книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

ханическое свойства буровых растворов характеризуют и ко­ эффициентом тиксотропии:

Требуемая величина статического напряжения сдвига че­ рез 1 мин. (СНС|, дПа) может быть определена по следующей

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

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

Если же объем жидкости уменьшается, то с ростом СНС давление будет уменьшаться

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

Для сохранения коллоидной устойчивости раствора необ­ ходимо, чтобы

Нежелательно превышение структурной вязкости значе­ ний

Усредненное значение ДНС т0глинистых растворов может быть найдено из выражения

112

Для удержания частиц утяжелителя во взвешенном состоя­ нии необходимо, чтобы СНС за короткое время достигало зна­ чения

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

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:

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:

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:

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:

Масса химического реагента (полимера) для приготовления бурового раствора требуемого объема:

При п=1

116

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:

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

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