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.

Заключение

В 1970-х годах роль буровых мастеров и бурильщиков в процессе бурения была больше, чем в 80-х и 90-х годах. К концу двадцатого века все больше решений, связанных в бурением, стало приниматься не начальниками на буровой, а инженерами в офисе. С приходом персональных компьютеров, текстовых редакторов и электронных таблиц стало больше стандартизированных программ бурения.

Хорошо документально оформленные программы бурения и проекты скважин стали копировать, сохранять под другим именем и корректировать для использования на следующей скважине. Настало время, когда проект строительства скважины, разработанной для месторождения Мексиканского залива, был использован для строительства скважины на шельфе у Западного побережья Африки. Глубины спуска обсадных колонн, программу буровых растворов, названия пластов и т.д. изменяли или корректировали с учетом условий на новой площади. К сожалению, конструкция новой скважины должна была учитывать то обстоятельство, что вскрываются молодые глинистые пород и глины, а не более древние, лучше консолидированные глинистые породы и карбонаты. Тем не менее, стало намного проще бурить в других регионах таким же образом, как и в хорошо изученном регионе.

То что работает в одном регионе, не обязательно будет работать в другом. Например, при бурении горизонтальных скважин башмак последней обсадной колонны находится обычно на полной вертикальной глубине скважины, независимо от того, насколько ушел забой от башмака. Если происходит приток, то поступившие флюиды обычно уходят обратно в пласт. Иначе обстоит дело в глубоких вертикальных скважинах. Вероятнее всего, произойдет разрыв пласта под башмаком, т.е. будет иметь место подземный выброс. Еще один пример. Когда у одного оператора в северо-западной части штата Нью-Мексико возник дифференциальный прихват, вызвали передвижную азотную установку и выдули из скважины весь буровой раствор. Твердые породы не потеряли устойчивость в отсутствие в скважине бурового раствора, и поступившая в скважину нефть не дошла до поверхности. Однако на многих прибрежных территориях, если уровень бурового раствора в скважине опустится намного ниже устья, произойдет обрушение породы в скважину или начнется проявление.

Указанная тенденция стандартизации программ бурения и возросшая роль инженеров-буровиков привели к " онемению" буровых бригад. Участие их в проектировании или в принятии оперативных решений по программе бурения стало еще менее вероятным. Они просто принимают программу бурения как она есть, и выполняют ее без возражений или предложений. В определенном смысле, буровые бригады стали смотрителями при работающем оборудовании.

Одна из первых истин, которым учат в школе управления, - " если какое-то решение влияет на человека, то желательно привлечь его к выработке этого решения". Это хорошо с точки зрения морали, и у него будет высокая мотивация выполнить это решение.

Персонал на буровой находится в наилучшем положении для принятия многих решений по программе бурения. Они же находятся непосредственно на скважине. Они - это глаза и уши, которые видят и слышат скважину. К сожалению, многие решения, которые следовало бы делегировать буровой бригаде, принимаются другими людьми.

Сейчас предпринимаются определенные усилия, чтобы переломить эту тенденцию. Для этого во многих регионах мира реализуются различные программы обучения и инициативы. Некоторые примеры - курс Мерчинсона, курс " Эффективное использование технических возможностей" и курс " Обучение методам предотвращения незапланированных событий".

Чтобы избежать дорогостоящих последствий прихватов и других незапланированных событий, нужно больше вовлекать персонал буровой в процесс проектирования скважины и принятия решений по программе бурения. Никогда нельзя принимать проект скважины как данность. Возможности усовершенствования существуют всегда. Ошибки делает каждый, включая инженеров. Буровой мастер, бурильщик и другие члены бригады должны критически изучить проект строительства скважины и сравнить его материалы со всей информацией по соседним скважинам, которой они располагают.

Литература

1) Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, Metairie, LA: " A method of Selecting Casing Setting Depths to Prevent Differential Pressure Pipe Sticking"

2) Bill Garrett, & Gerald Wilson; " How To Drill A Useable Hole" World Oil (August 1, 1976)

3) Gray, George R. & Darley, H.C.H.: " Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids" fourth edition, Gulf Publishing Company (1980)

4) Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, Metairie, LA: " A method of Selecting Casing Setting Depths to Prevent Differential Pressure Pipe Sticking"