книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин
..pdfханическое свойства буровых растворов характеризуют и ко эффициентом тиксотропии:
К, =СНС10/СНС|. |
(2.12) |
Требуемая величина статического напряжения сдвига че рез 1 мин. (СНС|, дПа) может быть определена по следующей
формуле: |
|
СНС, >5[2-expH10d)]d(p„-p)> |
(2.13) |
где d — условный диаметр характерных частиц выбурен
ной породы, м; рп, р — плотность соответственно породы и бу рового раствора, кг/м3.
П р и м е р . Определить значение СНС,, необходимое для удержания во взвешенном состоянии в покоящейся промывоч ной жидкости плотностью 1150 кг/м3 частиц выбуренной по роды плотностью 2300 кг/м3, размеры основной части которых (=90%) не превышают 5 мм.
СНС, > 5[2-ехр(-110 • 5 ■10 *)] 5 ■10"3(2300-1150) = 40,9 дПа.
По рекомендациям, приведенным в ряде работ, К^. = 1-ь2, т.е. величина СНС,0не должна превышать величину СНС, бо лее чем в 2 раза, при этом предпочтение следует отдавать бу ровым растворам, коэффициент тиксотропии которых близок к единице.
Тиксотропией называется изменение реологических пара метров жидкости во времени при постоянном градиенте скоро сти сдвига. Наиболее ярко тиксотропия проявляется в измене нии СНС. В тиксотропных растворах, оставленных в состоянии покоя, происходит упрочнение структуры, характеризуемое ростом СНС (рис. 2.1). Рост СНС буровых растворов после пре кращения циркуляции в скважине замедляет или прекращает оседание частиц шлама, что уменьшает вероятность прихватов. В то же время рост СНС растворов во время нахождения в отстойниках цирку ляционной системы затрудняет их очис тку от шлама и пу зырьков газа.
Т и к с о т р о п и я влияет на измене ние гидростатичес кого давления ВПЖ во времени. Если ти
111
ксотропная жидкость является суспензией, то гидростатическое давление ее после прекращения перемешивания уменьшится
от р =pcgH до р =p^gH, |
(2.14) |
где рс — плотность суспензии; ржф — плотность жидкой фазы.
Если тиксотропная жидкость является гомогенной, то из менение давления зависит от характера изменения объема. Если объем жидкости возрастает, то с ростом СНС возраста ет и давление
p = pgH +40H/Dr. |
(2.15) |
Если же объем жидкости уменьшается, то с ростом СНС давление будет уменьшаться
p = pgH -40H/D,. |
(2.16) |
В уравнениях (2.15) и (2.16) Dr — гидравлический диаметр скважины или кольцевого пространства, если в скважину спу щены трубы.
2.2.3. ВЫБОР РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
(Flow characteristics of mud selection)
Выбор реологических параметров определяет ся функциями буровых растворов и связан с выбором расхо да. Если расход промывочной жидкости не определен, то при ближенные значения реологических параметров могут быть найдены из следующих соображений. Структурную вязкость (в Па • с) желательно поддерживать на минимально возможном уровне. При использовании трехступенчатой системы очистки желательно поддерживать ее в следующих пределах:
диспергирующий (глинистый) раствор
1) = (0,04-0,005)1^ |
(2.17) |
недиспергирующий (полимерный) раствор |
|
Т| = 0,002 т0. |
(2.18) |
Для сохранения коллоидной устойчивости раствора необ ходимо, чтобы
11>(т0+ 18)/4500. |
(2.19) |
Нежелательно превышение структурной вязкости значе ний
= 3,3 Ю-5 р - 0,022. |
(2.20) |
Усредненное значение ДНС т0глинистых растворов может быть найдено из выражения
X= 8,5-10~3• р - 7. |
(2.21) |
112
Для удержания частиц утяжелителя во взвешенном состоя нии необходимо, чтобы СНС за короткое время достигало зна чения
0П11П>d(py-p) -g/4, |
(2.22) |
где d, ру — максимальный размер и плотность частиц утя желителя соответственно.
