Циркуляция бурового раствора

Циркуляция бурового раствора при добычи нефти и газа на морских месторождениях

В отношении циркуляции бурового раствора основным отличием бурения на суше от бурения на шельфе является большой угол наклона скважин (см. Скважинная интенсификация). Основной проблемой является транспортировка выбуренной породы для скважин с углом наклона от 45 градусов и меньше, особенно больше 70 градусов. В таких случаях выбуренная порода оседает и собирается на нижней стенке скважины. Накопления выбуренной породы увеличиваются до тех пор, пока между ними и стенками не остается свободное место, через которое буровой раствор протекает с увеличенной скоростью и выносит породу. Такая ситуация очень нежелательна, потому что в результате этого увеличивается трение потока трение о стенки колонны бурильных труб и может вызвать прихваты колон.

Эксплуатационные и технические ограничения контроля параметров бурения

На возникновение таких накоплений из выбуренной породы воздейстуют угол наклона скважины, число оборотов бурильной колоны, скорость циркуляции бурового раствора и плотность, вязкость, состав бурового раствора (буровые растворы с одинаковыми вязкозтями и плотностями могут иметь различный состав, так например, буровые растворы, основанные на воде или нефти). Все эти параметры можно контролировать, но существуют эксплуатационные и технические ограничения. К основным ограничениям относятся:

1. Число оборотов буровой колоны. С увеличением числа оборотов колонны потребляемая мощность, необходимая для этого вращения, растет большими темпами, максимальная мощность верхнего привода (роторного стола) может служить одним из ограничений по скорости вращения колонн. Трение между скважиной и буровой колонной является основным сопротивлением вращению. Величина терния зависит от длинны и угла наклона скважины, числа изменений траектории скважины. Также этот показатель может увеличиваться с увеличением плотности и вязкости бурового раствора, потому что они увеличивают трение бурового раствора о буровую колонну. С увеличением числа оборотов увеличивается также и величина вибрации, потому что скорость вращения увеличивает механическую энергию, а эта энергия – единственный источник вибрации. Так как вибрация может привести к поломке оборудования и буровой колонны, то число вращения обычно ограничено величиной 180 вращений в минуту (3 вращения в секунду).

2. Плотность бурового раствора. Обычно этот параметр определяется поровым давлением в необсаженной части скважины. Статическое давление бурового раствора (когда он не циркулирует) должно быть больше, чем поровое давление (но меньше давления безопасной границы) на данной глубине необсаженной скважины. Плотность бурового раствора может быть увеличена до того, пока его давление не превысит давление разрыва пласта, но увеличение плотности при этом понижает скорость проходки.

3. Вязкость бурового раствора. Для этого параметра не существует ограничений, но необходимо помнить, что высокая вязкость раствора требует использования бурового насоса более высокого давления и увеличивает гидродинамическое давление в скважине из-за повышенного трения в затрубном пространстве.

Также было открыто, что на образование накоплений разбуренной породы воздействует и скорость вращения буровой колонны. В большинстве случаев буровая колонна лежит в нижней части скважины, где и скапливается разбуренная порода. Исключение из этого составляют скважины с увеличивающимся углом наклона, и при этом напряжения в колонне заставляют ее располагаться в верхней части скважины. Вращаясь, буровая колонна приводит разбуренную породу в движение и перемещает ее в поток бурового раствора, тем самым, помогая выносу частиц вверх до тех пор, пока они опять не осядут.

Эксперименты показали, что вращение колонны со скоростью 100 вращений в минуту имеют малый эффект на очистку ствола скважины, а увеличение вращения до или выше 120 вращений в минуту (до 180 вращений в минуту) дает более лучший результат. Сегодняшнее буровое оборудование и буровые колонны позволяют получать такие скорости вращения.

Такой же результат можно наблюдать и для скорости циркуляции раствора в затрубном пространстве скважины. При малой скорости циркуляции раствора вынос частиц незначительный даже при высокой скорости вращения колонны (120 вращений в минуту), вынос увеличивается с увеличением скорости прокачки бурового раствора, поэтому скорость циркуляции является одним из важнейших параметров бурения. Также необходимо учитывать и увеличение скорости циркуляции между накопленными частицами и стенками буровой колонны и скважины, которая называется скоростью сдвига (shear rate). Скорость циркуляции раствора зависит от площади поперечного сечения затрубного пространства, производительности насоса, угла наклона скважины.

Очевидно, что лучшей очисти от разбуренных частиц необходимо иметь высокую скорость вращения колонны и высокую скорость циркуляции бурового раствора. Другие эксперименты называют необходимыми условиями для этого высокую скорость циркуляции и повышенную плотность бурового раствора. Проблема состоит в невозможности увеличения параметров скорости циркуляции, вязкости и плотности, которые могут привести к разрыву пласта и потере бурового раствора.

Сегодня не существует точного решения этой проблемы, хотя были произведены множество экспериментов и исследований: использование бурового раствора низкой вязкости, но при высокой скорости циркуляции, или использование бурового раствора высокой вязкости, но при низкой скорости циркуляции. Закачка высоковязкого бурового раствора на такой же скорости как и для низковязкого невозможна, потому что высокое сопротивление в затрубном пространстве увеличит гидродинамическое давление выше давления гидроразрыва пласта. Тип бурового раствора также очень важен, так, на пример, растворы, основанные на нефти, лучше уносят частички с поверхности накоплений разбуренной породы, так как вода между частицами заставляет их прилипать друг к другу. Частицы гидрофобны, поэтому вода действует как клей между ними.

