7.3 Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза
Для разбуривания интервала 0 – 30 м используют глинистый раствор плотностью =1120 кг/м3. В качестве дисперсной фазы будет использоваться пресная вода. Для понижения водоотдачи глинистого раствора примем КМЦ-600. ГПАА производят на буровой – в глиномешалке. Получается смесь, которая
используется в качестве стабилизатора. Кальцинированная сода необходима для связывания ионов кальция и регулирование pH.
Таблица 7.1
Компонентный состав бурового раствора |
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3 |
1 |
2 |
Глинопорошок марки ПББ или ПБМБ |
81 |
КМЦ-600 |
3 |
Na2CO3 |
5 |
Вода пресная |
остальное |
2. Для разбуривания интервала 30 – 1059 м. Применяем в бурении техническая вода имеет плотность 1050 кг/см3, то есть представляет собой естественную водную суспензию, состоящую из собственно воды и распределённой в ней тонкодисперсной фракции выбуренных пород, осаждающихся крайне медленно. Для удаления накапливаемой высокодисперсной выбуренной породы вводится 0,003% флокулянта (ПАА) в виде раствора 0,1-0,3%-ной концентрации, а для повышения смазочных свойств воды – 0,1-0,2% сульфонола в виде 50%-ной концентрации.
3.Интервал 1763-1814м. Для его разбуривания наиболее подходящим является полимер-глинистый раствор с =1120 кг/м3 . Буровой раствор характеризуется следующим составом и содержанием компонентов.
Таблица 7.2-Содержание компонентов
Компонентный состав бурового раствора |
Расход химических реагентов и материалов, кг/м3 |
1 |
2 |
Глинопорошок марки ПББ или ПБМБ |
|
Мел |
152 |
КМЦ |
5 |
ФК-1 |
14 |
ПАВ |
5-8(на 1 м3 ) |
Ингибирующая смазочная добавка ФК-1
Ингибирующая смазочная добавка ФК-1 предназначена для обработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных, ин-гибирующих и фильтрационных свойств при бурении вертикальных и горизонтальных скважин.
Применение ФК-1 обеспечивает:
исключение нефти, СМАД и других экологически опасных смазывающих добавок;высокую ингибирующую способность бурового раствора;
снижение коэффициента трения и крутящего момента бурильной колонны.
Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях». Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа.
Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:
(7.1)и
(7.2)
В этих формулах:
Рпл – пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;
ZК – глубина залегания кровли этого пласта, м;
g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения;
ρв = 1000 кг/м3– плотность воды;
α=1,04–1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Едиными техническими правилами» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;
ΔΡ = (1,5-3,5) МПа – максимально допустимое превышение давления
бурового раствора над пластовым давлением.
Величину плотности следует вычислить по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принять меньшее.
Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле:
о= а*Ка (7.3)
где Ка - коэффициент аномальности пластового давления;
а - коэффициент запаса. Принимает значения:
0-1739м а=1,10;
1739-1814м а=1,05;
При выборе плотности должно быть выполнено условие: Ка<о<Кп. Поэтому следует проверить, выполняется ли это условие при выбранной плотности бурового раствора.
Разобьем всю глубину скважины на интервалы и запишем для них соответствующие коэффициенты аномальное и индексы давления поглощения.
Таблица 7.3- Коэффициенты аномальности и индексы давлений поглощений
Интервал, м (по скважине) |
Интервал, м |
Ка |
Кп |
1 |
2 |
3 |
4 |
0-30 |
0-30 |
1,08 |
1,54 |
30-1059 |
30-1059 |
0,992 |
1,484 |
1059-1763 |
1059-1763 |
0,995 |
1,486 |
1763-1814 |
1763-1814 |
1,11 |
1,56 |
Согласно Единым техническим правилам, плотность жидкости принимаем расчетная — расчетная + 0,02 г/см3. Найдем плотности буровой промывочной жидкости
Интервал 0-30 м.
о=1,10·1,00=1,10.
Окончательно задаю значение плотности =1100 ÷ 1300 кг/м3
Интервал 30-1763 м.
о=1,01·1,01=1,03
Окончательно задаю значение плотности =1000 ÷ 1030 кг/м3
Интервал 1763-1814 м.
о=1,05·1,05=1,10.
Окончательно задаю значение плотности =1000 ÷ 1200 кг/м3
Во избежание осложнений в скважине при бурении интервала 0 – 30 м используем глинистый раствор плотностью =1120 кг/м3. Его используем, так как этот интервал сложен неустойчивыми породами склонными к осыпанию и обваливанию. Для бурения интервала 5130 – 1763 м используем техническую воду плотностью =1050 кг/м3 и для бурения интервала 1497 – 2151 м
используем необработанный глинестый соленосыщенный раствор плотностью =1200 кг/м3 для не загрязнения продуктивных пластов и для устойчивости пород склонных к осыпанию и обваливанию.