2.2.4. ПОКАЗАТЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ И ТОЛЩИНА ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ
(Drilling mud filtration characteristics and mud cake thickness)
Для улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины филь трационной корки. Однако такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проход ке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлени ем, продуктивных горизонтов значение показателя фильтра ции бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений установле но, что в этих условиях значение показателя фильтрации, оп ределяемое прибором ВМ-6, должно находиться в пределах 3— 6 см3 за 30 мин.
Показатель фильтрации бурового раствора является ин тегральной величиной за промежуток времени, неизмеримо больший, чем период вращения долота. Поэтому он не всегда четко коррелируется с показателями работы долота. Сущест вует также мнение, что показатель фильтрации не влияет на эффективность работы долота, а корреляционная зависимость механической скорости проходки и проходки на долото от не го обусловлена изменением вязкости бурового раствора, всегда сопровождаемым изменением показателя фильтрации.
Процесс фильтрации бурового раствора на забое скважины ослабляет сопротивляемость породы за счет расклинивающе го воздействия проникающего в поры и микротрещины поро ды фильтрата, что вполне соответствует известным положени ям теории П.А. Ребиндера. Кроме того, проникающий на забой фильтрат способствует выравниванию давлений над сколотой частицей и под ней и таким образом создает благоприятные ус ловия для очистки забоя от обломков породы.
Однако следует иметь в виду не интегральную величину по казателя фильтрации, а его мгновенное значение в начальный период процесса. Очевидно, что из двух буровых растворов с
8 Заказ 39 |
113 |
одинаковыми значениями интегрального показателя фильтра ции лучшим является тот, у которого выше скорость фильтра ции в начальный момент времени (рис. 2.2).
Таким образом, не смотря на отсутствие теоретических и экс периментальных основ для разработки тре бований к величине показателя фильтра ции бурового раствора, при его выборе мож но руководствовать ся следующим общим требованием: скорость фильтрации бурового раствора должна рез ко уменьшаться с тече нием времени до нуля,
обеспечивая интегральную величину показателя фильтрации за 30 мин., необходимую для предотвращения осложнений в стволе скважины.
Во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению тол щины фильтрационной корки. Однако было бы ошибочным по лагать, что на толщину фильтрационной корки воздействует только показатель фильтрации бурового раствора. Анализируя известную формулу, связывающую объем фильтрата с показа телями качества бурового раствора, убеждаемся, что с прибли жением концентрации твердых частиц в буровом растворе к концентрации твердых частиц в корке толщина фильтрацион ной корки при прочих равных условиях уменьшается, так как с выравниванием концентраций твердых частиц в корке и бу ровом растворе скорость фильтрации стремится к нулю:
где Уф — объем фильтрата; А — площадь фильтра; кпр — проницаемость фильтрационной корки; Ск — объемная доля твердых частиц в корке; Ср — объемная доля твердых частиц
вбуровом растворе; Лр — перепад давления на фильтре; t — время фильтрации; ц —вязкость фильтрата.
Как видно из приведенной формулы, толщина фильтрацион ной корки существенно зависит от дифференциального давления
вскважине, проницаемости пород и вязкости фильтрата бурово
114
го раствора. Для того чтобы уменьшить толщину фильтрацион ной корки, необходимо в первую очередь снизить дифференци альное давление в скважине. При сбалансированном давлении в скважине, когда дифференциальное давление на забое равно ну лю, фильтрационная корка на забое не образуется.
2.3. ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
(Drilling mud preparing)
Буровой раствор —это многокомпонентная дис персная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для очистки скважин от шлама, создания противодавления на пласты и приведение в движение и охлаж дение бурового долота.
Буровые растворы бывают на водной основе (water base) и основе жидких углеводородов (на нефтяной основе —oil base). Одной из основных характеристик глин считается выход рас твора (в м3) из 1 т сухой глины или глинопорошка.
Процесс приготовления буровых растворов на водной ос нове можно разделить на три технологические операции: при готовление глинистой суспензии, её химическая обработка и (в случае необходимости) утяжеление.
