Министерство образования и науки Российской Федерации 3 страница

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 6Следующая ⇒

Наиболее часто дальнейшую классификацию глинистых растворов проводят по виду основного органического реагента – защитного коллоида, обеспечивающего агрегативную устойчивость глинистой суспензии и придающего глинистому раствору требуемые технологические свойства.

Все буровые растворы можно подразделить по признаку их взаимодействия с глинистыми породами на две группы:

- растворы обладающие способностью замедлять гидратацию и диспергирование выбуренной глины и ограничивать разупрочнение глинистых пород на стенках скважины – так называемые ингибирующие буровые растворы;

- неингибирующие растворы.

К ингибирующим буровым растворам относятся минерализованные, кальциевые, калиевые, известково-калиевые, гипсокалиевые, алюминированные, малосиликатные глинистые растворы; растворы с конденсированной твердой фазой, растворы на углеводородной основе и обращенные эмульсионные растворы с регулируемой активностью водной фазы. То есть ингибирующими могут быть такие системы, водная фаза которых содержит электролит в концентрации, достаточной для реакции катионного обмена на поверхности выбуренных частиц и на стенках скважины, или для реакций, в результате которых происходит модифицирование свежеобразованной поверхности глинистой породы.

Разновидности глинистых растворов представлены в таблице 10.

Таблица 5.2 – Разновидности глинистых растворов

№ п/п	Вид глинистого раствора	Вид электролитов, растворенных в дисперсионной среде	Концентрация электролитов в фильтрате

	Пресные	NaCl и др.	менее 10 кг/м
	Слабоминерализованные	NaCl и др.	10-35 кг/м
	Минерализованные	NaCl	35-100 кг/м
	Высокоминерализованные и соленасыщенные	NaCl	100-360 кг/м
	С полисолевой минерализацией	NaCl, KCl, MgCl	более 100 кг/м до насыщения по MgCl
	Известковые	Ca(OH)	до 0,8 кг/м ионов Ca
	Гипсовые (гипсоизвестковые)	CaSO , Ca(OH)	до 3,0 кг/м ионов Ca
Продолжение таблицы 5.2

	Хлоркальциевые	CaCl , Ca(OH)	до 5,0 кг/м ионов Ca
	Хлоркалиевые	KCl	до 70 кг/м
	Известково-калиевые	Ca(OH) , KOH	0,2-0,6 кг/м ионов Ca и до 3,0 кг/м ионов К
	Гипсокалиевые	CaSO , KCl	1,0-1,2 кг/м ионов Са и 30-70 кг/м КСl
	Алюмокалиевые	KAl(SO ) 12H O	до 5 кг/м
	Малосиликатные	Na O nSiO	до 5%

5.2 Факторы, влияющие на выбор бурового раствора

На выбор типа промывочной жидкости влияют многие факторы:

1) Степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора разупрочнять породы;

2) Растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы;

3) Способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем: способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы;

4) Характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура;

5) Величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициента аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты;

6) Температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости;

7) Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов;

8) Способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты;

9) Способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот;

10) Способ бурения;

11) Наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости;

12) Географическое местоположение скважины. Экологические соображения, требования к утилизации сточных вод и шлама.

13) Допустимость места расположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы;

14) Затраты на бурение интервала.

Необходимо выбрать промывочную жидкость для бурения интервала 0-120 м., представленного преимущественно слабосцементированными обломочными породами: песками, рыхлыми песчаниками с прослоями суглинков и глин.

Поскольку интервал 0-120 м. сложен неустойчивыми обломочными породами, при бурении его необходима тиксотропная промывочная жидкость, способная к эффективному коркообразованию.

Наличие пресной воды обуславливает применение пресного бурового раствора. Труднодоступность точки бурения и дорогостоящее транспортирование грузов на буровую делают предпочтительным применение растворов, не требующих большого количества материалов.

Учитывая накопленный опыт использования глинистых растворов для проводки скважин в интервале 0 – 120 м., в качестве основного варианта для бурения данного интервала предусматривается применение полимерного малоглинистого раствора на пресной воде.

В интервалах 120 – 300, 300 – 890 м имеются пласты с минерализованной водой и в этом интервале возможен прихват вследствие обвала неустойчивых пород. Поэтому исключается необходимость применения ингибирующих буровых растворов. Возможно применения пресных слабоминерализованных промывочных жидкостей.

В интервалах 890 – 1650, 1650 – 2770 м требования к промывочной жидкости минимальны, и основным является обеспечение высоких показателей работы долот, поэтому возможно применение полимерных безглинистых, малоглинистых растворов, глинистых растворов из высококачественного бентонита, асбогуматного и торфогуматного растворов.

Интервал 2770 – 3000 м. Промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу, водоотдача должна быть минимальной. Возможно применение глинистых растворов, в том числе эмульсионных.

Интервал 3000 – 3300 м содержит продуктивный пласт. Поэтому к буровому раствору предъявляется требование минимального загрязнения пласта. Применяем промывочную жидкость на пресной воде.

Проведя анализ выбора промывочной жидкости по интервалам бурения, окончательно для бурения скважины принимаем полимерный малоглинистый раствор на пресной воде.