Для определения повышения давления за счет трения был введен термин эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора (ЭПЦ (ESD)). ЭПЦ – эта такая плотность нециркулирующего раствора, который дает такое давление на забое скважины, как и циркулирующий раствор.

Накопления разбуренных частиц могут происходить в скважинах с углом наклона менее 60 градусов, и эти накопления могут соскальзывать вниз по скважине, что является нежелательной ситуацией и может привести к накоплению большого числа частиц, к закупорке нижней части скважины и прихвату оборудования. Продолжая закачивать буровой раствор, давление ниже этого препятствия будет увеличиваться и в итоге приведет или к очистке пути для него или к разрыву пласта и образовании трещин, и буровой раствор вместо того, чтобы выносить частицу будет поступать в эти трещины в породе.

Накопления разбуренных частиц могут быть очень серьезными проблемами при спуско-подъемных операциях. Оборудование низа бурильной колонны имеет больший диаметр по сравнению с диаметром бурильной колонны, поэтому при поднятии ее вверх перед этим оборудованием накапливается большое количество частиц, что может привести к прихвату колонны. Прихват колонны означает, что, если вы пытаетесь ее вытянуть, то можно легко оторвать часть колонны.

В данной ситуации необходимо продолжать закачивать буровой раствор, медленно поднимать колонну или остановить поднятие, если нагрузка на крюк показывает, что вместе с колонной вы поднимаете также и большое количество разбуренных частиц. Чтобы избежать таких ситуаций, необходимо постоянно вести очистку в процессе бурения и особенно перед поднятием колонны.

Самый лучший способ для очистки от накоплений частиц – использование высоковязкого раствора при высокой его скорости циркуляции, но, как мы говорили, это приведет к увеличению забойного давления из-за трения и разрыву пласта. Но существует возможность закачки ограниченного количества высоковязкого раствора, на пример, закачка раствора на несколько сотен метров вдоль затрубного пространства. Такая порция бурового раствора с определенными свойствами называется «пилюлей» (pill). Это достигается путем переключения насоса с резервуара с обычным буровым раствором на резервуар с высоковязким раствором на определенный период. Так как потеря давления на терние пропорциональна длине жидкости вдоль колонны и скважины, то это даст определенное повышение давления под порцией высоковязкого раствора. Таким образом, можно периодически производить очистку скважины с помощью высоковязкого раствора на относительно высокой скорости.

Эта процедура может неоднократно повторяться, но она требует некоторого времени, необходимого для того, чтобы старая порция высоковязкого раствора достигнула поверхности до того, как новая порция высоковязкого раствора вышла из насадок бурового долота в затрубное пространство. Вся эта процедура может происходить во время бурения и не требует остановки. В случае подготовки к поднятию буровой колонны промывка скважины таким методом потребует остановки операций на значительное время, до нескольких часов для глубоких скважин, если процесс должен быть повторен. Но в любом случае это лучше, чем получить прихват колонны. Проверкой того, что очистка скважин прошла успешно может служить уменьшение давления закачки бурового насоса после, того как порция высоковязкого раствора вышла на поверхность, по сравнению с давлением перед ее закачкой.

Другой проблемой наклонных скважин является устойчивость стенок. Существуют различные типы стабилизации стенок скважины, но единого мнения по решению этой проблемы также нет. Но как показывает опыт, в данной ситуации растворы, основанные на нефти, являются лучше водных буровых растворов, потому что нефть образует более прочную корку на стенках скважин.

УДК: 622.244.4

Автор: Ипатов П. Д.

к.т.н. кафедры Кафедры бурения скважин, разработки нефтяных и газовых месторождений САФУ имени М. В. Ломоносова, e-mail: ipatovpavel6@gmail.com.

Author:  Ipatov P. D.

Post-graduate student NArFU Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov Department Mining Oil and gas Faculty, e-mail: ipatovpavel6@gmail.com.

Выходные сведения: URL: https://promdevelop.ru/tsirkulyatsiya-burovogo-rastvora/

Circulation of drilling mud

Аннотация: При бурении на суше и бурении на шельфе большое значение имеет угол наклона скважины. Данный параметр влияет на циркуляцию бурового раствора, состояние и параметры скважины, на устойчивость стенок. Выбор типа бурового раствора является одним из решающих факторов при решение проблем бурения наклонных скважин.

Ключевые слова: Циркуляция бурового раствора, добыча нефти, добыча газа, морские месторождения, бурение, параметры бурового раствора, свойства, буровая колонна, скважина.

Annotation: When drilling on land and drilling on the shelf, the angle of inclination of the well is of great importance. This parameter affects the circulation of the drilling fluid, the condition and parameters of the well, the stability of the walls. Choosing the type of drilling mud is one of the decisive factors when solving the problems of drilling sloping wells.

Keywords: Circulation of drilling mud, oil production, gas production, offshore fields, drilling, drilling mud parameters, properties, drilling string.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении — М. : Недра, 1976.
  2. Городнов В.Д. Буровые растворы. — М. : Недра, 1985.
  3. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. – М.: Недра, 1987.
  4. Башлык С.М. и др. Лабораторный практикум по основам гидравлики и промывочным жидкостям. — М. : Недра, 1982.

503 0

Комментарии

Отправить ответ

Войти с помощью: 
avatar
wpDiscuz