2.3.1. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ
(Drilling mud preparing)
При приготовлении глинистых суспензий с за данной пластической вязкостью требуемая масса глины (в кг) определяется из уравнения:
Г= 1 OOOInri /Т10РГ |
У, |
(2.23) |
1О0й,Кг + 1пт1/Т1о |
|
где рг — плотность глины, г/см3; V — объем приготовляе мого раствора, м3.
Выход глинистого раствора из 1 т глины при заданной пла стической вязкости:
QННЦКг+М/Ло
‘1пТ| /Т)оРг
Впрактике бурения нефтяных и газовых скважин использу ют глинистые суспензии, обработанные химическими реагентами
сцелью регулирования их фильтрационных и структурно-меха нических свойств. Для приготовления определенного объема V химически обработанного глинистого раствора с заданной вязко стью требуемая масса глины вычисляется из уравнения:
8' |
115 |
У 1000(liiT| /т|о—axCpKp)pr
(2.25)
10Qa,£r + 1пГ| /г)0
Требуемая масса глины зависит как от вязкости раствора и активности глины К,., так и от содержания Ср и активности Кр применяемого химического реагента. Поэтому необходимо знать величину СрКр для приготовляемого раствора.
Водоотдача бурового раствора в значительной степени за висит от величины отношения СрКр/Ск = п. Максимальное значение этого отношения должно быть равно единице, так как при п>1 водоотдача существенно не изменяется.
Подставляя значение Ск из уравнения
100(1пт1/Г|0- ахСрКр)
(2.26)
(lOOflfj +1пц /Т)0)
в соотношение СрКр/Ск = п и решая его относительно СрКр1 получаем:
сркр |
и1пЛ/Т|о |
(2.27) |
|
а,(1+«) |
|
Зная СрКр| будем иметь уравнение для определения требу емой массы глины для приготовления нужного объема хими чески обработанного глинистого раствора с заданной пласти ческой вязкостью:
Г - у |
ЮООЦПЛ/Л.-^-^) |
<1+и> |
|
|
100a,Afr + 1пт| /Т10 |
При п=1 г у 5001пл/Лррг
100а|^Гг + lnri /г)0 ’
Так как 1пг|/т|о= щСк, тогда:
Г = К 500С,рг f/ 13Q0C, 100АГг + CY \00КГ + Ск
(2.28)
(2.29)
(2.30)
Масса химического реагента (полимера) для приготовления бурового раствора требуемого объема:
с |
, _ у Юл1дЛ/ло |
(231) |
|
р |
Кра,(\+п) |
||
|
При п=1
116
C' = v 1PinГ|/ Г|0 |
(2.32) |
2Кра, |
|
или C ' = V ^ - ,
рк р
здесь Кр —коэффициент активности химического реагента; Ср' —требуемая масса реагента для приготовления раствора, кг; г) и т)0 —пластическая вязкость, конечная и начальная, Па ■с.
Втабл. 2.6 приведены результаты расчета и фактические дан ные требуемой массы глины для приготовления 1 м3 глинистой суспензии, обработанной различными реагентами. Анализ этих данных показывает, что относительная погрешность результа тов расчета не превышает 7—10%, что вполне допустимо.
В настоящее время для увеличения выхода раствора из 1 т глины применяется метод химического облагораживания гли нопорошков добавлением определенного количества высоко вязких полимерных реагентов (метас, М-14) и кальцинирован ной соды. Практический интерес представляет возможность прогнозирования выхода раствора из глинопорошка, содержа щего различное количество реагентов. Выход раствора из мо дифицированных глинопорошков можно определить, пользу ясь зависимостью:
100ах1Кг +1пг|/г|0 |
|
|
|
|
|
|||
0„ = (1пт1/т10 +ахСрК )р, |
|
|
|
|
(2.33) |
|||
|
|
|
|
|
|
Т а 6 л и ц а 2.6 |
||
Данные по расходу глины на 1 м3 раствора |
|
|
|
|||||
|
|
Коэффициент |
Пла- |
Требуемая мас |
Относи- |
|||
|
|
активности |
сти- |
са глины, кг |
||||
Реагент |
Значе |
|
|
ческая |
фак |
рас |
тельная |
|
ние п |
глины |
реа |
вяз |
погреш |
||||
|
||||||||
|
|
гента |
кость, |
тиче |
чет |
ность, % |
||
|
|
|
|
Па-с |
ская |
ная |
|
|
КМЦ-600 |
0,68 |
1,0 |
4,5 |
0,030 |
78,0 |
70,5 |
-9 ,6 |
|
|
1,00 |
1.0 |
4,5 |
0,024 |
52,0 |
54,0 |
+3,8 |
|
|
2,00 |
1,0 |
4,5 |
0,060 |
52,0 |
49,8 |
- 4 ,2 |
|
Метас |
0,60 |
1,0 |
9,0 |
0,035 |
78,0 |
78,2 |
+0,3 |
|
|
1,20 |
1,0 |
9,0 |
0,065 |
75,0 |
69,9 |
- 6 .8 |
|
Окзил |
0,58 |
0,8 |
1,2 |
0,040 |
104,0 |
102,3 |
-1 ,6 |
|
|
0,45 |
0,8 |
1,2 |
0,055 |
130,0 |
123,7 |
-4 ,8 |
|
|
0,58 |
0,8 |
1,2 |
0,040 |
104,0 |
102,3 |
-1 ,6 |
|
УЩР |
0,50 |
0,8 |
1,7 |
0,050 |
118,0 |
116,4 |
-1 ,3 |
117
где / = 1,15-5-1,20 — коэффициент, характеризующий изме нение коллоидальности глин в результате добавления кальци нированной соды.
Из уравнения 2.33 видно, что выход раствора из 1 т хими чески модифицированного глинопорошка зависит от концент рации Ср и коэффициента активности Кр полимера. Чем боль ше Кр и Ср, тем выше вязкость раствора и больше выход его при ц = const.
Технологический режим ввода глинопорошка можно выби
рать по номограмме, приведенной на рис. 2.3. |
|
|
|
0,т |
П р и п е р ! . Необ |
||
ходимо определить вре |
|||
|
мя ввода бентонитово |
||
|
го порошка (при расчете |
||
|
номограммы плотность |
||
|
глины принять равной |
||
|
2.6 г/см3) для приготов |
||
|
ления 80 м3 бурового |
||
|
раствора |
плотностью |
|
|
1.06 г/см3, |
если |
изве |
|
стно, что давление пе |
||
|
ред эжекторным |
сме |
|
|
сителем р-, = 1 МПа, а |
||
|
диаметр насадки в нем |
||
|
d = 20 мм. |
|
|
|
На нижнем левом |
||
|
графике (рис. 2.3) про |
||
|
водим прямую из точ |
||
|
ки р = 1,06 г/см 3 па |
||
Рис. 2.3. Номограмма для выбора режима ра |
раллельно оси q до пе |
||
ресечения с графиком. |
|||
боты БПР в процессе подачи глинопорошка |
Из точки пересечения а |
||
в гидросмеситель. |
проводим прямую, па раллельную оси р—Q, вверх до пересечения с линией, обозначаю щей объем приготовляемого раствора. В нашем случае 80 м3. На верхнем левом графике построены прямые, характеризующие расход бентонитового порошка для приготовления 40,60,80,100 и 120 м3 раствора. Получаем точку б. Проводя из нее прямую, параллельную оси q, на оси QT получим точку, показывающую, сколько бентонитового порошка необходимо для приготовле ния 80 м3 раствора. В нашем случае Q —8 т. Из полученной точ ки проводим прямую, параллельную оси q —G вправо.
По условию задачи известно, что рэ = 1 МПа и d = 20 мм. На правом нижнем графике из точки рэ = 1 МПа проводим
118
прямую, параллельную оси G, вправо до пересечения с пря мой, характеризующей насадку с d = 20 мм. Получаем точку d. Из этой точки проводим прямую, параллельную оси р, —Q, до пересечения с ранее проведенной прямой (точка с в правом верхнем углу). Полученная точка с показывает, что для ввода порошка при заданных условиях необходимо 45 мин.
