Очистка глинистого раствора

Для очистки глинистого раствора от выбуренной породы (шлама) применяются два способа: гидравлическая и принудительная очистка.

При гидравлическом способе очистки раствор самостоятельно освобождается от загрязнений, протекая по очистной системе. От устья скважины к емкостям буровых насосов, из которых они всасывают промывочную жидкость, прокладывается зигзагообразно желобная система длиной 50–70 м суклоном 0,01–0,015° от устья скважины. Ширина желобов обычно равна 0,8 м, высота 0,4 м. Для лучшего отделения частиц выбуренной породы из глинистого раствора в желобах через каждые 6–8 мустанавливают перегородки высотой около 30 см.По мере накопления выбуренной породы производят очистку желобов.

Может также использоваться наиболее примитивный – амбарный способ: глинистый раствор, вытекающий из скважины, пропускается через 3–6 последовательно расположенных земляных амбаров емкостью 3–40 м³ каждый.

Принудительная очистка. Практика показала, что очистка глинистого раствора от выбуренной породы только в желобной системе не дает нужного эффекта. Значительно лучше очищается раствор, если помимо желобной системы на пути движения раствора устанавливаются механизмы, принудительно отделяющие из раствора выбуренную породу. В настоящее время наибольшее распространение из этих механизмов получили вибрационные сита и гидроциклонные установки. В случае применения вибрационных сит загрязненный выбуренной породой глинистый раствор подается на сито, на котором частицы породы задерживаются и сбрасываются в сторону, а очищенный глинистый раствор, пройдя через сито, попадает в желобную систему и далее в приемную емкость буровых насосов.

Гидроциклонная установка устроена так, что поступающая в нее жидкость приобретает вихревое движение. В движущемся потоке возникают центробежные силы. Под действием их происходит весьма интенсивное отделение частиц выбуренной породы из движущегося потока глинистого раствора. Отдельные частицы породы выбрасываются через специальное отверстие в гидроциклоне, а очищенный поток поступает в желобную систему и в приемную емкость буровых насосов.

4.4. Продувка скважин воздухом
и аэрированные растворы

Вместо промывки скважин жидкостью в определенных условиях можно успешно применять продувку скважин воздухом (реже естественным газом). Принципиальной разницы в схемах очистки забоя при этих методах нет.

От компрессора сжатый воздух или газ по нагнетательному трубопроводу подается через буровой шланг и вертлюг в бурильную колонну и далее через отверстия в долоте на забой скважины. Поток воздуха или газа подхватывает кусочки выбуренной породы с забоя и по затрубному пространству поднимается к устью скважины. Затем смесь воздуха или газа с выбуренной породой направляется в выкидную линию, на конце которой располагается шламоуловитель.

Устье скважины герметизируют специальным устройством для защиты людей и оборудования от выносимой из скважины пыли.

Применение продувки скважин воздухом или газом по сравнению с промывкой жидкостью имеет ряд преимуществ.

1. Увеличивается механическая скорость проходки и проходка на долото за счет лучшей очистки забоя скважины от выбуренной породы, отсутствия гидростатического давления столба жидкости на забой скважины и улучшения условий охлаждения долота.

2. Улучшаются условия бурения скважины в трещиноватых и кавернозных породах, в которые при промывке скважины поглощается промывочная жидкость, вызывая частичные или полные потери циркуляции.

3. Облегчаются условия бурения скважины в безводных районах.

4. Обеспечивается лучшая сохранность продуктивного горизонта (особенно с низким пластовым давлением), т. к. в данном случае нет отрицательного воздействия промывочной жидкости на поры пласта.

5. Создаются условия для более правильной оценки геологами поднимаемого керна и выносимых частиц породы в связи с отсутствием загрязненности породы промывочной жидкостью.

Однако продувку скважин можно применять не в любых геологических условиях, что ограничивает применение этого метода очистки забоя скважины.

Наибольшие затруднения возникают при продувке скважин в процессе бурения в водоносных горизонтах со значительными водопритоками, когда в связи с увеличением гидростатического давления столба жидкости ухудшаются условия работы компрессоров. Большими трудностями сопровождается также разбуривание вязких пород (типа глин), способных налипать на стенки скважины и образовывать сальники на бурильной колонне. При разбуривании таких пород с продувкой забоя воздухом возможны прихваты бурильной колонны.

Опасно применять продувку забоя воздухом и при прохождении нефтяных и газовых пластов из-за образования взрывчатой смеси. В этих случаях целесообразно применять в качестве продувочного агента выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

Промывка аэрированным глинистым раствором применяется при необходимости снижения гидростатического давления при прохождении зон поглощений, проницаемых продуктивных интервалов и др. Такой способ промывки скважин позволяет довольно легко устанавливать необходимое противодавление на проходимые пласты в целях избежания интенсивного притока воды в скважину и обвалов пород.

Аэрирование раствора производится в процессе бурения путем систематической добавки воздуха в циркулирующую промывочную жидкость.

4.5. Эмульсионные глинистые растворы
и растворы на нефтяной основе

Эмульсия – двухфазная система, состоящая из мельчайших капелек «масла», распределенных в воде, или мельчайших капель воды, распределенных в «масле». Под «маслом» подразумевается любое органическое вещество, в частности нефть и ее продукты.

