Одним из важнейших направлений в области  интенсификации добычи нефти и повышения  нефтеизвлечения считается разработка нефтяных месторождений с помощью  горизонтальных и горизонтально разветвленных скважин. Опыт бурения многозабойных, горизонтально разветвленных и горизонтальных скважин показал, что достоверность ориентирования отклонителя в скважине с помощью инклинометра и магнитного переводника при углах наклона 30° и более существенно снижается, а при углах более 45° надежно сориентировать отклонитель не удается. При бурении горизонтальных скважин необходимо использовать специальный магнитный переводник с несколькими магнитами, размещенными в вертикальной плоскости, и специальный инклинометр для ориентирования отклонителя при больших зенитных углах.

     3.Очистка  бурового раствора  от шлама и газа

     Газирование бурового раствора препятствует ведению  нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (а следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).

     Попадающий  в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства — по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система. Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

     Кислые  газы, такие как двуокись углерода, могут привести к понижению рН раствора и вызвать его флокуляцию.

     Снижение  гидравлической мощности вследствие присутствия в растворе газа отрицательно сказывается на всем процессе бурения. Оптимизированные программы бурения требуют, чтобы на долоте срабатывалось до 65 — 70 % гидравлической мощности. Но снижение объемного коэффициента полезного действия насоса в результате газирования бурового раствора влечет за собой существенное уменьшение подачи насосов, так как N~pQ,

     где N — гидравлическая мощность; Q, р — соответственно подача и давление, развиваемые буровыми насосами.

     Как видно из рис. 1, зависимость гидравлической мощности от степени газирования (объемная доля) бурового раствора весьма заметна. Так, при содержании (объемной доле) газа, равном 2 %, снижение гидравлической мощности составляет 5,6 %.

     Чтобы свести к минимуму вредное влияние  самопроизвольного газирования бурового раствора, необходимо знать условия проникновения газа в него и их физико-химическое взаимодействие.

     Газ из пласта попадает в буровой раствор  в результате отрицательного дифференциального давления между скважиной и пластом либо вследствие высокой скорости бурения, когда пластовый газ не успевает оттесниться фильтратом от забоя и стенок скважины и попадает в поток раствора вместе с выбуренной породой.

     Газ в буровом растворе может находиться в свободном, жидком и растворенном состоянии. По мере перемещения потока раствора к устью пузырьки свободного газа увеличиваются в объеме в результате снижения давления, сливаются друг с другом, образуя газовые пробки, которые прорываются в атмосферу. Свободный газ легко удаляется из раствора в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах, на виброситах, в емкостях. При устойчивом газировании, например во время бурения при несбалансированном давлении, свободный газ удаляют из бурового раствора с помощью газового сепаратора.

     Пузырьки  газа, которые не извлекаются из бурового раствора при перепаде давления между ними и атмосферой, оказываются вовлеченными в буровой раствор и для их удаления требуется дополнительная энергия.

       
Рис. 1 Зависимость  гидравлической мощности насоса от степени  газирования бурового раствора

     Полнота дегазации буровою раствора зависит  от его плотности, количества твердой  фазы, вязкости и прочности структуры. Существенную роль играют также поверхностное натяжение жидкости, размер пузырьков и силы взаимного притяжения.

     В связи с высоким поверхностным  натяжением трудно поддаются дегазации  буровые растворы на углеводородной основе, а также растворы, содержащие в качестве регулятора водоотдачи крахмал. Некоторые углеводороды, проникая из пласта в буровой раствор при повышенных температуре и давлении, остаются в жидком состоянии. Попадая в другие термодинамические условия, например в поверхностную циркуляционную систему, они превращаются в газ и заметно изменяют технологические свойства бурового раствора.

     Некоторые газы при повышенных температуре  и давлении проникают в межмолекулярную  структуру бурового раствора и вызывают едва заметное увеличение его объема. Наиболее опасны в этом отношении растворы на углеводородной основе, в которые может проникать большое количество пластового газа. Обнаружить вовлеченный таким способом в буровой раствор природный газ очень трудно.

     Растворы, газированные сероводородом, создают особенные трудности при дегазации:

     - система дегазации должна быть весьма эффективной, так как при объемной концентрации 0,1 % сероводород — опасный яд;

     - сероводород взрывоопасен даже при объемной концентрации 4,3 % (для сравнения, нижний предел взрываемости метана 5 %);

     - сероводород растворим в буровых растворах, его растворимость в воде приблизительно пропорциональна давлению;

     - сероводород обладает высокой корродирующей способностью.

     Различная степень газирования бурового раствора требует применения разного оборудования для дегазации. Свободный газ удаляется достаточно просто. Поток раствора из межтрубного пространства поступает в сепаратор, где газ отделяется от раствора и направляется по отводной линии на факел. Оставшийся в растворе свободный газ удаляется в атмосферу окончательно на виброситах или в емкости для сбора очищенного от шлама раствора.