Номограмма позволяет решать и ряд других вопросов, на пример определять режим работы эжекторного смесителя (дав ление на входе и диаметр насадки), если известны объем рас твора, его плотность и время на ввод бентонитового порошка.
Технологический режим ввода сухого баритового утяжелите ля можно выбирать по номограмме, приведенной на рис. 2.4.
П р и м е р 2. Требуется определить время работы БПР при утяжелении глинистого раствора, приготовленного из бенто нитового порошка, до плотности 1,8 г/см3, если известно, что объем утяжеляемого раствора равен 40 м3 и давление перед эжекторным гидросмесителем равно 2,5 МПа.
На оси р левого нижнего графика находим точку, соответ ствующую значению плотности, до которой необходимо утя-
0,т
Рис. 2.4. Номограмма для выбора режима работы БПР в процессе подачи порош кообразного барита в гидросмеситель: приращение плотности Др, г/см3:
1-0,112-0,2; 3-0,3; 4-0,4; значения р, МПа; Г-1,0; 2’-1,5: 3 -2,0; 5'-3,0,
119
желить буровой раствор. Из найденной точки поводим прямую, параллельную оси q, до пересечения с прямой Б. Затем из точ ки пересечения а' проводим прямую, параллельную оси Q —р, до пересечения с прямой, соответствующей объему 40 м3 (ле вый верхний график).
Из точки пересечения В' поводим прямую, параллельную оси q—G. После этого по правому нижнему графику с учетом, что порционное утяжеление бурового раствора желательно проводить при максимально возможной подаче БПР, т.е. при заглушенном отверстии на всасывающей линии пневмотранс порта (при d = 0), определяем подачу. В нашем случае при дав лении перед эжекторным гидросмесителем р = 2,5 МПа бу дем иметь G = 57 т/ч.
Из точки, соответствующей G = 57 т/ч, проводим прямую, параллельную оси Q—d, до пересечения с прямой, проведен ной из точки В' левого верхнего графика параллельно оси q— G. Точка пересечения с', полученная на правом верхнем гра фике, будет соответствовать значению времени, равному 1 ч. Это и есть время работы БПР, необходимое для утяжеления 40 м3 водоглинистой суспензии до плотности 1,8 г/см3.
П р и м е р 3. Требуется утяжелить буровой раствор от р = 1,6 г/см3 до р = 1,9 г/см3 (Ар = 0,3 г/см3). Выбрать техноло гический режим процесса утяжеления, при котором требуемое количество утяжелителя будет введено в буровой раствор рав номерно по всему циклу, если известно, что объем утяжеляемо го бурового раствора равен 120 м3, а время одного цикла прока чивания указанного объема через эжекторный гидросмеситель равно 2 ч.
Для этого на оси р левого нижнего графика (рис. 2.4) нахо дим точку, соответствующую плотности исходного бурового раствора (в нашем случае 1,6 г/см3). Затем из найденной точки проводим прямую, параллельную оси q, до пересечения с од ной из прямых 1,2,3,4, выражающих зависимость расхода утя желителя на 1м3 бурового раствора от приращения плотности. Для нашего примера (Др =0,3 г/см3) до пересечения на левом верхнем графике с прямой 3 в точке а. После этого из точки а проводим прямую, параллельную оси р—Q, до пересечения на левом верхнем графике с прямой, соответствующей заданному объему 120 м3. Из точки пересечения В проводим прямую, па раллельную оси G, до пересечения на верхнем графике с пря мой значения времени (в нашем случае 2 ч).
Затем из точки пересечения с проводим прямую, параллель ную оси Q—d, до пересечения с осью G (точка d) и прямыми V, 2', 3’, 4', &. Точка d будет соответствовать тому значению по дачи БПР, которое обеспечит ввод утяжелителя в течение все
120