Таблица 7.4 - Значения пластической вязкости η, динамического напряжения сдвига τ0
ρо |
τо , д Па |
η , м Па |
1120 ÷ 1300 |
60 |
5 |
1000 |
40 |
3 |
1120 ÷ 1300 |
60 |
5 |
1000 |
40 |
3 |
1120 ÷ 1140 |
50 |
5 |
Выбор показателей эффективной и условной вязкости
Рисунок 7.1 - Зависимость пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов
Таблица
7.5 - Гидравлическая программа промывки
скважины
Наименование параметров
|
Обозначение в формулах
|
Единицы измерения
|
Значение
|
1 |
2 |
3 |
4 |
Глубина бурения скважины |
L |
м |
1814 |
Глубина залегания кровли продуктивного пласта |
LK |
м |
1763 |
Пластовое давление |
Рпл |
МПа |
17,3 |
Глубина залегания подошвы слабого пласта |
L |
м |
1739 |
Давление гидроразрыва * |
Рг |
МПа |
23,74 |
Плотность разбуриваемых пород |
р |
кг/м3 |
2500 |
Механическая скорость бурения |
Vм
|
м/с
|
0,005
|
Момент турбобура, необходимый для разрушения породы |
Мр
|
Н • м
|
1450
|
Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама |
VK
|
м/с
|
0,7
|
Элементы бурильной колонны а)УБТ длина наружный диаметр внутренний диаметр |
1 dн dв |
м м м
|
131 0,178 0,07
|
Элементы наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного сечения бурового рукава в) диаметр проходного сечения вертлюга г) диаметр проходного сечения ведущей трубы |
- -
-
- |
мм мм
мм
мм |
144 76
75
74 |
Выбор показателей эффективной и условной вязкости
Условная вязкость, как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.Данные по пластической вязкости и динамическому напряжению сдвига берутся из (4) для кыновско – пашийского горизонта.
= 4,115,8 мПас
0 = 10,3 68,4 дПа
Эффективную вязкость можно определить по формуле:
эф=
4,1+
=5,81
мПас
Условная
вязкость при заданных значениях
пластической вязкости и динамического
напряжения сдвига рассчитывается по
формуле:
УВ= 14,7 + 0,87 5,81 + 0,01 5,812 = 20 с
Выбор величины показателя фильтрации
Значение показателя фильтрации бурового раствора для конкретных интервалов разреза следует определять на основе сравнения поведения стволов скважин, ранее пробуренных на данной площади. По данным технологического проекта водоотдача на всем разрезе скважины составляет 4 – 8 см3/30 мин.
Выбор величины водородного показателя
Величина водородного показателя буровых растворов на водной основе выбирается в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования его свойств. Для бурения скважины на Моисеевского месторождения величина водородного показателя составляет 8-9, среда щелочная.
Содержание песка
Содержание
песка определяется по процентному
содержанию в буровом растворе твердых
частиц, поддающихся седиментационнму
отделению.
Высокое содержание песка в растворе
приводит к быстрому износу клапанов,
поршней, цилиндров насосов, поэтому
содержание песка в растворе должно быть
ограничено 1%-2%.
Проверка реологических свойств
Увеличение дифференциального давления на забой 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 снизить гидравлические потери при течении бурового раствора в затрубном пространстве.
Снижение гидравлических потерь достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока и поддержания ламинарного режима течения в затрубном пространстве.
При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения является снижение эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
Если задана скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарный режим течения в затрубном пространстве.
Критическое значение критерия Рейнольдса при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве:
Reкр=7,3·He0,58+1814, (7.4)
где:
Не
- критерий Хедстрема
He=τo·(Dc-D)2·ρ/η2 (7.5)
τо - динамическое напряжение сдвига (Па)
η - пластическая вязкость (Па·с)
Dс -диаметр скважины (м): Dс=1,05· Dд
D – наружный диаметр бурильной колонны (м)
Выбранная скорость восходящего потока не должна превышать критическое значение скорости течения, т. е. Должно соблюдаться условие:
W ≤ Wкp
0-30 м
He=60· (0,31-0,203)2 ·1120/0,052=508844,4
Reкp=7,3· (508844,4)0,58+2100=16998,5
wкр=(16998,5 ·0,05)/((0,31-0,203) ·1120)=3,76м/с
w= 4·Q/(π· (Dc2-D2))=4·0,032/(3,14· (0,312-0,2032))= 0,74 м/с
За УБТ-203 режим течения ламинарный - следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.
30-1763 м
He=40· (0,2266-0,178)2 ·1000/0,032=156634,4
Reкp=7,3· (156634,4)0,58+2100=9622,4
wкр=(9622,4 ·0,03)/((0,2266-0,178) ·1000)=4,77 м/с
w= 4·Q/(π· (Dc2-D2))=4·0,016/(3,14· (0,22662-0,1782))= 0,67 м/с
За УБТ-178 режим течения ламинарный - следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.
1763-1814 м
He=40· (0,2266-0,178)2 ·1120/0,032=156634,4
Reкp=7,3· (156634,4)0,58+2100=9622,4
wкр=(9622,4 ·0,03)/((0,2266-0,178) ·1080)=4,77 м/с
w= 4·Q/(π· (Dc2-D2))=4·0,016/(3,14· (0,22662-0,1782))= 0,67 м/с
За УБТ-178 режим течения ламинарный - следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.
Выбор статического напряжения сдвига
Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.
Исследования ВНИИКРнефти и многолетняя практика бурения показали, что одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должна находиться в пределах θ1=5-15 дПа.
Согласно рекомендациям ВНИИКРнефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:
θ1=1,7-5,8 дПа, θ10=2,5-13,5 дПа.
Так как КТ отвечает необходимым условиям, следовательно буровой раствор обладает способностью к тиксотропному структурообразованию достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и шлама.
Выбор значения условной и эффективной вязкости
Условная вязкость, как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.
Данные по пластической вязкости и динамическому напряжению сдвига берутся из (4) для кыновско – пашийского горизонта.
= 4,115,8 мПас
0 = 10,3 68,4 дПа
Эффективную вязкость можно определить по формуле:
эф= 4,1+ =5,81 мПас
Условная вязкость при заданных значениях пластической вязкости и динамического напряжения сдвига рассчитывается по формуле:
УВ= 14,7 + 0,87 5,81 + 0,01 5,812 = 20 с