низким, чтобы не размывались стенки ствола. На самом деле, размывы ствола редко происходят из-за большого расхода бурового раствора.

Увеличение диаметра ствола, регистрируемое при кавернометрии, является результатом не эрозии, а других процессов. Если бы увеличение диаметра ствола было вызвано эрозией, то максимальное увеличение наблюдалось бы на участке наибольших скоростей потока, в т.ч. вокруг УБТ. Кавернограммы обычно показывают, что диаметр призабойной части ствола всегда соответствует диаметру долота. Здесь мы имеем наименьшее сечение кольцевого пространства и, следовательно, наибольшую скорость потока. Мы знаем, что на наклонных участках ствола наибольшая скорость потока наблюдается у верхней стенки. И несмотря на это, увеличение диаметра ствола происходит в горизонтальном направлении, а не в вертикальном.

И, наконец, при увеличении диаметра ствола скорость потока должна уменьшиться. Площадь поперечного сечения ствола является пропорциональна квадрату его диаметра. Если увеличить диаметр ствола в два раза, скорость потока на этом участке уменьшится до одной четвертой прежнего значения. Если бы за увеличение диаметра ствола была ответственна эрозия, то со временем режим течения установился бы. Увеличение диаметра продолжалось бы до тех пор, пока скорость не уменьшилась до значения, при котором эрозия невозможна.

Может появиться опасение, что при увеличении скорости потока режим течения перейдет в турбулентный. Для поддержания турбулентного режима требуется высокое давление и большая гидравлическая мощность. Турбулентный поток может вызвать эрозию поверхности диспергированных, размягченных глинистых пород. В результате происходит увеличение диаметра ствола. Таким же осложняющим фактором может стать высокое давление циркулирующего бурового раствора в кольцевом пространстве, при котором возможны поглощения.

Если ожидаются поглощения, мы должны быть уверены, что насадки долот имеют достаточно большой Ø для прокачки через них закупоривающего материала без забивания.

Буровой раствор

Состав бурового раствора должен быть тщательно подобран для условий в конкретной скважине. Плотность раствора должна находиться в пределах интервала допустимых плотностей, предусмотренного в проекте строительства скважины. При разбуривании глинистых пород может потребоваться введение в буровой раствор ингибиторов набухания глин. Для предотвращения прихватов могут потребоваться смазочные добавки, понизители водоотдачи и другие химреагенты. Для оптимизации очистки скважины необходимо контролировать динамическое напряжение сдвига и пластическую вязкость бурового раствора. Химреагенты и утяжелители дорогие, поэтому желательно свести их использование к минимуму.

Буровой раствор может стать одним из наиболее дорогостоящих элементов программы бурения. Стоимость бурового раствора трудно оценить заранее, и она часто становится причиной выхода за пределы сметы.

Руководители на буровой должны понимать, когда требуются корректировки запланированной программы буровых растворов, и должны быть в состоянии сделать эти корректировки при необходимости. Группы проектирования скважин должны придать этой программе достаточную гибкость.

Плотность бурового раствора является одним из главных факторов, от которого зависит появление условий для возникновения прихватов. На менее плотном растворе можно бурить быстрее, и каждый желает бурить быстрее, чтобы завоевать признание. Но если плотность раствора слишком мала, то создается угроза для устойчивости стенок ствола. В конечном счете это замедляет или полностью останавливает продвижение вперед. Буровики-производственники и специалисты в офисах компаний много спорят по поводу увеличения и уменьшения плотности бурового раствора. Когда плотность раствора многократно увеличивается и уменьшается на определенном участке ствола, велика вероятность потери устойчивости стенок и возникновения прихвата.

Рекомендации по выбору плотности бурового раствора и химических добавок к буровому раствору приведены в разделах по очистке скважин, устойчивости стенок ствола и дифференциальным прихватам.

Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе

Неэффективное регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе создает условия для образования толстой глинистой корки, сильных колебаний давления вследствие поршневания при подъеме и спуске инструмента, уменьшения скорости бурения, наматывания глинистого сальника на долото и УБТ, повышенного износа оборудования, некачественного цементирования обсадной колонны и поглощений. Все указанные факторы способствуют возникновению прихватов. Важно иметь оборудование для эффективного регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, подобранное для конкретной скважины. Это оборудование должно быть правильно установлено и должно правильно обслуживаться. Многие инженеры-буровики и бурильщики считают, что у них на буровой установлено прекрасное оборудование для регулирования содержания твердой фазы, но на самом деле они никогда не анализировали эффективность его работы.

Программы регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе на большинстве буровых подобны волейбольному мячу, падающему на песок. Каждый игрок думает, что этим мячом займется кто-нибудь другой, и в результате мяч остается без внимания и падает. Оборудование установлено и работает, но, возможно, никто на буровой не знает, как оптимизировать его работу. На самом деле, они могут даже не знать, правильно ли эксплуатируется это оборудование. И часто бывает так, что оборудование действительно эксплуатируется неправильно.

Чаще всего проблемы в скважине устраняются при оптимизации работы оборудования для регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе.