Буровые растворы Baroid. СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ - часть 1

 

  Главная      Учебники - Разные     РУКОВОДСТВО ПО ТЕХНОЛОГИЯМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ. Буровые растворы Baroid. СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..    1  2   ..

 

 

Буровые растворы Baroid. СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ - часть 1

 

 

СОДЕРЖАНИЕ
СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ
3
ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА
4
Перепад давления
4
Скорость проходки и стабильность скважины при
бурении с депрессией
4
Скорость проходки с очисткой забоя воздухом и промывкой
пенообразным материалом
5
ВЯЗКОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА
6
Разжижение при сдвиге
6
Вязкость и очистка скважины
7
Очистка скважины асбестом
8
Вязкость и гидравлические свойства бурового раствора
8
ФИЛЬТРАЦИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА
9
Давление, позволяющее удерживать частицы шлама во взвешенном
состоянии
9
Влияние скорости фильтрации на скорость проходки
10
Соотношение между фильтрацией по API и скоростью проходки
10
Характеристики фильтрата и скорость проходки
11
СОДЕРЖАНИЕ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ
12
Содержание твердой фазы и плотность
12
Контроль содержания твердой фазы путем регулирования
химического состава бурового раствора
13
Контроль содержания твердой фазы при бурении с промывкой
чистой водой
14
Химический контроль содержания твердой фазы в буровом
растворе низкой плотности
15
Химический контроль содержания твердой фазы в буровых
растворах высокой плотности
15
Механический контроль содержания твердой фазы
16
Тонкие вибросита
16
Повышение скорости проходки путем илоотделения
18
Декантационная центрифуга
18
СМАЗЫВАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ
19
Введение
19
Буровые растворы на водной основе с углеводородом
19
Почему повышается скорость проходки с промывкой буровым
раствором на водной основе при добавлении углеводорода?
20
Применение незагрязняющих смазывающих веществ вместо нефти
21
Скорость проходки при использовании бурового раствора на
углеводородной основе
21
2
вязкости, предельного напряжения сдвига и секунд/
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА
кварту; для серьезного анализа измеренных значе2
СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ
ний требуется учитывать параметр скорости сдвига.
Скорость фильтрации обычно измеряется в статиче2
На скорость проходки долотами для роторного
ских условиях при различных температурах и давле2
бурения влияют следующие факторы:
ниях и менее часто в динамических условиях. Счита2
1. Пласт,
ется, что объем фильтрата и мгновенная фильтрация
2. Долото,
связаны со скоростью проходки, и предполагается,
3. Механические факторы,
что некоторое влияние оказывает поверхностное на2
4. Гидравлические факторы,
тяжение (или смачивающая способность) фильтрата.
5. Свойства раствора.
Измерение содержания твердой фазы непосредст2
венно связано с объемом, но не учитывает различных
Каждому из этих основных факторов посвящен
размеров частиц твердой фазы, а на скорость про2
специальный раздел технологии. Большинство из
ходки влияет на размер твердых частиц в буровом
них в определенной степени взаимосвязаны. Тем не
растворе. Смазывающая способность становится ре2
менее, настоящее обсуждение по возможности будет
гулярно измеряемым свойством бурового раствора,
ограничено влиянием бурового раствора на ско2
тогда как налипание породы на долото и процент
рость проходки.
углеводорода в буровом растворе на водной основе
Под «пластом» понимаются породы, которые бу2
являются факторами, связанными со смазывающей
рятся. В общем плане породы могут быть разделены
способностью, которые влияют на скорость проход2
на пески, глины и карбонаты. Пески и карбонаты
ки.
можно далее разделить на три или четыре подгруп2
Факторы, которые влияют на скорость проходки,
пы, а глины можно разделить на множество под2
недавно были более точно описаны следующей
групп.
формулой:3
«Долота для роторного бурения» можно класси2
фицировать по типу и конструкции зубьев, а также
типу и конструкции опор. Механические факторы
a
KNλ(WW
)(R
−α∆P)Qρ
o
o
включают нагрузку на долото и частоту вращения.
R
=
2
R
DS
(1+CH)
dµ
Гидравлические факторы относятся к передаче
o
энергии от бурового насоса на долото.
Под «свойствами раствора», конечно, понимаются
Где:
к характеристики бурового раствора, которые отно2
сятся к скорости проходки. К числу таких чаще всего
R
=
скорость проходки
измеряемых свойств бурового раствора относятся
K =
постоянная бурения
следующие (Рис. 12):
W =
нагрузка на долото
1. Плотность,
Wo=
предельная нагрузка на долото
2. Вязкость,
N =
частота вращения
3. Фильтрация,
D =
диаметр долота
4. Содержание твердой фазы,
S
=
прочность породы
5. Смазывающая способность.
λ
=
показатель экспоненты (эмпирическое
значение, составляющее около 0,5)4
Единственным свойством бурового раствора из
C =
константа
вышеприведенного перечня, которое определено
H =
приведенный износ зубьев (0 для нового
четко и недвусмысленно, является плотность. Вяз2
долота; 1 для полностью сработанного до2
кость включает измеренные значения пластической
лота)
Q =
расход бурового раствора
ρ
=
плотность бурового раствора
d
=
диаметр сопла
µ
=
вязкость бурового раствора в сопле долота
Рис. 1
а
=
константа (эмпирическое среднее значе2
ние: 0,271)5
α
=
константа
Р =
разница между давлением бурового раство2
ра и пластовым давлением
Ro =
скорость проходки при Р = 0.
Особое внимание следует обратить на то, что ко2
эффициент прочности породы S возведен во вторую
степень. Поэтому небольшие изменения прочности
породы могут вызывать значительные изменения
скорости проходки, а причину изменения можно не
сразу заметить на поверхности. Обратите также вни2
СОДЕРЖАНИЕ ТВЕРДОЙ
мание на то, что показатель экспоненты, применяе2
ФАЗЫ
мый к коэффициенту свойств бурового раствора
a
Qρ
, значительно меньше единицы. В результате
dµ
скорость проходки может в большей степени сни2
УВЕЛИЧЕНИЕ
3
жаться под действием других факторов, чем при экс2
тервалы имели толщину, достаточную для точного
тремальных изменениях свойств бурового раствора.
определения давления и скорости проходки.
Из анализа данных Рис. 3 и 4 очевидно, что на
скорость проходки в глине большое влияние оказы2
I — ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО
вают изменения перепада давления. Скорость про2
ходки в скважине, указанной на Рис. 3, уменьшилась
РАСТВОРА
примерно на 70%, тогда как разница между пласто2
вым давлением и давлением столба бурового раство2
Перепад давления
ра выросла с 0 до 1000 psi. Было определено, что, ко2
Плотность бурового раствора больше влияет на
гда пластовое давление стало больше давления стол2
скорость проходки, чем любое другое свойство бу2
ба бурового раствора, скорость проходки продол2
рового раствора. Если более точно, то на скорость
проходки в основном влияет разница между гидро2
статическим давлением бурового раствора и давле2
нием на поровые флюиды пласта. Соотношение ме2
СКВАЖИНА Н
жду скоростью проходки и этим перепадом давле2
ния тщательно изучалось как в лабораторных6,7, так
D = 9W7/8 дюйма
и в промысловых условиях8,9. Вкратце можно ска2
W = 45000 фунтов
зать, что скорость проходки возрастает по мере
N = 160 об/мин
уменьшения превышения давления столба бурового
Гидравлическая
раствора над поровым давлением и продолжает рас2
мощность/дюйм2 =
ти по мере того, как поровое давление становится
выше давления столба бурового раствора.
3,98
Данные лабораторных исследований соотноше2
ния между скоростью проходки и величиной ре2
прессии показаны на Рис. 2. 8. Обратите внимание,
что скорость проходки в испытуемых песчаниках и
известняках медленно понизилась примерно на 652
80%, когда превышение давления столба бурового
раствора Pm над пластовым давлением Pf выросло с
нуля до примерно 1200 psi.
Результаты проведенного в южной Луизиане про2
мыслового исследования с целью определения влия2
ния перепада давления на скорость проходки в гли2
нах приведены на Рис. 3 и 48. Глинистые интервалы
были выбраны для исследования из диаграмм элек2
(Pm - Pf) ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ, × 100 psi
трического каротажа. Данные о бурении были со2
хранены только для тех глинистых интервалов, со2
Рис. 3 — Влияние перепада давления на скорость
противление которых использовалось для расчета
проходки.
порового давления пласта. Изученные глинистые ин2
жала увеличиваться. Иногда это увеличение даже ус2
корялось, как показано на Рис. 4.
Скорость проходки и стабильность скважины
при бурении с депрессией
Метод сознательного бурения с депрессией в га2
ГАРНЬЕ7
зоносных слоях низкой проницаемости был отрабо2
ПЕСЧАНИК
тан для обеспечения его применения в избранных
ОБЕРНКИРХНЕР
районах бурения. Обычно он используется в районах
Делавэрского бассейна западного Техаса, где опыт
КАННИНГЕМ2
показал, объем добываемого газа не создает особых
ПЕСЧАНИК
проблем. В процессе разработки данного бассейна
пласты с аномальным давлением время от времени
БЕРЕА
опробовались испытателем пласта, спускаемым на
бурильных трубах. Давления, рассчитанные по диа2
МАУРЕР1
граммам акустического каротажа, коррелировались
ПЕСЧАНИК БЕРЕА
с полученными таким образом давлениями, и были
КАННИНГЕМ2
ОБЪЕМ КРАТЕРА
признаны достаточно точными.
ИЗВЕСТНЯК
Помимо увеличения скорости проходки бурение
ИНДИАНЫ
с депрессией может также вызывать нестабильность
ствола скважины. Газ, содержащийся в поровых про2
странствах породы, стремится расшириться после
(Pm - Pf) ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ, × 100 psi
проходки долотом, если находящийся в скважине
столб бурового раствора является слишком легким,
чтобы удержать газ в сжатом состоянии. Расширение
Рис. 2 — Лабораторные данные. Процент снижения
породы может буквально выбрасывать куски породы
скорости проходки по мере повышения перепада
в скважину.
давления.
4
СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ и СТАБИЛЬНОСТЬ СКВАЖИНЫ при БУРЕНИИ С ДЕПРЕССИЕЙ
СКВАЖИНА C
БУРОВОЙ РАСТВОР НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
БУРОВОЙ РАСТВОР НА ОСНОВЕ
БУРОВОЙ РАСТВОР НА ОСНОВЕ ПРЕСНОЙ ВОДЫ
ПРЕСНОЙ ВОДЫ
D = 12W1/4 дюйма
КАВЕРНО?
КАВЕРНО?
ГРАММА
ГРАММА
W = 50000 фунтов
N = 150 об/мин
Гидравлическая
БУРОВОЙ РАСТВОР
НА ОСНОВЕ
мощность/дюйм2 =
ПРЕСНОЙ ВОДЫ
3,85
БУРОВОЙ
РАСТВОР НА
УГЛЕВОДОРОДНОЙ
ОСНОВЕ
ВРЕМЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА НА ЗАБОЕ
Dm — плотность используемого бурового раствора, фунт/галлон
Pf — пластовое давление (из диаграммы акустического каротажа) в фунтах/
галлон, требуемое для ограничения
Рис. 5 — Влияние бурового раствора на скорость
(Pm - Pf) ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ, × 100 psi
проходки и стабильность скважины при бурении
газоносных слоев низкой проницаемости, Делавэрский
Рис. 4 — Влияние перепада давления на скорость
бассейн, западный Техас.
проходки.
Совместное влияние повышенной скорости про2
ходки и нестабильности ствола скважины проиллю2
Рис. 6
стрировано на Рис. 59. Две скважины, показанные на
Рис. 5, забуривались из2под одного и того же башма2
ка обсадной колонны на глубине примерно 12000
футов. Сначала была пробурена скважина с промыв2
кой буровым раствором на основе пресной воды; за2
тем в скважине был зарезан боковой ствол, и была
пробурена новая скважина с промывкой буровым
раствором INVERMULТ регулируемой солености.
Обратите внимание, что показанный интервал при
его проходке с использованием INVERMUL бурился с
большей депрессией и со значительно меньшим вре2
менем вращения долота на забое, чем при бурении с
промывкой буровым раствором на основе пресной
воды. Сравнение стабильности скважины для буро2
вых растворов двух различных типов показано на ка2
вернограммах скважины.
В этом районе бурение с депрессией проводится
умышленно с целью повышения скорости проходки.
Нестабильность скважины, которая может возникать
ЭКВИВАЛЕНТНАЯ
из2за бурения с депрессией, иногда можно подавлять
ПЛОТНОСТЬ
путем регулирования химического состава бурового
(ФУНТ/ГАЛЛОН)
раствора, но не следует считать, что один только хи2
мический состав бурового раствора может всегда
обеспечивать достаточную стабильность скважины
при депрессии. Потенциальные выгоды от бурения с
депрессией могут быть заметными, но решение о
возможности применения данного метода бурения в
ПЕНА
конкретном районе бурения необходимо прини2
мать путем проб и ошибок.
ВОЗДУХ
Скорость проходки с очисткой забоя
И ГАЗ
воздухом и промывкой пенообразным
материалом
При бурении с очисткой забоя воздухом или про2
мывкой пенообразным материалом бурение практи2
чески всегда проводится с депрессией. Так, на глуби2
не 20000 футов колонна пресной воды должна ока2
ДАВЛЕНИЕ СТОЛБА БУРОВОГО РАСТВОРА,
зывать давление 8660 psi. Из Рис. 6 видно, что на той
PSI
5
же глубине воздух оказывает давление только 180 psi,
Рис. 8
а пена от 180 до примерно 1250 psi. С учетом высо2
кой концентрации шлама в колонне пенообразного
Сравнение бурения с промывкой пенооб2
материала оказываемое давление может быть еще бо2
разным материалом и бурения с промыв2
лее высоким. Тем не менее, поскольку в большинстве
кой буровым раствором
районов нормальные давления можно рассчитывать
на основе столба соленой воды (хотя и переменной
плотности, и не обязательно простирающегося до
поверхности), отсюда следует, что давление, оказы2
ваемое на забой скважины, заполненной воздухом
или пеной, будет ниже нормального. Поэтому следу2
ет ожидать, что бурение с использованием воздуха
или пены приведет, с одной стороны, к увеличению
скорости проходки и к тенденции нестабильности
1000 куб. футов/мин
5?12 галлонов/мин
скважины, с другой стороны.
1%?ный раствор пены
Лучшая скважина, пробуренная с
Нестабильность скважины при бурении с промыв2
промывкой буровым раствором
300 барр./ч
Буровой раствор низкой плотности на
кой пенообразным материалом можно ослабить с
пластовой
соленой воде
помощью химического состава бурового раствора.
воды
2200 куб. футов/мин
Было определено, что использование KCl вместе с
18 галлонов/мин
определенными полимерами в составе базовой сус2
1%?ный раствор пены
пензии и соответствующим пенообразующим сред2
Высокий объем
ством (SURFLO S236) эффективно предотвращает
пластовой воды
проблемы со стволом, вызванные наличием водочув2
160 футов заполняющего материала
ствительных глин.
Обрушение скважины
Обсадная колонна
Увеличение плотности бурового
11?3/4 дюйма
Скорость проходки при использовании воздуха и
Бурение с промывкой
раствора с использованием бурового
пенообразным
раствора на соленой воде плотностью
пены показана на Рис. 7 и 810. Обратите внимание,
материалом
8,6 фунта/галлон
Скважина 14?3/4 дюйма
что скорость проходки при промывке пенообраз2
Обсадная колонна
ным материалом была примерно равна скорости
11?3/4 дюйма
проходки при очистке забоя воздухом (Рис. 7), и что
обрушение скважины в конце концов потребовало
замены пены на жидкий буровой раствор (Рис. 8).
Рис. 7
Сравнение бурения с очисткой забоя воз2
духом и бурения с промывкой пенообраз2
ным материалом
Определение момента перехода на жидкость имеет
Расширение ствола
очень важное значение для предотвращения серьез2
ных осложнений со стволом при бурении с исполь2
При бурении с очисткой забоя воздухом с
зованием воздуха или пены.
расходом 400 куб. футов/мин очистить
скважину не удалось.
Долото № 1, 20 дюймов
256 футов за 42?1/4 часа
II — ВЯЗКОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА
Бурение с промывкой пенообразным материалом
Разжижение при сдвиге
Лучшая соседняя
700 куб. футов/мин, 12 галлонов/мин
скважина,
3/4%?ный раствор пены
Вязкость буровых растворов связана с содержани2
пробуренная с
40 об/мин, нагрузка на долото 60000 футов
очисткой забоя
ем твердой фазы, распределением размеров частиц
воздухом
твердой фазы, притяжением или отталкиванием ме2
жду твердыми частицами и вязкостью жидкости2ос2
По оценке, 200 барр./ч
нования. Характеристики фильтрации бурового рас2
пластовой воды
твора также зависят от распределения размеров час2
тиц. Проникновение зубьев долота в породу чаще
описывается показателями фильтрации и содержа2
Долото № 2 20 дюймов,
ния твердой фазы, чем показателями вязкости. Одна2
493 фута за 42?1/2 часа
ко наблюдаются корреляции между скоростью про2
ходки и вязкостью бурового раствора, которые опи2
Обсадная колонна
16 дюймов
сываются ниже.
Бурение с промывкой пенообразным
Роль, которую вязкость может играть в процессе
материалом
1400 куб. футов/мин, 20 галлонов/мин
образования бурового шлама долотом, обычно про2
1%?ный раствор пены
является в быстром вымывании вновь образованно2
Долото № 3 20 дюймов,
227 футов за 26?1/2 часа
го шлама во избежание напрасной траты энергии на
перемалывание11. Обоснованно можно предполо2
Обсадная колонна
16 дюймов
жить, что эффективность вымывания будет выше при
турбулентном потоке жидкого раствора, чем при ла2
минарном потоке густого раствора. Кроме того, мо2
жет происходить разрушение более мягких пород
6
потоком бурового раствора, подаваемым из сопел
породы на УБТ и даже на долото. На частицу шлама
долота. Логично предположить, что эффективность
действует положительная вертикальная сила ввиду
разрушения будет меняться в прямой зависимости от
скорости, вязкости и плотности бурового раствора,
скорости потока бурового раствора, и что наиболь2
а также отрицательная вертикальная сила гравита2
шая скорость при данной исходной мощности будет
ционного характера. Наиболее важными параметра2
обеспечиваться с использованием бурового раствора
ми при очистке скважины являются скорость в за2
наименьшей плотности.
трубном пространстве и гидравлические свойства
Оптимальные значения вязкости бурового рас2
бурового раствора. Плотность бурового раствора,
твора в различных частях циркуляционной системы
размеры частиц шлама, размер затрубного про2
показаны на Рис. 94,5. Наименьшая достижимая вяз2
странства и частота вращения также влияют на очи2
кость желательна для нагнетания через сопло долота,
стку скважины, но в меньшей степени.
а более высокая вязкость требуется для суспендирова2
ния барита, когда буровой раствор протекает через
амбары.
* Относительно скорости сдвига, с21:
Скорость бурового раствора, протекающего через
бурильную трубу или затрубное пространство, ми2
нимальна в пристенных зонах канала и максимальна
между ними, т. е.:
Скорость 1-Скорость 2
(а)
=
скорость сдвига, и
Радиус 1-Радиус 2
dv, ф т / с
dv
1
dv
1
=
,
=
,c
(b)
dr, ф т
dr
с
dr
НЬЮТОНОВСКАЯ ЖИДКОСТЬ — ВОДА
ЗАТРУБНОЕ
ОТСТОЙНЫЕ
СОПЛО
ПРОСТРАНСТВО
БУРИЛЬНАЯ
ДОЛОТА
РЕЗЕРВУАРЫ
(с) Скорость сдвига = темп изменения скорости от2
ТРУБА
носительно радиуса в обратных секундах.
СКОРОСТЬ СДВИГА
Снижение вязкости в зависимости от скорости
Рис. 10 — Разжижение при сдвиге различных буровых
сдвига называется разжижением при сдвиге и связа2
но с влиянием вязкости на скорость проходки. Из
растворов.
Рис. 102 следует, что в конкретную систему бурового
Скорость, с которой частица падает сквозь буро2
раствора можно вносить корректировки для повы2
вой раствор в затрубном пространстве, называется
шения разжижения при сдвиге. Предполагается, что
скоростью проскальзывания. Чтобы выбуренная час2
системы бурового раствора с низкой вязкостью у со2
тица достигла поверхности, скорость проскальзыва2
пел долота будут демонстрировать более высокую
ния должна быть меньше скорости в затрубном про2
скорость проходки, чем глиноводяная суспензия
странстве. Концентрация шлама во флюиде затруб2
или лигносульфонатный (диспергированный) буро2
ного пространства зависит от скорости проскальзы2
вой раствор.
Вязкость и очистка скважины
Очистка скважины может влиять на скорость про2
ходки тем, что высокая концентрация шлама в за2
W = 1000 фунтов N = 75 об/мин
трубном пространстве может вызывать налипание
Р = 500 psi
10,5 галлона/мин
d = 1/8 дюйма
Рис. 9
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ — ДЛЯ
Скорости сдвига, характерные для
ГИДРАВЛИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
систем бурового раствора
КАЖУЩАЯСЯ ВЯЗКОСТЬ ПО ФАННУ
Затрубное
пространство
Долото
Осаждение
частиц барита
Частота
вращения
вискозиметра
Фанна
ВЯЗКОСТЬ, СП, СС
Рис. 11 — Зависимость скорости проходки от
Скорость сдвига, с 1
кинематической вязкости и кажущейся вязкости по
Фанну.
7
вания и скорости проходки. Скорость проскальзыва2
отношение скорости бурового раствора в затрубном
ния можно оценить по следующим уравнениям:
пространстве к восходящей скорости шлама в про2
центах.
53,5(Wc- W)D2V
Vs для ламинарно о пото а
=
Очистка скважины асбестом
6,65YP(dhdp)+PVV
Поведение молотого асбеста при использовании
для очистки скважины описывается в Таблице I. Ско2
рость, с которой твердое тело падает через данную
D(Wc - W)
суспензию, служит прямым показателем скорости
Vs для т рб лентно о пото а =
W
проскальзывания. Обратите внимание, что нулевая
скорость проскальзывания получается вместе с асбе2
Где:
стом при низкой «вязкости», тогда как сравнительно
более высокие скорости проскальзывания получа2
Vs = скорость проскальзывания, фут/с
ются при использовании глин более высокой вязко2
Wc = плотность шлама, фунт/галлон
сти.
W = плотность бурового раствора, фунт/галлон
Это явно аномальное поведение, связанное с по2
V
= средняя скорость флюида в затрубном про2
мехами между частицами, используется для повыше2
странстве, фут/с
ния эффективности очистки скважины. Проблемы с
D = средний диаметр частиц шлама, дюймы
очисткой скважины при бурении с промывкой чис2
YP = предельное напряжение сдвига, фунт/100
той водой обычно можно устранить, добавив асбест
кв. футов
в концентрации 224 фунта/баррель к водной системе
dh = диаметр скважины (диаметр долота), дюй2
при небольшом, если оно вообще имеется, сниже2
мы
нии скорости проходки. Во многих случаях скважи2
dp = наружный диаметр трубы, дюймы
ну можно поддерживать достаточно чистой, время
PV = пластическая вязкость, сП
от времени закачивая порции (10230 барр.) бурового
раствора с высокой концентрации асбеста. При этом
Обратите внимание, что в уравнении для лами2
затрубное пространство очищается от шлама, части2
нарного потока на скорость проскальзывания (Vs)
цы которого являются слишком крупными, чтобы их
большое влияние оказывают диаметр частиц (D) и
можно было вынести на поверхность одним только
предельное напряжение сдвига (YP).
буровым раствором.
Наиболее важным компонентом вязкости, влияю2
щим на скорость проскальзывания шлама вместе с
Вязкость и гидравлические свойства бурового
буровым раствором в ламинарном потоке, является
раствора
предельное напряжение сдвига.
Гидравлические свойства бурового раствора влия2
Многие скважины полностью или частично бу2
ют на скорость проходки, поскольку буровой рас2
рят с промывкой забоя водой, имеющей нулевое
предельное напряжение сдвига. Частицы шлама раз2
личных форм и размеров, содержащиеся в восходя2
Описание
µр
YP
Первонач.
Гель
щем потоке воды, сталкиваются и тем самым меша2
гель
через 10 мин.
Густой буровой раствор
16
37
13
29
ют беспрепятственному осаждению отдельных час2
Промежут. буровой раствор14
21
13
22
тиц. Было показано, что скорость в затрубном про2
Жидкий буровой раствор
8
8
2
3
ГУСТОЙ
Вода
1
0
0
0
странстве 120 футов/мин обеспечивает достаточ2
БУРОВОЙ
ную очистку скважины водой в турбулентном пото2
РАСТВОР
ке13. Замечено, что увеличение предельного напря2
ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ
БУРОВОЙ РАСТВОР
жения сдвига часто повышает способность очищать
скважину для конкретного бурового раствора. Это
повышение, возможно, вызывается изменением ре2
ЖИДКИЙ БУРОВОЙ
жима потока в затрубном пространстве с турбулент2
РАСТВОР
ного на ламинарный. Считается, что это изменение
ВОДА
может улучшать перенос шлама, поскольку шлам
стремится выбрасываться в более скоростную часть
ламинарного потока посредством вращения буриль2
ной трубы.
Скважина диаметром выше номинального может
стать серьезным источником ошибок в расчетах
СКОРОСТЬ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ, ФУТ/МИН
очистки скважины. Например, скорость нагнетания,
Рис. 12 — Удаление шлама на высоких скоростях в
которая обеспечивает скорость в затрубном про2
странстве около 120 футов/мин в скважине диамет2
затрубном пространстве (шлам с частицами среднего
ром 10 дюймов, содержащей бурильную трубу диа2
размера, отсутствие вращения, затрубное
метром 5 дюймов, обеспечит скорость в затрубном
пространство 12×3W1/2 дюйма, буровой раствор
пространстве при использовании бурильной трубы
12 фунтов/галлон).
5 дюймов только 60 футов/мин, если увеличить диа2
твор является одной из сред, через которую проис2
метр скважины до 1321/4 дюйма. Очистка скважины
ходит передача энергии с поверхности на долото.
редко создает проблему в скважине диаметром весь2
Другой средой являются механические средства по2
ма близким к номинальному. Дополнительные сведе2
дачи нагрузки на долото и его вращения. Эффектив2
ния о влиянии реологии на очистку скважины при2
ная передача энергии от буровых насосов на долото
водятся на Рис. 1214. Отношение переноса шлама, по2
является задачей оптимизации гидравлического ре2
казанное по вертикальной оси, представляет собой
жима. Вязкость бурового раствора в его различных
8
Таблица I
Перенос шлама асбестом
Гели
PV/YP
Время падения*, с
FLOSAL®, 8 фунтов/барр. (асбест)
16/13
12/13
Суспендированный
Бентонит, 20 фунтов/барр.
12/25
8/12
1
Аттапульгит, 20 фунтов/барр.
36/47
8/57
15
* Металлический шарик плотн. 7,2 на расстояние 25 см Drig. Spec., 1964
компонентах является основным параметром в лю2
редачи энергии на долото. Из вышеприведенных
бом уравнении оптимизации бурения.
уравнений очевидно, что падения давления в трубах
Гидравлические свойства бурового раствора явля2
и затрубных пространствах меняются в непосредст2
ются особой областью исследования и выходят за
венной зависимости от пластической вязкости и
рамки настоящего обсуждения. Оно ограничено
предельного напряжения сдвига бурового раствора.
описанием того, как на скорость проходки может
В большинстве районов активного бурения имеются
влиять вязкость бурового раствора через гидравли2
легко доступные компьютерные программы и услу2
ческие свойства.
ги по выбору размеров сопел для конкретной буро2
Гидравлический режим циркуляционной системы
вой операции.
можно описать следующим образом:
Поэтому идеальный буровой раствор должен вес2
ти себя как вода в бурильной колонне и как глина
ДАВЛЕНИЕ (избыточное в вертикальной трубе) =
снаружи. Раствор такого типа графически показан
Pdp + Pdc + Pb + Pdca + Psc
на Рис. 9. Он называется буровым раствором, разжи2
жающимся при сдвиге, и означает раствор, вязкость
Где:
которого меняется обратно пропорционально сте2
Pdp = падение давления в бурильной трубе,
пени его сдвига. Большинство буровых растворов в
Pdc
= падение давления в УБТ,
некоторой степени разжижается при сдвиге. Наи2
Pb
= падение давления на долоте,
больших усовершенствований разжижения при
Pdca = падение давления в затрубном пространст2
сдвиге буровых растворов можно достичь следую2
ве УБТ,
щими способами:
Pdpa = падение давления в затрубном пространст2
1. Сведение к минимуму содержания твердой фазы
ве бурильной трубы,
при конкретной плотности бурового раствора в
Psc
= падение давления в поверхностной системе.
основном посредством механического оборудо2
вания для удаления нежелательной пластовой
Нижеприведенные уравнения иллюстрируют по2
твердой фазы.
рядок определения различных падений давления:
2. Сведение к минимуму концентрации сверхтон2
кой твердой фазы посредством ингибирующих
солей и полимеров.
2
fLWV
3. Предпочтительное применение загустителей вы2
P
dp
, psi (т рб лентный пото )=
, и
25,8d
сокой распускаемости, например, полимеров
вместо глин (см. Рис. 8).
P
dpa
, psi (ламинарный пото )=
В целом можно утверждать, что скорость проход2
ки в зависимости от вязкости является максималь2
PVLV
YPL
+
ной, если поддерживать на минимально достижи2
2
1000(dh - dp)
200
(dhdp)
мом на практике уровне компоненты вязкости буро2
вого раствора.
Где:
f
=
коэффициент трения, безразмерный,
L
=
длина трубы (или затрубного простран2
III — ФИЛЬТРАЦИЯ БУРОВОГО
ства), футы,
РАСТВОРА
W = плотность раствора, фунт/галлон,
V =
средняя скорость раствора, фут/с,
Давление, позволяющее удерживать частицы
d
=
внутренний диаметр трубы, дюймы,
шлама во взвешенном состоянии
dh2dp = диаметр скважины минус диаметр трубы,
В районах, где осуществимо бурение с промыв2
дюймы,
кой водой, на протяжении десятилетий отмечалось,
PV =
пластическая вязкость, сП,
что скорость проходки заметно снижается при за2
YP =
предельное напряжение сдвига, фунт/
грязнении промывочной воды. Флокулянты бурово2
100 кв. футов.
го раствора (BARAFLOC) в основном стали вне2
Лучшая скорость проходки достигается при све2
дряться с целью очистки грязной воды. Был сделан
дении к минимуму падения давления в трубах и за2
вывод о том, что снижение скорости проходки в
трубных пространствах, с тем чтобы передавать на
значительной степени вызывается фильтрацией. По2
долото максимальную энергию. Вязкость бурового
сле глинизации по завершении бурения с промыв2
раствора и размеры долота2сопел являются основ2
кой водой скорость проходки обычно резко снижа2
ными параметрами в обеспечении максимальной пе2
лась. В ходе дальнейшего изучения был субъективно
9
описан механизм, посредством которого фильтра2
бумагу. Созданы различные устройства для измере2
ция замедляла бурение, и его стали называть эффек2
ния динамической фильтрации в лаборатории. В ка2
том удерживания частиц шлама во взвешенном со2
честве фильтрующей среды используются фильтро2
стоянии. В количественном плане снижение скоро2
вальная бумага и проницаемые породы. Испытания
сти проходки было связано с давлением, позволяю2
такого рода не проводятся в регулярном порядке. На
щим удерживать частицы шлама во взвешенном со2
лабораторных буровых станках измеряется фильтра2
стоянии (CHDP)15,16.
ция через буримые породы17,18,19.
При подъеме частицы шлама после того, как до2
Предполагается, что испытания для исследования
лото проделает вокруг нее трещину, под частицей
фильтрационных свойств, которые наиболее досто2
создается разрежение, в случае если не поступит дос2
верно воспроизводят забойные условия, будут источ2
таточное количество жидкости для заполнения от2
ником самой надежной информации о корреляции
крывающейся трещины. Жидкость для заполнения
между скоростью фильтрации и скоростью проход2
трещины может поступить из следующих источни2
ки. При измерении фильтрации на лабораторном
ков, причем как по отдельности, так и вместе:
буровом станке условия в стволе скважины модели2
1. Затекание в трещину бурового раствора.
руются гораздо точнее, чем посредством других
Можно ожидать, что этот источник будет встре2
описанных методов. Фильтрация осуществляется че2
чать значительное сопротивление, так как перво2
рез породы в процессе бурения в условиях темпера2
начальная ширина трещины равна нулю.
туры и давления, существующих на некоторой глуби2
2. Протекание фильтрата через поры частицы шла2
не. Также предполагается, что испытание при низкой
ма.
температуре по API (оценка фильтрации в течение
Легкость заполнения трещины из этого источни2
30 минут) позволит получить наименее применимые
ка будет зависеть от проницаемости породы, раз2
данные измерений, так как фильтрация производит2
ницы между давлением столба бурового раствора
ся через бумагу при комнатной температуре, когда
и поровым давлением, а также коркообразующих
буровой раствор не работает.
(закупоривающих) свойств бурового раствора.
3. Протекание поровой жидкости через поры поро2
Соотношение между фильтрацией по API и
ды.
скоростью проходки
Скорее всего это будет наиболее вероятным ис2
Корреляция между фильтрацией и скоростью
точником жидкости для заполнения трещины
проходки является неточной, что показано на Рис.
при бурении довольно проницаемой породы эф2
131. Эти данные были получены в начале 19502х гг., и
фективно коркообразующим (закупоривающим)
в то время подозревалось, что поскольку вязкость
буровым раствором.
меняется обратно пропорционально скорости
фильтрации, предшествующий фактор также влияет
Из предыдущего текста очевидно, что степень, в
на скорость проходки.
которой на скорость проходки влияет фильтрация
Соотношение между фильтрацией и скоростью
бурового раствора, зависит от:
проходки в глине было определено в конце 19502х
(а) проницаемости пород и
гг., и результаты показаны на Рис. 1420. Керны глины,
(b)разницы между давлением бурового раствора
использовавшиеся в ходе этого пробного бурения,
и поровым давлением.
были получены из скважин на побережье Мексикан2
Под непроницаемым шламом будет иметь место
ского залива с глубин от 7900 до 8400 футов (Викс2
репрессия (давление колонны бурового раствора
берг, Миоцен и Уилкокс). Обратите внимание, что
выше порового давления) с полным разрежением, а
скорость проходки в этих глинистых породах пони2
под относительно проницаемым шламом — частич2
зилась примерно на 20 процентов по мере того, как
ное разрежение. При депрессии любой степени пер2
фильтрация по API бурового раствора уменьшилась
воначальная трещина вокруг частицы шлама должна
примерно с 15 до менее чем 5. Причины изменения
заполняться мгновенно в проницаемой породе и ме2
скорости проходки в почти непроницаемой породе
нее быстро в относительно непроницаемой породе.
одновременно с изменением скорости фильтрации
Следует ожидать, что скорость проходки будет ме2
по API не определены. Предположение в отношении
няться в непосредственной зависимости от скорости
того, что при повышенной фильтрации могло про2
заполнения трещины жидкостью.
изойти значительное проникновение воды в трещи2
Влияние скорости фильтрации на скорость
проходки
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ, %
Измерения для определения скорости, с которой
фильтрат из бурового раствора может затекать в
пласт, производятся следующими способами:
1. Статические испытания:
(а) Исследования фильтрационных свойств при
ВЯЗКОСТЬ, СП
STORMER
низкой температуре по API,
(b)Исследования фильтрационных свойств при
высокой температуре по API.
2. Динамические испытания:
(а) С использованием специальной лабораторной
фильтрационной установки,
(b)С использованием лабораторных буровых
станков.
СКОРОСТЬ ФИЛЬТРАЦИИ ПО API, КУБ. СМ ЗА 30 МИН.
Рис. 13 — Лабораторные данные, демонстрирующие
В ходе обоих видов статических испытаний изме2
влияние скорости фильтрации на скорость проходки.
ряется скорость фильтрации через фильтровальную
10
СТРУИ
ПЕСЧАНИК БЕРЕА — ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ
ПЕСЧАНИК БЕРЕА — ВЕРТИКАЛЬНЫЙ
ПЕСЧАНИК БАНДЕРА — ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ
ВНЕШНИЙ ВОДНЫЙ ПОТОК
ПЕСЧАНИК БАНДЕРА — ВЕРТИКАЛЬНЫЙ
ИЗВЕСТНЯК ЛЮДЕРС
ОГРАНИЧИВАЮЩЕЕ ДАВЛЕНИЕ:
СРЕДНЕЕ ИЗ 3000 И 5000 PSI
ФИЛЬТРАЦИЯ (КУБ. СМ)
Рис. 14 — Влияние фильтрации на скорость проходки.
Долото 1W1/4 дюйма
Нагрузка на долото 750 фунтов, 50 об/мин
Глины Уилкокс
Буровой раствор на основе известняка
Каждая точка представляет собой среднее значение
для 24 испытаний
ну вокруг вновь отделившейся частицы шлама (и
уменьшило давление для поддержания шлама во
Q, ФИЛЬТРАЦИЯ ПО API, мл/30 мин
взвешенном состоянии), трудно подтвердить или
опровергнуть.
Рис. 15 — Зависимость скорости проходки от
Скорость проходки в известняке и песчанике,
фильтрации по API; забойное давление 1000 psi изб.
скоррелированная с фильтрацией по API, показана
на Рис. 1519. Скорость проходки определялась в лабо2
Если вернуться к обсуждению взвешивания шлама,
ратории при репрессии 1000 psi. Символ Ка обозна2
то, когда частица шлама взвешивается после того как
чает проницаемость пород. Для каждой из испытан2
долото проделает вокруг нее трещину, под частицей
ных пород скорость проходки понизилась более
образуется разрежение, в случае невозможности по2
чем на 30 процентов при уменьшении фильтрации
дачи достаточного количества жидкости для запол2
по API с 50 мл примерно до 10 мл.
нения образующейся трещины. Логично предполо2
Из вышеприведенных примеров можно сделать
жить, что «более жидкий фильтрат» и «лучше смачи2
вывод, что скорость проходки в целом можно значи2
вающий фильтрат» должен быстрее заполнять тре2
тельно повысить, увеличив фильтрацию по API. Это2
щину независимо от того, поступает ли он через
го не подразумевалось. Снова следует обратить вни2
поры породы или непосредственно в саму трещину.
мание на разброс точек данных на Рис. 13 в качестве
Соотношение между скоростью проходки и вяз2
свидетельства того, что при коррелировании скоро2
костью углеводорода, используемого для приготов2
сти проходки с фильтрацией по API следует ожидать
ления бурового раствора на углеводородной основе,
поведения, варьирующего в широких пределах. Тем
показано на Рис. 16 и 1721. Проще говоря, чем более
не менее, можно утверждать, что хотя скорость про2
жидким является углеводород, тем выше скорость
ходки может не возрасти при увеличении фильтра2
проходки. Хотя режим вынужденного разрушения
ции, она определенно не понизится.
поверхности породы может быть различным при
использовании шарошечных долот и алмазных до2
Характеристики фильтрата и скорость
лот, скорость проходки долотами обоих типов оди2
проходки
наково реагировала на изменение вязкости углево2
Фильтратами буровых растворов, используемых в на2
дорода, используемого в составе бурового раствора.
стоящее время, являются вода или жидкий углеводо2
Влияние на скорость проходки промывки водой
род. Фильтраты бурового раствора на водной основе
с добавками детергентов показано на Рис. 1822. Меха2
могут быть пресными, или они могут содержать раз2
низм, посредством которого детергенты могут по2
личные концентрации разных веществ в растворе.
вышать скорости проходки при бурении с промыв2
Углеводородные фильтраты обычно представляют
кой водой, вызывает некоторые споры. Улучшение
собой дизельное топливо или сырую нефть. Однако
проходки по сравнению с наблюдаемой при буре2
могут использоваться более или менее тяжелые неф2
нии с промывкой чистой водой трудно обосновать в
тепродукты, а качество сырой нефти может варьиро2
ходе лабораторного бурения. Для объяснения влия2
вать в широких пределах. В целом, фильтраты буро2
ния детергентов на повышение скорости проходки
вого раствора на водной основе можно характери2
предлагалось снижение поверхностного натяжения,
зовать по их вязкости.
11
уменьшение налипания на долото и улучшение очи2
стки пространства под долотом. Буровые детергенты
действительно уменьшают поверхностное натяжение
и улучшают смачивающие характеристики воды, и
они действительно становятся частью фильтрата при
введении в промывочную воду. Независимо от меха2
низмов их влияния обработка промывочной воды
детергентами для повышения скорости проходки
широко применяется на нефтепромыслах.
IV — СОДЕРЖАНИЕ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ
Содержание твердой фазы и плотность
Из измеряемых свойств бурового раствора, которые
относятся к скорости проходки, первостепенное
значение имеют плотность (или перепад давления) и
содержание твердой фазы. Существует значительная
УСЛОВИЯ ИСПЫТАНИЙ
ИЗВЕСТНЯК ЛЮДЕРС
Месторождение
ШАРОШЕЧНОЕ ДОЛОТО МАЛОГО
РайтHмаунтин, округ
ДИАМЕТРА С ФРЕЗЕРОВАННЫМИ
60 ОБ/МИН
ЗУБЬЯМИ 1?1/4 ДЮЙМА
Смит, шт. Техас
180 ОБ/МИН
НАГРУЗКА НА ДОЛОТО 1000 ФУНТОВ
ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ В ФИЛЬТРАТЕ
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ 1000 PSI
Рис. 18
ВЯЗКОСТЬ ФИЛЬТРАТА, САНТИПУАЗ
Рис. 16— Зависимость скорости проходки
шарошечным долотом с фрезерованными зубьями от
вязкости фильтрата.
УСЛОВИЯ ИСПЫТАНИЙ
ИЗВЕСТНЯК ЛЮДЕРС
АЛМАЗНОЕ ДОЛОТО МАЛОГО
ДИАМЕТРА 1?1/4 ДЮЙМА
НАГРУЗКА НА ДОЛОТО 1000 ФУНТОВ
ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ 1000 PSI
Sun - Smith № 5
(буровой раствор)
Sun - Bell № 1
(вода)
Delta - Jackson № 1
(детергент - углеводородная
эмульсия)
60 ОБ/МИН
180 ОБ/МИН
ТВЕРДЫЕ ЧАСТИЦЫ В ФИЛЬТРАТЕ
ВЯЗКОСТЬ ФИЛЬТРАТА, САНТИПУАЗ
Рис. 17 — Зависимость скорости проходки алмазным
долотом от вязкости фильтрата.
Время, сутки
12
взаимозависимость между содержанием твердой
была пробурена примерно за 250 часов вращения
фазы и прочими свойствами бурового раствора, ко2
долота на забое. При использовании бурового рас2
торые влияют на скорость проходки. Содержание
твора той же плотности, приготовленного из твер2
твердой фазы в буровом растворе влияет на плот2
дой фазы плотностью от 2,4 до 2,7, для бурения сква2
ность, вязкость и фильтрацию. На вязкость и фильт2
жины одинаковой глубины потребовалось от 400 до
рацию также влияет распределение размеров частиц
500 часов вращения долота на забое.
твердой фазы бурового раствора.
За последние 20 лет много усилий было затраче2
Важность содержания твердой фазы для буровой
но на улучшение контроля содержания твердой
операции в целом отражена на Рис. 1923. На этом гра2
фазы в буровом растворе. По2прежнему активно
фике представлены статистически усредненные дан2
продолжается совершенствование инструментов и
ные, и он содержит информацию о влиянии твердой
методов контроля содержания твердой фазы. Подхо2
фазы бурового раствора на характеристики бурения.
ды к проблеме можно разделить на химические и
Обратите особое внимание на большие преимущест2
механические.
ва, получаемые посредством небольших постепен2
ных уменьшений содержания твердой фазы в облас2
Контроль содержания твердой фазы путем
ти, где объемный процент приближается к нулю.
регулирования химического состава бурового
Соотношение между содержанием твердой фазы
раствора
и скоростью проходки известно и оценивается в те2
Удаление бурового шлама из бурового раствора
чение многих лет, причем не только для неутяжелен2
включает следующие параметры:
ных буровых растворов, как можно предположить
1. Объем бурового шлама,
из Рис. 19, но и для буровых растворов, утяжеленных
2. Средние размеры и форма шлама после подъе2
баритом, в которых твердая фаза является необходи2
ма на поверхность,
мой частью системы бурового раствора. Последний
3. Характеристики суспендирования бурового
момент проиллюстрирован на Рис. 2024, где приведе2
раствора в наземной системе,
на корреляция продолжительности бурения со сред2
ней относительной плотностью твердой фазы буро2
вого раствора. Эти данные были собраны в долине
ДИАГРАММА А
Рио2Гранде в Техасе в начале 19502х гг. При плотно2
Рис. 20
ГРАФИК: общая продолжительность бурения в
сти 2,4 вся твердая фаза бурового раствора должна
зависимости от глубины* 9 7/8 дюйма
Средняя
быть буровым шламом. При плотности около 4,35
Плотность бурового
плотность
вся твердая фаза должна быть баритом. При плотно2
раствора
твердой фазы
сти твердой фазы 3,0 бурового раствора плотностью
11,5 фунта/галлон скважина глубиной 9000 футов
Рис. 19
Время (часы вращения долота на забое)
4. Время циркуляции между выкидной линией и
ЧИСЛО ДОЛОТ
всасывающей линией.
Все четыре перечисленных фактора в определен2
ной степени поддаются контролю; первые три кон2
тролируются путем регулирования химического со2
става бурового раствора. Объем выбуренной твер2
дой фазы является минимальным, когда диаметр
скважины равен номинальному (диаметру долота).
Химический состав бурового раствора, применяе2
мого при бурении скважины номинального диамет2
ФУТ/ДОЛОТО
ра, — вопрос непростой, и он рассматривается в от2
дельном разделе «НЕСТАБИЛЬНОСТЬ СТВОЛА СКВА!
ЖИНЫ». Размеры шлама по поступлении на поверх2
ность зависят от ингибирующих свойств бурового
раствора (которые также связаны с нестабильно2
стью ствола скважины). Характеристики взвешива2
ния в значительной степени зависят от компонентов
вязкости бурового раствора. Если скважина имеет
номинальный диаметр, то очистка скважины и удале2
СОДЕРЖАНИЕ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ, % ОБ.
ние твердой фазы на поверхности могут быть произ2
13
ведены с помощью бурового раствора минимальной
эмульгированных неионным ПАВ2эмульгатором
вязкости.
(TRIMULSO).
В целом можно сказать, что скорость осаждения
Вода без твердой фазы вероятнее всего будет воз2
меняется в зависимости от изменения диаметра час2
никать, если на поверхность будет поступать более
тиц. Поскольку удаление шлама (под действием
крупный шлам, так как осаждение между выкидной
силы тяжести или посредством механического обо2
линией и всасом осуществляется быстрее и более
рудования) в значительной степени зависит от раз2
полно. Скорость проходки при бурении с промыв2
меров частиц, основное значение для эффективного
кой по существу не содержащими твердой фазы
контроля содержания твердой фазы имеет обеспече2
эмульсиями углеводородов в воде по сравнению со
ние максимального размера частиц бурового шлама.
скоростью проходки с промывкой буровым раство2
Самый крупный шлам доставляется на поверхность
ром, содержащим глины и разжижители, показана
при бурении с промывкой буровыми растворами на
углеводородной основе. Различные полимеры и
соли увеличивают размер шлама буровых растворов
ПРОБУРЕНО С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОПОЛИМЕРА
на водной основе. Диспергированные буровые рас2
АКРИЛАМИДА И КАРБОНОВОЙ КИСЛОТЫ
творы на основе пресной воды обеспечивают распад
СОСЕДНИЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННЫЕ С ПРОМЫВКОЙ
наибольшей части шлама и выносят на поверхность
БУРОВЫМ РАСТВОРОМ
ПРИМЕЧАНИЕ: ТОЧКИ НА КРИВЫХ СООТВЕТСТВУЮТ
мельчайший шлам.
КОЛИЧЕСТВУ ДОЛОТ.
Контроль содержания твердой фазы при
бурении с промывкой чистой водой
Обработка с целью очистки промывочной воды
производится либо флокулянтами (BARAFLOC),
либо эмульсиями углеводородов в чистой воде с ис2
пользованием анионного эмульгатора (TRIMULSO).
Для обеспечения эффективности обоих видов обра2
ботки необходима наземная система, обеспечиваю2
щая достаточное время для осаждения.
Эффективность различных флокулянтов при
очистке воды показана в Таблице II25, а преимущест2
ва в отношении скорости проходки, которые могут
быть достигнуты, отражены на Рис. 2125.
При обработке воды флокулянтами важное зна2
чение имеет значительная площадь осаждения или
частое удаление осадка. Осадок аккумулирует замет2
ное количество воды и поэтому занимает значитель2
ный объем.
Увеличение размеров бурового шлама путем ре2
гулирования химического состава бурового раство2
ВРЕМЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА НА ЗАБОЕ, Ч
ра отражено на Рис. 22 и 2326. Сохранение шлама в
процессе подъема вверх по затрубному пространст2
Рис. 21 — Влияние обработки сополимером
ву в данном случае осуществлялось посредством не2
акриламида и карбоновой кислоты на скорости
большого количества углеводородов, свободно
проходки в округе Мидленд, шт. Техас.
Таблица II
Влияние флокулянтов в смоделированной циркуляционной системе
Оптимальная
Время получения
Буровой
концентрация
чистой воды на
раствор Флокулянт
флокулянта
всасе насоса, мин
Вода
Сополимер акриламида
и карбоновой кислоты
0,0175 фунта/барр.
0,5
Рассол
Сополимер акриламида
и карбоновой кислоты
0,0175 фунта/барр.
0,5
Вода
Этоксилированные нонилфенолы
4 галлона/барр. дизтоплива
8,0
+ дизельное топливо
10%
Рассол
Этоксилированные нонилфенолы
4 галлона/барр. дизтоплива
6,5
+ дизельное топливо
10%
Вода
Природная смола
0,35 фунта/барр.
7,5
Рассол
Природная смола
0,35 фунта/барр.
7,0
Вода
Отсутствует
Чистой воды получено не было
Рассол
Отсутствует
4800,0
14
на Рис. 2427. Увеличение срока службы долота в значи2
СРАВНЕНИЕ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ В
тельной степени обусловлено смазывающими и ос2
ОКРУГЕ ЭНДРЮС, ШТ. ТЕХАС
лабляющими коррозию свойствами сочетания угле2
СКВАЖИНА
№ 1
№ 2
№ 3
№ 4
водорода и анионного ПАВ2эмульгатора.
ИНТЕРВАЛ
4900
4900
4900
4900
8547
8516
8516
8550
Химический контроль содержания твердой
ВРЕМЯ РЕЙСОВ И
ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА
фазы в буровом растворе низкой плотности
НА ЗАБОЕ, ЧАС.
596
448
381
375
Двумя наиболее важными химикатами для обслу2
КОЛ?ВО ИСПОЛЬЗО?
ВАННЫХ ДОЛОТ
36
23
23
19
живания буровых растворов с низким содержанием
твердой фазы являются полимеры и соли. В целом,
ЗАТРАТЫ НА ФУТ
9,06
7,61
6,25
6,17
химикаты для обработки бурового раствора, кото2
НАГРУЗКА НА
ДОЛОТО
30?45
35?70
40?70
40?70
рые повышают стабильность глин, также способству2
БУРОВАЯ
ВОДА
ВОДО? ВОДО? ВОДО?
ют увеличению размеров шлама при выносе на по2
ЖИДКОСТЬ
6300
УГЛЕВО? УГЛЕВО? УГЛЕВО?
верхность. Обсуждение этой технологии приводится
БУРОВОЙ ДОРОДН. ДОРОДН. ДОРОДН.
РАСТВОР ЭМУЛЬС. ЭМУЛЬС. ЭМУЛЬС.
в разделе по технологиям буровых растворов руко2
9547
водства «НЕСТАБИЛЬНОСТЬ СТВОЛА СКВАЖИНЫ».
Назначение полимеров, чаще всего используемых
Рис. 24
в буровых растворах с низким содержанием твердой
фазы, можно кратко описать следующим образом.
Ч
Для обеспечения максимальных размеров шлама и
поддержания низкой вязкости с целью облегчения
контроля фильтрата наряду с хорошим сохранением
удаления твердой фазы лучшим является DEXTRID.
шлама лучше всего подходят CELEX и DRISPAC.
Для обеспечения максимальной вязкости в затруб2
Наиболее широко используемыми солями для со2
ном пространстве и минимальной вязкости на доло2
действия контролю содержания твердой фазы явля2
те наряду с хорошим сохранением шлама лучшим
ются хлорид калия (KCl) и хлорид натрия (NaCl). Для
является ХС2полимер. Для обеспечения наилучшего
обеспечения максимального размера шлама при
наименьшей плотности лучшим является KCl. NaCl
обеспечивает хорошее сохранение шлама наряду с
некоторым увеличением плотности бурового рас2
твора при минимуме затрат. При необходимости
можно также использовать соли кальция и аммония.
Преимущество в скорости проходки, получаемое
путем использования солеполимерных буровых рас2
творов, показано на Рис. 25. При плотности 10 фун2
тов/галлон в буровом растворе на основе рассола и
DEXTRID должно иметься близкое к нулю содержа2
ние твердой фазы. При той же плотности содержа2
ние твердой фазы в буровом растворе на основе
пресной воды с добавлением бентонита (BEN2EXТ)
составило от 8 до 9% об. Обратите внимание, что
скорость проходки с промывкой буровым раство2
ром на основе рассола и DEXTRID оказалась на 30%
выше, чем при бурении с промывкой буровым рас2
твором на основе пресной воды почти одинаковой
Рис. 22 — Типовые образцы шлама, взятые на
плотности.
различных указанных глубинах. В качестве бурового
Различные полимеры2флокулянты глин
раствора использовалась вода.
(BARAFLOC, X2TEND, BEN2EX) можно использовать
по отдельности или вместе для содействия контро2
лю содержания твердой фазы и тем самым повыше2
ния скорости проходки. Система бурового раствора
была построена на основе флокулянтов глин, при2
чем полимеры произвольно разделяются на ком2
плексные флокулянты, селективные флокулянты2
модификаторы глин и селективные флокулянты, не
модифицирующие глин23,28. Флокулянты2модифика2
торы глин повышают загущающую способность бен2
тонитовых глин, а селективные флокулянты более
эффективны в отношении бурового шлама, чем в от2
ношении глин, специально введенных в буровой
раствор.
Химический контроль содержания твердой
фазы в буровых растворах высокой плотности
Контроль содержания твердой фазы в высокоутя2
Рис. 23 — Образцы, взятые на указанных глубинах и
желенных буровых растворах на водной основе в
вынесенные эмульсией с низким поверхностным
основном производится механическими средствами
натяжением углеводорода в воде, которая
(тонкими виброситами и центрифугами). Имеются
использовалась в качестве бурового раствора.
15
утяжеленные системы бурового раствора, которые не
Рис. 26
допускают применения химических разжижителей
Кажущаяся вязкость, сП
(диспергаторов). В одной такой системе в качестве
разжижителя используется в высокой концентрации
полимер (BEN2EX). Результаты применения в буро2
вом растворе на основе пресной воды показаны на
(3)4% бентонита + барит:
Рис. 26. В качестве примеров районов, где применим
500 фунтов/барр.
этот недиспергирующий утяжеленный буровой рас2
твор с низким содержанием твердой фазы, можно
привести бассейны Анадарко, Делавэр и Уинта. Гли2
ны этих районов имеют больший геологический
возраст и, как правило, обладают меньшей растворо2
(2)4% бентонита +
образующей способностью по сравнению с боль2
барит: 200
фунтов/барр.
(1) 4% бентонита
БУРОВОЙ РАСТВОР НА ОСНОВЕ СОЛЕНОЙ
ВОДЫ ОБЕСПЕЧИВАЕТ БОЛЕЕ ВЫСОКУЮ
СКОРОСТЬ ПРОХОДКИ, ЧЕМ БУРОВОЙ
РАСТВОР НА ОСНОВЕ ПРЕСНОЙ ВОДЫ
Полимер, фунт/барр.
ОКРУГ ЛИ, ШТ. НЬЮ МЕКСИКО
раствором, который специально предназначен для
химического контроля содержания твердой фазы в
тех случаях, когда требуется высокая плотность бу2
рового раствора (см. «НЕСТАБИЛЬНОСТЬ СТВОЛА
СКВАЖИНЫ»). Известковые и гипсовые буровые рас2
творы также обладают меньшей дисперсионной
способностью, чем диспергирующие буровые рас2
творы на основе пресной воды, но в настоящее вре2
мя широко не используются.
ВРЕМЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА НА ЗАБОЕ, СОТЕН ЧАСОВ
Механический контроль содержания твердой
БУРОВОЙ РАСТВ. БУРОВОЙ РАСТВ.
фазы
НА ОСНОВЕ
НА ОСНОВЕ
Тонкое вибросито, центрифуга и илоотделитель
СОЛЕНОЙ ВОДЫ ПРЕСНОЙ ВОДЫ
являются важным оборудованием для контроля со2
СРЕДН. СКОРОСТЬ
держания твердой фазы в буровом растворе. Кон2
ПРОХОДКИ (on mud),
троль содержания твердой фазы посредством виб2
фут/час
7,8
3,3
росит и илоотделителей иногда называют ПЕРВИЧ!
СРЕДН. СКОРОСТЬ
ПРОХОДКИ (on mud),
НЫМ удалением твердой фазы, поскольку оба таких
фут/долото
400
260
устройства обычно перерабатывают большинство
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ сект. 4 — 22S 32E сект. 20 — 20S
шлама в выкидной линии и тем самым удаляют шлам
33E
после первого подъема по затрубному пространству.
ДАТА ЗАКАНЧИВАНИЯ
1973
1973
Декантирующую центрифугу можно назвать КОР!
РЕКТИРУЮЩИМ средством контроля содержания
твердой фазы, так как твердую фазу, которая входит
Рис. 25 — Скорости проходки при использовании
в систему бурового раствора, все еще можно удалить
солеполимерного бурового раствора.
центрифугой31. Механическое удаление шлама само
по себе является предметом обсуждения. Целью это2
шинством прибрежных глин. При бурении с про2
го обсуждения является иллюстрация того, как повы2
мывкой буровым раствором такого типа мягких рас2
сить скорость проходки посредством механическо2
творообразующих глин возникает проблема кон2
го контроля содержания твердой фазы.
троля гидравлических свойств.
Эффективность утяжеленных недиспергирующих
Тонкие вибросита
буровых растворов по сравнению с утяжеленными
Преимущество от использования возможного
диспергирующими буровыми растворами очевидна
тончайшего вибросита заключается в том, что при
из данных, представленных в Таблице III30. При буре2
этом как можно раньше (т. е., когда средний размер
нии указанных скважин с промывкой недисперги2
частиц шлама является максимальным) удаляется как
рующим буровым раствором потребовалось лишь
можно больше вновь образовавшегося шлама. Кроме
79% времени вращения долота на забое, 70% суток
того, при прохождении бурового раствора через
бурения и 46% количества долот по сравнению с бу2
вибросито не происходит потери ценных раство2
рением скважин при использовании утяжеленных
ренных химикатов, и теряются лишь небольшие ко2
диспергирующих буровых растворов.
личества желательных коллоидальных материалов. С
Солеполимерные сочетания, которые так успеш2
другой стороны, вибросито не удаляет исключитель2
но применяются в неутяжеленных буровых раство2
но тонкий шлам, который во многом способствует
рах, в настоящее время начинают применяться в утя2
снижению скорости проходки.
желенных буровых растворах. Система K2PLUS яв2
ляется относительно недиспергирующим буровым
16
Таблица III
Сравнение скважин
СКВАЖ. № 1
СКВАЖ. № 2
СКВАЖ. № 3
СКВАЖ. № 4
ТИП СИСТЕМЫ БУРОВОГО
НЕДИСПЕРГИW
НЕДИСПЕРГИW
ДИСПЕРГИW
ДИСПЕРГИW
РАСТВОРА
РУЮЩИЙ
РУЮЩИЙ
РУЮЩИЙ
РУЮЩИЙ
Диапазон плотности бурового
раствора (фунт/галлон)
9,9W16,3
11,0W16,7
10,1W15,9
10,4W15,8
КолWво долот
23
15
44
38
Средн. скорость проходки, фут/ч
4,2
4,0
3,2
3,3
Чистое колWво суток
59,7
56,6
91,4
92,1
Затраты на бурение/фут (долл.)
53,0655,08
81,17
72,37
Затраты на буровой раствор/фут
(долл.)
15,29
26,34*
15,03
19,96
ОБЩИЕ затраты/фут (долл.)
68,34
81,41*
96,19
92,32
* Включены затраты в связи с потерей циркуляции.
Помимо размера отверстий сита эффективность
не стал свободным от твердой фазы с низкой отно2
работы вибросита зависит от размера шлама. Как
сительной плотностью.
уже упоминалось, на размер шлама влияет химиче2
Удаление твердой фазы из утяжеленного бурово2
ский состав бурового раствора, а также способность
го раствора на водной основе приводит к сокраще2
бурового раствора очищать ствол. Распад шлама в
нию затрат на обслуживание бурового раствора, что
процессе подъема по затрубному пространству яв2
показано в Таблице V23. Различия в скорости проход2
ляется наименьшим, если скорость проскальзывания
ки этих скважин было трудно проанализировать, по2
сводится к минимуму.
скольку бурение проводилось с депрессией. Поро2
Удаление шлама из бурового раствора на углево2
вые давления в рассматриваемом интервале глубин
дородной основе посредством тонкого вибросита
варьируют в диапазоне эквивалентной плотности
было продемонстрировано на примере южнотехас2
бурового раствора примерно 16218 фунтов/галлон.
ской скважины, что показано в Таблице IV. Обратите
Различия в скорости проходки, возникающие в ре2
внимание на быстрый рост накопления твердой
зультате перепадов между давлением бурового рас2
фазы в интервале от 8799 до 9490 футов, перед тем
твора и поровым давлением, достаточно велики,
как было установлено вибросито. Кроме того, следу2
чтобы замаскировать различия в скорости проход2
ет отметить, что удаление твердой фазы продолжа2
ки, которые могут быть вызваны содержанием твер2
лось до тех пор, пока буровой раствор фактически
дой фазы в буровом растворе.
Таблица IV
Контроль содержания твердой фазы в буровом растворе INVERMUL
с использованием двухсеточного вибросита
Глубина, футы
8799
9490*
9700
9930
10050
Плотность, фунт/галлон
11,6
11,7*
12,0
12,0
12,3
Средняя отн. плотность твердой фазы
3,70
3,20*
3,35
3,73
4,03
Содержание твердой фазы низкой плотности, фунт/барр.
59
124*
114
59
27
* Вибросито установлено на отметке 9600 футов; эквивалентный размер ячеек 80
Таблица V
Контроль содержания твердой фазы в утяжеленном буровом растворе на водной основе
с использованием двухсеточного вибросита
Двухсеточное
Обычное
размер ячеек 80
размер ячеек 20
Плотность бурового раствора, фунт/галлон
15,3
16,4
15,3
Фильтрат, мл по API
3,5
3,5
4,8
PV/YP
45/10
50/22
30/12
Затраты на обслуживание, долл./барр./сутки
0,149
0,294
0,310
ВульфкемпWПенсильвания, Делавэрский бассейн
17

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..    1  2   ..