Материал: Тема 5. Промывка скважин

iLovePDF

2.Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с.

3.Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра,

1999. — 375 с

и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с.

4.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с.

5. .Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных

1.ДЕЙСТВИЕ ГИДРОМОНИТОРНОЙ СТРУИ НА ЗАБОЙ СКВАЖИНЫ

Экспериментальным путем установлено, что при действии гидромониторной струи на забой скважины могут наблюдаться три основных частных эффекта, в

совокупности определяющие роль струи в разрушении забоя.

Первый — эффект смыва с забоя сколотых частиц породы (шламовой подушки), он определяется не столько силой удара струи о забой, сколько режимом течения промывочной жидкости в поддолотной зоне.

Второй заключается в выемке недоразрушенной породы и в разрушении перемычек между лунками, образовавшимися под зубцами долота.

Третий заключается в непосредственном разрушении струей материнской

породы.

Четвертый эффект воздействия гидромониторной струи. С увеличением скорости взаимодействия струи с забоем проницаемых горных пород возрастает ин-

тенсивность смыва глинистой корки, что обусловливает рост давления на глубине разрушения и снижает напряжения в скелете породы. В итоге облегчаются условия и эффективность разрушения горных пород.

Частные гидромониторные эффекты зависят от соответствующего сочетания твердости и проницаемости породы. При этом суммарный гидромониторный эффект для одной и той же породы не является монотонной зависимостью от удельного давления струи на забой, а представляет собой сменяю-

щие друг друга участки усиления и ослабления эффекта, а значения удельных

iLovePDF

давлений, соответствующие этим участкам, зависят от твердости и сплошности породы.

ВЫВОД: совершенствование гидравлической программы промывки скважин

— важный резерв повышения скоростей бурения, особенно в мягких и средних породах при использовании гидромониторных долот.

2.ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ РАСТВОРАМ, В

ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

После установления влияния различных показателей технологического процесса промывки на скорости бурения скважин появляется возможность сформулировать основные требования к буровым растворам, в процессе

бурения:

минимального дифференциального давления на забое;

минимальной толщины фильтрационно-шламовой подушки на забое;

совершенной очистки забоя от обломков разрушенной долотом породы;

максимальной силы удара о забой струи бурового раствора, вытекающего из насадок долота.

Спозиций достижения наилучших показателей работы долот и повышения скоростей бурения скважин к буровым растворам предъявляются следующие основные требования:

1)жидкая основа буровых растворов должна быть маловязкой и иметь низкое значение поверхностного натяженияя на границе с горными породами;

2)в твердой фазе бурового раствора концентрация глинистых частиц должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы — максимальной;

3)буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах. Они должны обладать стабильными показателями технологических свойств;

iLovePDF

4)буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирования и набухания;

5)буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;

6)желательно, чтобы буровые растворы в своем составе имели не менее 10 % смазывающих добавок, а также содержали газообразную фазу.

3.ПРИГОТОВЛЕНИЕ, ОЧИСТКА И ДЕГАЗАЦИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

План: 1. Система подготовки бурового раствора.

2.Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.

3.Средства контроля и управления процессом промывки скважин.

1.Система подготовки бурового раствора.

Впрактике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов.

Наиболее простая технологическая схема (рис. 6.5) включает емкость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащенный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.

iLovePDF

Рис. 6.5. Простейшая схема приготовления бурового раствора

Рис.6.6. Схема блока приготовления раствора

С использованием этой схемы приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20—30 м3) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемников или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную перемещают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидро-эжекторного смесителя, где и происходит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру

iLovePDF

эжекторного смесителя регулируются шиберной заслонкой 8, а значение вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к расчетным. Если раствор приготовляют впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие емкости циркуляционной системы (ЦС) либо в специальные запасные емкости.

Утяжеление бурового раствора порошкообразным баритом и обработку порошкообразными химическими реагентами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной коллоидной системы (например, во-доглинистой).

Основные недостатки описанной технологии - слабая механизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смещения, слабый контроль за процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м3/ч

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления и утяжеления буровых растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, отличающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Первый этап приготовления бурового раствора - это расчет компонентного состава. Для водоглинистого раствора обычно используют два-три компонента: глинопорошок и воду; глинопорошок, воду и порошкообразный барит. Количество глинопорошка для получения неутяжеленной водо-глинистой суспензии выбирают, количество глинопорошка и порошкообразного барита (в кг) для получения 1 м3 утяжеленной суспензии.

Второй этап - приготовление водоглинистой суспензии. В емкость ЦС заливают воду в количестве, примерно равном половине объема приготовляемой порции раствора.

На гидроэжекторном смесителе устанавливают штуцер в соответствии с подачей насосов:

Воздух для аэрации порошка в бункере БПР подают в течение 5—7 мин при давлении воздуха 0,02— 0,03 МПа.

Буровой насос включают по схеме емкость - гидравлический диспер-гатор - гидроэжекторный смеситель - емкость. При этом значение давления на выкиде насоса должно составлять 13-15 МПа, а вакуума в камере эжекторного гидросмесителя - не менее 0,02 МПа.

После предварительной аэрации открывают воздушный вентиль и подают воздух в гофрированный рукав БПР. Таким способом регулируют значение вакуума в камере гидроэжекторного смесителя в пределах 0,008-0,012 ÌÏà.

Затем открывают запорную заслонку разгрузочного отверстия бункера, и вводят в циркулирующую воду через эжекторный гидросмеситель расчетное количество глинопорошка, после чего запорную заслонку закрывают, прекращают доступ воздуха в камеру гидроэжектора и диспергируют водоглинистую