Лекция 3. Технологические свойства промывочных жидкостей.

Технологические свойства промывочных жидкостей характеризуются определенными параметрами промывочной жидкости, которые обуславливают эффективность выполнения ими основных технологических функций: охлаждение породоразрушающего инструмента, удаление шлама с забоя и вынос его на поверхность по стволу скважины, закрепление стенок скважины и ряд других функций, обеспечивающих эффективность процесса бурения в целом.

1. Плотность - ρ [г/см³], [кг/м³], [т/м³]

Удельный вес – γ [м³]

Плотность – это параметр, который обеспечивает компенсацию пластового (порового) давления и бокового давления обваливающихся разрушенных горных пород в стенках скважины. [Н/м³]

а) пластовое (поровое) давление – избыточное давление флюидов (газ, вода, нефть)

Р_пл (Р_пор)

Рис. 30. Схема возникновения пластового давления.

Р_г.ст. (гидростатическое давление столба раствора, заполняющего скважину)

Р_г.ст. = _р  g  z_п (4)

где: _р – плотность раствора в скважине;

g – ускорение свободного падения;

z_п – расстояние от устья скважины до кровли продуктивного пласта.

Условие равновесия Р_пл  Р_г.ст., откуда _р = (5)

б) боковое давление горных пород, слагающих стенки скважины

_г.с. – геостатическое давление

_г.ст.

Р_б

Р_г.ст.

Рис. 31. Схема возникновения бокового и геостатического давления.

Условие устойчивости стенок:

Р_б = λ  _г.с.;

где: λ – коэффициент бокового распора λ = ;

 - коэффициент Пуассона;

Для хемогенных пород λ стремится к 1.

Тогда условие устойчивости стенок:

Р_г.с. = _р  g  z_п=P_б, откуда: _р = (6)

Параметры, определяемые плотностью:

1. Коэффициент аномальности:

Это отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба пресной воды (ρ_в·g·Z).

Физический смысл К_a состоит в следующем: коэффициент аномальности показывает во сколько раз пластовое давление выше гидростатического давления столба преснойводы на рассматриваемой глубине. Откуда:

Р_пл = k_а   g  z

2. Модуль градиента пластового давления:

Модуль градиента пластового давления показывает, какое давление приходится на 1м глубины скважины, или:

3. Индекс давления поглощения:

Индекс давления поглощения – это отношение давления поглощения к гидростатическому давлению столба пресной воды на рассматриваемой глубине; то есть показывает во сколько раз давление поглощения больше гидростатического давления на рассматриваемой глубине.

Давление поглощения – давление, при котором начинается поглощение жидкости из ствола скважины.

4. Модуль градиента давления поглощения:

ΔР_п = К_п  ρ_в  g (11)

5. Относительная плотность раствора:

К_а < ρ₀ < К_п (12)

6. Относительная минимальная и максимальная плотность:

где: а – коэффициент запаса а = 1,04 ÷ 1,15

Чем больше глубина скважины и чем выше пластовое давление, тем больше коэффициент запаса а.

Р – превышение давления на пласт, Р = 0,5 ÷ 3,5 МПа;

При выборе плотности пользуемся соотношениями:

7. Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи:

К_б – коэффициент безопасности К_б = 1,05 ÷ 1,1

2. Структурные и тиксотропные свойства

Тиксотропные свойства обусловливают увеличение прочности структуры раствора во времени, что важно при остановке циркуляции раствора.

Но тиксотропные свойства не должны быть избыточными, иначе при возобновлении циркуляции происходит:

- отрыв корки от стенок скважины, что ведет к обвалам и поглощениям;

- пусковые давления становятся высокими, что приводит к срабатыванию предохранительных клапанов на насосе.

Структурные свойства характеризуют прочность структуры глинистого раствора, в состоянии покоя.

СНС-2

F₁ = 2    R  h   (18)

h – высота цилиндра

R – радиус цилиндра

F₁ – усилие за счёт сил сцепления структуры

раствора с поверхностью цилиндра

 - статическое напряжение сдвига

F₂ = ;  = ₂ - ₁

M₁ – момент, необходимый для закручивания

нити на 1 градус [ ]

F₂ – усилие, возникающее в нити при её закручивании

Рис.32. Схема прибора СНС-2.

Остановка:

F₁ = F₂ 2    R  h   =

 =

К_н – константа нити



_{1 0}

₁

1 10 t, мин

Рис. 33. Изменение статического напряжения сдвига во времени.

₁₀ - статическое напряжение сдвига после нахождения прибора в покое в течении 10 минут;

₁ - статическое напряжение сдвига после нахождения прибора в покое в течении 1 минуты.

Если К_Т < 1,5 (коэффициент тиксотропного структурообразования), значит раствор обладает недостаточными тиксотропными свойствами. Необходимо, чтобы

Если К_Т > 3, значит раствор обладает избыточными тиксотропными свойствами.

Такой раствор нужно обработать химическими реагентами – разжижителями либо уменьшить концентрацию твёрдой фазы в растворе.

3. Фильтрационные свойства

Оцениваются по величине объема отфильтровавшейся жидкости за 30 мин. и толщине корочки, образующейся при фильтрации.

Фильтрация – отделение жидкой фазы от частиц дисперсной фазы на контакте с пористой перегородкой.

Условия фильтрации:

1. Р_г.ст.  Р_пор

корка

Р_г.ст.

фильтрат

Рис. 34. К условию возникновения фильтрации.

2. Диаметр частиц твердой фазы раствора соизмерим с размерами пор и каналов в горной породе, что приводит к образованию корки, которая препятствует поступлению фильтрата в пласт.

3. Рыхлая корка – является проницаемой коркой толщиной свыше 1,5–2мм, закупорка пор не происходит и проницаемость ее высокая. Это приводит к образованию на стенках скважины избыточного количества твердой фазы из состава бурового раствора и выбуриваемой породы, что способствует возникновению следующих явлений:

а) при подъёме бурового инструмента возникает эффект поршневания, что приводит к снижению давления в скважине, отрыву корки от стенок скважины, поглощению, обвалам горных пород стенок скважины;

б) при спуске бурового инструмента происходит увеличение давления на горизонты. Происходит гидроразрыв пород, сопровождающийся увеличением проницаемости горных пород. Как следствие, происходит поглощение промывочной жидкости, а также загрязнение продуктивного горизонта что сказывается на увеличение времени необходимого для освоения пласта.