6 ВЫБОР ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

6.1 Выбор плотности бурового раствора

Плотность промывочной жидкости для бурения какого – либо интервала можно рассчитать по формулам:

и ,

где - пластовое давления в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

- глубина залегания кровли этого пласта, м;

= 9,81 м/с² – ускорение свободного падения;

= 1000 кг/м³ – плотность воды;

а = 1,04 – 1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;

= (1,5-3,5) МПа - максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Для расчета пластового давления используем градиент пластового давления, который равен:

Интервал 0-1650:

Интервал 1650-3000:

Интервал 3000-3300:

Рассчитаем пластовое давление для каждого интервала по формуле:

Интервал 0-120:

Интервал 120-300:

Интервал 300-890:

Интервал 890-1650:

Интервал 1650-2770:

Интервал 2770-3000:

Интервал 3000-3300:

Расчетная плотность по интервалам:

Интервал 0-120 метров:

Принимаем плотность равную 1120 кг/м³

Интервал 300-890 метров:

Принимаем плотность равную 1120 кг/м³.

Интервал 890-1650 метров:

Принимаем плотность равную 1120 кг/м³.

Интервал 1650-2770 метров:

Принимаем плотность равную 1230 кг/м³.

Интервал 2770-3000 метров:

Принимаем плотность равную 1230 кг/м³

Интервал 3000-3300 метров:

Принимаем плотность равную 1280 кг/м³.

Таблица 5,3 - Значения плотности бурового раствора по интервалам бурения

Интервал бурения,м	Коэффициент аномальности пластового давления	Градиент пластового давления, МПа/100 м.	Расчетное значение плотности бурового раствора, кг/м	Принятое значение плотности бурового раствора, кг/м
0-120	1,0	1,0
120-300	1,0	1,0
300-890	1,0	1,0
890-1650	1,0	1,0
1650-2770	1,10	1,10
2770-3000	1,10	1,10
3000-3300	1,15	1,15

6.2 Выбор реологических свойств бурового раствора

Реологические свойства буровых растворов должны быть регламентированы, поскольку эти свойства необходимы для составления гидравлической программы бурения скважины.

Реологические свойства промывочных жидкостей в России обычно характеризуют значением пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ₀.

Реологические свойства промывочных жидкостей зависят от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

В настоящее время признается, что увеличение дифференциального давления на забое скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико-экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются уменьшить гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических сопротивлений достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока бурового раствора.

При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения, является снижение эрозионного действия потока бурового раствора на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.

По графикам зависимости пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от относительной плотности () выбираем эти неизвестные величины.

Таблица 5.4 - Реологические свойства бурового раствора

№ п/п	Интервал бурения, м.	Тип промывочной жидкости	Реологические свойства бурового раствора
Пластическая вязкость, мПа с	ДНС, дПа
	0-300	Полимер глинистый
	300-1650	Полимер глинистый
	1650-3300	Полимер глинистый

Характер режима течения бурового раствора определяется значением безразмерного критерия Рейнольдса, которое, в свою очередь, является функцией пластической вязкости и динамического напряжения сдвига раствора.

6.3 Определение минимально необходимого значения динамического напряжения сдвига для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве

Критическая скорость течения и критическое значение критерия Рейнольдса определяется через критерий Хедстрема:

где - динамическое напряжение сдвига, Па;

- диаметр скважины, исходя из применяемого диаметра долота равен:

Для интервала 0-300м: =0,3937*1,4=0,551 м,

Для интервала 300-1650м: =0,2953*1,3=0,383 м,

Для интервала 1650-3300м: =0,2159*1,2=0,259м.;

- наружный диаметр бурильной колонны, исходя из конструкции скважины равен:

Таблица 6.5 – Диаметр используемых бурильных труб

интервал	Обозначение бурильной трубы	Диаметр бурильной колонны,м
0-300	В-140 х 8Д	0,140
300-1650	В-140 х 8Д	0,140
1650-3300	ТБПВ	0,127

- пластическая вязкость, Па·с;

- плотность, кг/м³.

Критическое значение критерия Рейнольдса, при котором начинает турбулизация потока в затрубном пространстве:

Критическая скорость течения:

Выбранная скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве не должна превышать критическое значение скорости течения, то есть должно соблюдаться условие:

Такому значению критерия Рейнольдса соответствует величина критерия Хедстрема, определяемая по формуле:

Минимально допустимая величина динамического напряжения сдвига бурового раствора, при котором в растворе, движущемся с выбранной скоростью W, начинается турбулизация потока, находится по формуле:

Практикой бурения установлено, что для обычных глинистых растворов это отношение должно находиться в пределах:

При бурении интервалов под эксплуатационную колонну, где выдерживается соотношение , можно принимать .

При бурении интервалов под кондуктор и промежуточную колонны, когда и необходимо улучшить условия выноса обломков, целесообразно поддерживать .

Произведем расчет для всех интервалов бурения:

Интервал 0-300 метров

Интервал 300-1650 метров

Интервал 1650-3300 метров

Все расчеты сведем в таблицу 12.

Таблица 6.6 – Параметры бурового раствора в зависимости от глубины

Интервал бурения, м.
0-300	432881,8	2,82	160696832,6	7,64	2,55
300-1650		2,84		9,59	2,4
1650-3300		2,68		11,53	2,3

6.4 Выбор статического напряжения сдвига

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение СНС бурового раствора должно находиться в пределах . Минимально допустимое значение этого показателя составляет .