Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 [ 220 ] 221 222 223 224 225

Преимущество описанного способа регулирования рс состоит также в возможности для каждого конкретного случая бурения оперативно, без остановок основного процесса, выбирать минимально допустимые значения Ар.

Однако геологические условия проводки скважин ограничивают нижние пределы изменения плотности бурового раствора. Поэтому при достижении минимально допустимых значений рс в дальнейшем становится возможным только местное регулирование давления в зоне разрушения, что чаще всего осуществляется:

за счет реализации эффекта Томса;

гидромеханическими способами - использование забойных сепараторов ЗС, эжекторных насадок и т.д.;

регулированием частоты вращения долота;

подбором утяжелителя определенного качества.

Рассмотрим перспективы внедрения этих способов в практику бурения.

В лаборатории бурения Грозненского нефтяного института установлено, что при 0,2%-ном содержании полиакриламида (ПАА) за счет реализации эффекта Томса скорость распространения фронта жидкости в трещинах возрастает в 4-5 раз. При этом должны уменьшаться значения Арр и ру и, как следствие, возрастать эффективность разрушения горных пород и показатели работы долот.

Широкое промышленное внедрение этого способа регулирования давления, выполненное на площадях Башкирии, подтвердило возможность его выполнения. Значения vм при использовании ПАА были на 20 % выше ранее достигнутых. Однако температурный диапазон применения ПАА ограничен.

В связи с этим был разработан и испытан забойный сепаратор ЗС, который выгодно отличается от применяемых ранее своей простотой и позволяет эффективно регулировать давления в зоне разрушения независимо от температуры.

Буровой раствор в сепараторе разделяется на осветленную и переутяжеленную фракции. Осветленная фракция (фактически загрязненная вода плотностью 1080-1090 кг/м) поступает к долоту, переутяжеленная - в затрубное пространство. В результате пониженной концентрации твердой фазы в жидкости, поступающей на забой, снижаются значения ру и, как следствие, облегчается разрушение горных пород.

Механическая скорость проходки при использовании ЗС в Каспийской НРЭ возросла на 40 - 60 %, а в некоторых случаях на 100 %. Например, при бурении в интервале 3974 - 3991 м долотом 2К214СТ vм увеличилась от 0,6 до 1,2 м/ч.

Использование других механических способов местного регулирования давления при рс = const в процессе бурения в интервале 1700 - 2500 м также приводило к росту ум на 25 -

35 %.

В некоторых случаях снижения ру, согласно данным проведенных исследований, можно добиваться регулированием частоты вращения долота пд.

Значение пд необходимо снижать до момента достижения ру, когда при заданной осевой нагрузке будет осуществляться объемное разрушение породы. Изложенное подтверждается практическими результатами бурения, при котором уменьшение пд сопровождалось ростом ум.

Итак, в регулировании гидродинамических процессов в разрушаемом слое породы заложен мощный резерв увеличения показателей работы долот.

Между тем при реализации этого способа нельзя воздействовать на общее давление в скважине рс. В связи с этим очевидна целесообразность применения комбинированного способа регулирования давления на поверхности с помощью системы ГЦУ и забойного оборудования, в частности с помощью ЗС. При этом можно более оперативно снижать Арр и ру с учетом механических и фильтрационных свойств разбуриваемых горных пород, а также параметров режима бурения. Перспективность комбинированного способа регулирования давления подтверждается опытом бурения в Каспийской НРЭ, при котором достигалось увеличение ум на 180 - 220 %.

На Ключевой площади Волгоградской области объединением "Нижневолжскнефть" и ВНИИБТ проведено опытно-промышленное бурение скв. 336 турбинным способом с промывкой аэрированным буровым раствором. Монтаж и обвязка оборудования выполнены по схеме ВНИИБТ (рис. 10.9). При этом использованы компрессорные установки типа КС-1 6/1 00 (2 шт.), циклонный диаэратор Западно-Сибирского филиала ВНИИнефтемаша, вращающийся превентер ПВ-307/200 и дегазатор типа ДВС-2 конструкции УкрНИИгаза. Система была оборудована контрольно-измерительными приборами для регистрации значения осевой нагрузки на долото, измерения механической скорости проходки во времени, давления жидкостно-воздушной смеси на стояке.

Выкид вращающегося превентера соединен со штуцерной батареей, с помощью которой создавали противодавление на устье. Выход штуцерной батареи соединялся с циклонным деаэратором, сброс которого обвязан с желобной системой буровой установки. Вакуумный дегазатор использовали в ка-

Рис. 10.9. Обвязка скважины при промывке аэрированным буровым раствором:

1 - устье; 2 - желоба; 3 - выкид; 4, 5 - задвижки; 6 - деаэратор циклонный; 7 - блок очистки; 8 - емкости для реагентов; 9 - дегазатор вакуумный; 10 -прием буровых насосов; 11 - нагнетательная линия; 12 - буровые насосы; 13, 14, 15, 16, 17 - блок компрессора с манифольдами и смесителями

честве второй ступени очистки бурового раствора от воздуха и газа.

Технологически процесс осуществлялся следующим об разом. Восстанавливали циркуляцию перед очередным долблением, затем в нагнетательную линию одновременно подавали буровой раствор насосом У8-6 и воздух компрессором КС-16/100 при давлении на стоянке 6,0-10,0 МПа. Производительность бурового насоса составляла 22 - 27 л/с, воздуха - 13 - 27 м3/мин. Выходящая на устье жидкостно-воздушная смесь попадала в деаэратор, где из бурового раствора удалялась большая часть воздуха. Затем раствор подавали в вакуумный дегазатор ДВС-2, где окончательно очищали от воздуха. Остаточное содержание воздуха составляло 2 - 6 %.

За 8-15 мин до наращивания бурильной колонны или