Эмульсионные глинистые растворы. Если смешиваются только вода и «масло», то образующиеся при перемешивании капельки будут сливаться (коалесцировать) после прекращения размешивания и образовывать отдельные слои. Этого не произойдет, если к смеси «масла» и воды добавить в небольшом количестве третье вещество, называемое эмульгатором, которое распределяется на поверхности капель, уменьшая поверхностное натяжение и вызывая отталкивание капель друг от друга. От обычных глинистых растворов эмульсионные глинистые растворы отличаются присутствием в системе дополнительного компонента в виде мельчайших капелек нефти или некоторых продуктов ее переработки.

Бурение с промывкой эмульсионными глинистыми распространено недостаточно, несмотря на их преимущества: 1) увеличение механической скорости бурения; 2) увеличение проходки на долото; 3) сохранение более близких к нормальному поперечных сечений ствола скважины; 4) уменьшение опасности прихвата бурильных труб и наматывания сальников на долото; 5) уменьшение водоотдачи, толщины корки и снижение ее липкости, усиление структуры раствора, улучшение условий регулирования его свойств.

Однако эти растворы имеют и некоторые недостатки: 1) они оказывают воздействие на отбираемые образцы (керны), загрязняя их эмульгированной нефтью; 2) стоимость их высока; 3) некоторые из них нестабильны в присутствии солей; 4) они быстро разрушают резиновые части бурового оборудования.

Эмульсионные глинистые растворы можно приготовлять из самых различных исходных глинистых растворов. В качестве эмульгаторов используют бентонит, крахмал, натровую карбоксиметилцеллюлозу (Na КМЦ), натровые, калиевые и алюминиевые соли высших жирных кислот и другие вещества.

У большинства глинистых растворов эмульгатором является само глинистое вещество, поэтому эмульсия может образоваться и без добавления специального эмульгатора. Однако в этих случаях периодическое добавление эмульгаторов необходимо для получения более устойчивой эмульсии.

Нефть и эмульгатор в раствор следует добавлять, если возможно, после спуска нового долота на забой и немедленно после наращивания, чтобы избежать перерыва в процессе эмульгирования. Химическая обработка эмульсионного раствора при его приготовлении и в процессе бурения производится обычным способом.

В зависимости от заданных параметров (плотности, водоотдачи, структурно-механических свойств) количество нефтяного компонента в эмульсионном растворе может колебаться в значительных пределах (от 8 до 50 %). Для интенсивного эмульгирования вводимых в глинистый раствор нефтяных компонентов применяют ультразвуковой диспергатор.

Растворы на нефтяной основе (РНО). Для бурения в осложненных условиях, а главным образом для вскрытия продуктивных пластов, применяют неводные промывочные растворы, в которых дисперсионной средой является не вода, а нефть и нефтепродукты. Поэтому они получили общее название растворы на нефтяной основе (применяется также название растворы на углеводородной основе).

В отечественном бурении применяются два вида растворов на нефтяной основе:

1. Раствор с дизельным дистиллятом или дизельным топливом в качестве дисперсионной среды, стабилизированный натриевым мылом окисленного парафина; состав раствора: 10–20 % битума, 1,5–3 % натриевого мыла окисленного парафина; 0,7–1,5 % едкого натра, 1–5 % воды, остальные – до 100 % нефтяная основа (дизельный дистиллят или дизельное топливо);

2. Раствор на основе дистиллятных нефтепродуктов (дисперсионная среда), стабилизированный натриевым мылом окисленного петролатума (2–5 %); окисленного битума (15–25 %); остальные компоненты в том же количестве, что и в растворе первого типа.

Плотность РНО может изменяться в широком диапазоне. Неутяжеленный раствор обычно имеет плотность 900 кг/м³ (0,900 г/см³), при утяжелении он может быть доведен до 2200 и даже до 2500 кг/м³.

Процесс приготовления РНО заключается в растворении битума и окисленного нефтепродукта (петролатума или парафина) в дисперсионной среде (дизельном топливе, дистиллятных нефтепродуктах).

Вязкость и статическое напряжение сдвига РНО регулируются изменением концентраций химических реагентов, в качестве которых выступают мыла, а также концентраций твердой фазы – частичек битума. Добавление в систему органических кислот разжижает раствор. Добавление щелочи производит противоположное действие: вязкость раствора увеличивается.

Одним из основных преимуществ РНО является их крайне незначительная фильтрация через пористые породы. Нередко фильтрация полностью отсутствует.

При бурении с промывкой растворами на нефтяной основе необходимо применять детали, изготовленные из резины специальных нефте-(масло)стойких сортов. Нефтяные продукты, используемые для приготовления растворов в качестве основы, не проводят электрический ток, что осложняет проведение электрометрических работ. Так как РНО до-
роги, при бурении в обвязке буровых насосов должны быть предусмотрены дополнительные сооружения для предупреждения потерь раствора (крытая желобная система, соответствующее оборудование устья скважин, позволяющее собрать раствор в случае переливания его через устье и т. п.). Особую осторожность следует проявлять в связи с довольно легкой воспламеняемостью нефтяной основы. При работе с этими растворами требуется строго соблюдать правила противопожарной безопасности и проводить необходимые профилактические мероприятия. В этом случае также значительно возрастает требование к охране окружающей среды, поскольку нефтепродукты, входящие в состав буровых растворов (эмульсионных, РНО), как правило, угнетающе действуют на активность биоценозов и могут явиться источником загрязнения подземных и поверхностных вод.

5. Осложнения и аварии
в бурении