     Газ, проникший в молекулярную структуру  раствора, извлечь значительно труднее. Для этого требуется не только затратить некоторую энергию, но и часто необходимо применять понизители вязкости и поверхностного натяжения, если используется недостаточно совершенная система дегазации.

     Жидкие  и растворимые газы удалить из раствора довольно трудно, так как газ входит в межмолекулярную структуру нефтяной фазы бурового раствора. Легкие углеводороды

     (С1 - С5) можно извлечь с помощью  вакуумного дегазатора, а тяжелые  почти невозможно Выходя из  раствора в виде пара, эти газы  причиняют много неприятностей.

     Если  поступающий в раствор газ  содержит двуокись углерода или сероводород, то обычно повышают рН раствора, чтобы избежать образования слабых кислот. Применяют также раскислитель сероводорода как средство против отравления людей этим сильнотоксичным газом. В качестве раскислителя чаще всего используют каустическую соду, модифицированные неорганические соединения железа, соединения карбоната меди, карбоната цинка и оксида цинка.

     Обычная схема дегазации бурового раствора при интенсивном поступлении газа (например, при несбалансированном давлении в скважине) показана на рис. 2. Газожидкостный поток из скважины 2, дойдя до вращающегося превентора 3, через регулируемый штуцер 4 и герметичные манифольды поступает в газовый сепаратор 5, где из раствора выделяется основной объем газа. Очищенный от свободного газа раствор поступает на вибросито б и собирается в первой емкости циркуляционной системы. Дальнейшая очистка раствора от газа осуществляется с помощью специального аппарата-дегазатора 7.

     Рис. 2  Схема дегазации бурового раствора 

     Очистка бурового раствора от шлама

     В связи с тем, что поступающие  в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание

     Для очистки бурового раствора от шлама  используется комплекс различных механических устройств вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотдели-тели), сепараторы, центрифуги Кроме того, в наиболее неблагоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой Раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые Позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

     Несмотря на то, что система очистки сложная и дорогая, в большинстве случаев применение ее рентабельно вследствие значительного увеличения скоростей бурения, сокращении расходов на регулирование свойств бурового раствора уменьшения степени осложненности ствола, удовлетворения требований защиты окружающей среды.

     При выборе оборудования для очистки  буровых растворов учитывают  многообразие конкретных условий. В  противном случае возможны дополнительные затраты средств и времени.

     Каждый  аппарат, используемый для очистки раствора от шлама, должен пропускать количество раствора, превышающее максимальную производительность промывки скважины (исключая центрифугу).

     В составе циркуляционной системы  аппараты должны устанавливаться в строгой последовательности. При этом схема прохождения раствора должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина — газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) — дегазатор — блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) — блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

     Разумеется, при отсутствии газа в буровом  растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно исключают гидроциклонные шламоотделители (песко-и илоотделители). Иными словами, каждое оборудование предназначено для выполнения вполне определенных функций и не является универсальным для всех геолого-технических условий бурения. Следовательно, выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама основывается на конкретных условиях бурения скважины. А чтобы выбор оказался правильным, необходимо знать технологические возможности и основные функции оборудования.

     Обычно  в буровом растворе в процессе бурения скважины присутствуют твердые частицы различных размеров (рис.3). Размер частиц бентонитового глинопорошка изменяется от единицы до десятков микрометров, порошкообразного барита — от 5—10 до 75 мкм, шлама - от 10 мкм до 25 мм. Но пока частицы шлама достигнут циркуляционной системы, они уменьшатся за счет механического измельчения и диспергирования. В результате длительного воздействия частицы шлама постепенно превращаются в коллоидные частицы (размером менее 2 мкм) и играют весьма заметную роль в формировании технологических свойств бурового раствора.

     Рис.3 Дисперсный состав бурового раствора и предельные возможности аппаратов  для очистки раствора от шлама: 1,2 – дисперсный состав глинопорошка и барита,3,4-дисперсный состав шлама соответственно через один и два цикла циркуляции. 

     При идеальной очистке из бурового раствора должны удаляться вредные механические примеси размером более 1 мкм. Однако технические возможности аппаратов и объективные технологические причины не позволяют в настоящее время достичь этого предела. Лучшие мировые образцы вибросит (ВС-1, В-21, двухсеточное одноярусное сито фирмы "Свако", двухъярусное вибросито фирмы "Бароид" и др.) позволяют удалять из бурового раствора частицы шлама размером более 150 мкм. Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50 %. Это практически технологический предел вибросита при бурении глинистых отложений с промывкой их водными растворами.

     Применение  гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70 — 80 %; Удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм — илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90 % и более.