Промывочные растворы

Назначение промывочного раствора при бурении скважин: 1) очистка забоя от выбуренной породы; 2) вынос частиц породы на дневную поверхность; 3) охлаждение рабочих элементов долота; 4) создание противодавления на пласт при разбуривании многопластовых месторождений, в пластах которых содержатся различные вещества (вода, нефть, газ); 5) глинизирование стенок скважины с целью временного разобщения пластов друг от друга; 6) удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции промывочного агента и т. п.

Исследования и практика бурения показывают, что для очистки забоя от шлама пригодны газ, вода, нефть, глинистые и многие другие растворы.

При бурении в нормальных (неосложненных) с геологической точки зрения условиях, когда разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, не обваливающимися при контакте с водой, а различных водо-, газо-, нефтепроявлений п пластов, сложенных агрессивными породами (гипсы, пласты соли, ангидриты и другие), до эксплуатационного горизонта не встречается, к промывочному агенту предъявляются самые элементарные требования. Он должен очищать забой скважины от выбуренной породы, транспортировать ее на поверхность (выносить из скважины) и охлаждать долото. В данном случае в качестве промывочной жидкости следует использовать воду.

При проходке глубоких скважин в нормальных условиях бурения промывочный раствор должен обладать, кроме того, способностью при прекращении циркуляции удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии. В таких случаях в качестве промывочного раствора используют так называемые нормальные глинистые растворы (водная суспензия глин).

К промывочным растворам, используемым в осложненных условиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Они должны выполнять роль временного крепления неустойчивых стенок скважины (глинизировать их), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления из пластов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления и выбросы их, облегчать разрушение пород, оказывая на них физико-химическое воздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивных горизонтов и т. п.

Для осложненных условий бурения промывочные растворы с соответствующими свойствами выбирают в зависимости от вида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельной бурящейся скважины.

Если свойства промывочного агента удовлетворяют геологическим условиям бурения, то они оказывают косвенное и прямое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку на долото).

Косвенное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с увеличением главным образом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе, вследствие чего приходится уменьшать количество промывочного агента, подаваемого в скважину в единицу времени.

Непосредственное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменением плотности п вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины от выбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность промывочного агента, тем быстрее он удаляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значение плотности промывочного раствора в этом процессе ниже значения вязкости.

Наиболее успешно очистка забоя от выбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором, тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость бурения в зависимости от вида промывочного раствора изменяется в таком же порядке.

Вынос шлама на поверхность также может успешно осуществляться любым из указанных выше промывочных растворов, если поддерживать необходимую скорость восходящего потока.

При бурении с использованием воды или раствора охлаждение долота происходит в результате теплообмена между промывочной жидкостью и рабочей поверхностью разрушающего инструмента.

При использовании в качестве промывочного раствора газа происходит резкое понижение температуры и долото охлаждается также в достаточной мере вследствие адиабатического процесса расширения газа при истечении его из отверстий долота.

Продувку скважин газом вместо промывки их жидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным способом. Она особенно эффективна при прохождении геологических разрезов, содержащих горизонты с низкими пластовыми давлениями и зоны, поглощающие промывочную жидкость. В целях пожарной безопасности для продувки скважин часто используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов* с небольшим количеством воздуха.

В разрезах газонефтяных месторождений часто встречаются горизонты с высоким пластовым давлением, при разбуривании которых нельзя применять продувку газом. В этих случаях промывают скважины жидкостью, плотность которой определяют обычно по формуле

, (1)

где ρ — плотность промывочной жидкости в т /м³;

ρ пл— пластовое давление в бар;

L — глубина скважины в м;

р — допускаемая разность между гидростатическим и пластовым давлениями.

Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, предусматривают, что для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое весом столба промывочной жидкости, должно на 10—15% превышать ожидаемое пластовое давление, а для скважин большей глубины на 5—10%.

Если ρ < 1, а разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, то в качестве промывочной жидкости следует использовать воду или аэрированный раствор.

Если ρ = 1 1, 25 т /м³ и в разрезе разбуриваемого месторождения нет поглощающих и обваливающихся горизонтов, то для промывки скважин применяют нормальный глинистый раствор.

Если ρ = 1, 25 1, 8 т /м³, то рекомендуется использовать утяжеленный глинистый раствор, получаемый из нормального глинистого раствора путем введения в него утяжелителя (барита, гематита, магнетита и т. п.). Глинистый раствор с ϱ _y._р = 1, 5 1, 6 т /м³ можно приготовить и без утяжелителя, если для этого использовать специальную тяжелую глину.

Если ϱ > 1, 8 т /м³ следует применять тяжелый глинистый раствор с ϱ _т._р. до 2, 2 2, 3 т /м³.m

Кроме необходимой плотности, промывочная жидкость должна обладать способностью удерживать частицы пород во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Для этого статическое напряжение сдвига υ ₁, измеряемое через 1 мин, должно удовлетворять следующему условию:

мн / с (2)

где m — опытный коэффициент, зависящий от формы частиц; для частиц породы диаметром от 2 до 40 мм величина т колеблется в пределах 2, 5—1, 6; d0 — диаметр частиц породы, удерживающихся во взвешенном состоянии, в см.

Если в процессе бурения используется глинистый раствор с ϱ _p и υ ₁, то после прекращения циркуляции все частицы породы с плотностью ϱ _п и диаметром d₀ остаются во взвешенном состоянии.

Для нормального глинистого раствора υ ₁ ≤ 490 мн/см².

Использовать растворы с υ ₁ > 490 мн/см² при нормальных условиях бурения не рекомендуется, так как это ведет к некоторому снижению механической скорости бурения, увеличению продавочных и гидродинамических давлений. Чрезмерный рост последних может оказаться причиной возникновения поглощений промывочной жидкости.

Глинистые растворы с υ ₁ ≥ 785 1180 мн/см² применяют при прохождении поглощающих горизонтов.

Для утяжеления считаются пригодными глинистые растворы с υ 1 = 195 390 мн/см².

Наряду с ϱ и υ ₁ важнейшими показателями, характеризующими промывочную жидкость, являются условная вязкость Т и водоотдача В.

Рекомендуется поддерживать вязкость по СПВ-5: для нормального раствора Т ≤ 30 сек, для утяжеленного Т = 30 50 сек. Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяют растворы с большей вязкостью вплоть до состояния, когда раствор не течет (через воронку СПВ-5).

Для нормальных глинистых растворов водоотдача В рекомендуется до 10 см³ за 30 мин. При бурении в породах, где возможны обвалы и прихваты, В рекомендуется снижать до 5—6 см³ и даже 2—3 см³ за 30 мин.

Загрязнение неутяжеленных растворов твердыми частицами не должно превышать 4% при роторном и 2% при турбинном способах бурения.

В РФ глинистые растворы приготовляют как из комовой глины, добываемой в глинокарьерах, расположенных в районах буровых работ, так и из глинопорошков, выпускаемых специальными заво- дами. Глинопорошки представляют собой высушенную и измель- ченную глину с химическими реагентами или без них, которая обра- зует с водой устойчивую суспензию. Глинопорошки выпускают по техническим условиям, утвержденным Госкомитетом нефтедобывающей промышленности

Таблица 1

Показатели, которым должны отвечать глинопорошки и глинистые растворы, приготовленные из них, приведены в табл. 1