Бурение нефтяных и газовых скважин

Естественным буровым  раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство  применения естественных буровых растворов  состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят  от минералогического состава и  природы разбуриваемых глин, способа  и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому  естественные буровые растворы применяют  в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим  условиям не требуется промывочная  жидкость высокого качества.

Глинистые буровые  растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают онтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинисого раствора, тогда как из глины среднего качества -- 4 ... 8 м³, а из низкосортных глин -- менее 3 м³.

Глинистые растворы глинизируют  стенки скважины, образуя тонкую плотную  корку, которая препятствует проникновению  фильтрата в пласты. Их плотность  и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление  на пласты, предупреждают проникновение  пластовых вод, нефти и газа в  скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.

Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней  толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при  бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород  и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д.

К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaOH или Са(ОН)₂. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния Mg(OH)_r Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно.

Другим типом неглинистых  буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость.

Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой -- окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизи-рованный бентонит).

Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов  нефти и газа, обладают смазывающей  способностью: при их использовании  уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в  стволе скважины и снижается износ  бурильных труб и долот. Однако стоимость  приготовления таких буровых  растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента  и оборудования.

Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения  эффективности бурения в породах-коллекторах  и сохранения их нефтегазоотдачи  на исходном уровне, а также для  проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей.

У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой -- глина.

Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в  нефти», называется обращенным эмульсионным или инвертной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60 ... 70 % состоит  из нефти или нефтепродуктов, остальное -- вода. Однако содержание воды в инвертной  эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные  эмульгаторы.

Эмульсионные буровые  растворы используются при бурении  в глинистых отложениях и солевых  толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине.

Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10 ... 12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Аэрированные буровые  растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмуль-сиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты -- поверхностно-активные вещества и пенообразователи.

Аэрированные буровые  растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они  приготовлены (для глинистых растворов -- образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость  призабойной зоны пласта при его  вскрытии). Вместе с тем, большим  преимуществом аэрированных жидкостей  является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях  промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением.

Основными параметрами  буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.

Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890 ... 980 кг/м³, у малоглинистых растворов -- 1050 ... 1060 кг/м³, у утяжеленных буровых растворов -- до 2200 кг/м³ и более.

Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического  давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10 ... 15 %, а для скважин глубже 1200 м -- на 5 ... 10 %.

Определение величины плотности  раствора производится прибором АБР-1 (Рисунок 2.34).

Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению и определяется с помощью «воронки МАРША»

Показатель фильтрации -- способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт. Фильтрация глинистого раствора определяется с помощью прибора ВМ-6 (Рисунок 2.36).

Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя.

Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. и определяется с помощью цилиндра ЦС - 2 (Рисунок 2.37). Для обычных растворов ее величина должна быть не более 0.02 г/см³, а для утяжеленных -- 0.06 г/см³.

Рисунок 2.36 -- Конструкция  прибора ВМ - 6	Рисунок 2.37 -- Цилиндр стабильности ЦС - 2

Суточный отстой -- количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении (Рисунок 2.38). Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю.

Содержание песка -- параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания (Рисунок 2.39). В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %.

Рисунок 2.38 -- Прибор для определения  суточного отстоя	Рисунок 2.39 -- ОМ - 2

Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового раствора. При рН>7 раствор щелочной, при рН=7 -- нейтральный, при рН<7 -- кислый.

Химическая обработка  буровых растворов

Химическая обработка  бурового раствора заключается во введении в него определенных химических веществ  с целью улучшения свойств  без существенного изменения  плотности.

В результате химической обработки достигаются следующие  положительные результаты:

? повышение стабильности  бурового раствора;

? снижение его  способности к фильтрации, уменьшение  толщины и липкости корки на  стенке скважины;

? регулирование  вязкости раствора в сторону  ее увеличения или уменьшения;

? придание ему  специальных свойств (термостойкости, солестойкости и др.).

В глинистые буровые  растворы вводят также смазочные  добавки и пеногасители. Благодаря  смазывающим добавкам улучшаются условия  работы бурильной колонны и породоразрушающего инструмента в скважине. Пеногасители препятствуют образованию пены при  выделении из промывочной жидкости газовой фазы.

2.9 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ  ПРИ БУРЕНИИ

В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения, в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-, газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии, искривление скважин.

Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными признаками обвалов являются:

? значительное повышение  давления на выкиде буровых  насосов;

? резкое повышение вязкости  промывочной жидкости;

? вынос ею большого  количества обломков обвалившихся  пород и т.п.

Поглощение промывочной  жидкости -- явление, при котором жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.

Интенсивность поглощения может  быть от слабой до катастрофической, когда  выход жидкости на поверхность полностью  прекращается.

Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:

? промывка облегченными  жидкостями;

? ликвидация поглощения  закупоркой каналов, поглощающих  жидкость (за счет добавок в  нее инертных наполнителей -- асбеста,  слюды, рисовой шелухи, молотого  торфа, древесных опилок, целлофана;  заливки быстросхватывающихся смесей  и т.д.);

? повышение структурно-механических  свойств промывочной жидкости (добавкой  жидкого стекла, поваренной соли, извести и т.п.).

Газо-, нефте- и  водопроявления имеют место при проводке скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа -- непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.

К мероприятиям, позволяющим  избежать газо-, нефте- и водопроявлений, относятся:

? правильный выбор плотности  промывочной жидкости;

? предотвращение понижения  ее уровня при подъеме колонны  бурильных труб и при поглощении  жидкости.

Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим причинам:

? образование на стенках  скважины толстой и липкой  корки, к которой прилипает  бурильный инструмент, находящийся  без движения;

? заклинивание бурильного  инструмента в суженных частях  ствола или при резких искривлениях  скважины, при обвалах неустойчивых  пород, при осаждении разбуренной  породы в случае прекращения  циркуляции.

Ликвидация прихватов -- сложная  и трудоемкая операция. Поэтому необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.

Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре группы:

1. аварии с долотами (отвинчивание  долота при спуске инструмента  вследствие недостаточного его  закрепления, слом долота в  результате перегрузки и т.д.);

2. аварии с бурильными  трубами и замками (слом трубы  по телу; срыв резьбы труб, замков  и переводников и т.д.);

3. аварии с забойными  двигателями (отвинчивание; слом  вала или корпуса и т.д.);

4. аварии с обсадными  колоннами (их смятие; разрушение  резьбовых соединений; падение отдельных  секций труб в скважину и  т.д.).

Для ликвидации аварий применяют  специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто  встречается самопроизвольное искривление скважин, т.е. отклонение их ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб, ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования штанговых насосов при эксплуатации скважин и т.д.