Буровые растворы

- 10% для скважин глубиной  до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5% для интервалов  от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях  проектом может устанавливаться  большая плотность раствора, но при  этом противодавление на горизонты  не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Таким образом, в интервале 0 – 800 м плотность раствора должна находится в следующих пределах:

 (1)

 г/см³

Фактическое значение для  этого интервала 1,15 – 1,17 г/см³

В интервале 800 – 3700 м (т.к. градиент пластового давления одинаков):

 г/см³

Фактическое значение для  этого интервала 1,13 – 1,14 г/см³

Сравнивая полученные данные с фактическими видно, что они  не значительно отличаются друг от друга.

5.2.Определение  значения СНС

 

Статическое напряжение сдвига (СНС) – величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры.

Для замеров СНС применяются специальные приборы пластомеры (ротационные, капиллярные). Как правило, СНС измеряется через 1 и 10 минут покоя и отношение этих показаний друг к другу называется коэффициентом тиксотропии, который характеризует темп роста структуры.

Для проектных расчетов, когда буровой раствор только подбирается, значение СНС можно посчитать по формуле:

 (2)

где D_м – эффективный диаметр наиболее крупных частиц выбуренной породы;

ρ_п и ρ – плотность выбуренной породы и бурового раствора;

m – коэффициент формы оседания частиц в буровом растворе (m = 1,6-2,5).

Значение D_м для долот типа С можно определить по следующей формуле:

 (3)

где d_с – диаметр долота, мм

В интервале 0-800 м:

 МП/см²

В интервале 800-3700 м:

 МП/см²

 

5.3.Определение  показателя фильтрации и толщины фильтрационной корки

 

Показатель фильтрации – величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время.

Толщина фильтрационной корки – величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора к образованию временной крепи на стенках скважины, определяемая толщиной слоя дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной поверхности проницаемой перегородки под действием определенного перепада давления за определенное время.

В целях улучшения  условий разрушения породы долотом  целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового промывочного раствора и к уменьшению толщины фильтрационной корки. При проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продуктивных горизонтов, значение показателя фильтрации строго регламентируется. Практикой бурения установлено, что в этих условиях величина показателя фильтрации, определяемая прибором ВМ-6, должна находиться в пределах 3-6 см³ за 30 мин.

Таким образом, скорость фильтрации должна уменьшаться с  течением времени, обеспечивая интегральную величину показателя фильтрации за 30 мин., необходимую для предотвращения осложнений в стволе скважины.

Так как толщина фильтрационной корки в первую очередь зависит  от дифференциального давления в скважине, проницаемости пород и вязкости фильтрата бурового раствора, то при одинаковых последних показателей, уменьшение дифференциального давления в скважине приведет к уменьшению толщины фильтрационной корки.

 

 

5.4.Условная  вязкость бурового раствора

 

Условная вязкость – величина, косвенно характеризующая гидравлическое сопротивление течению, определяемая временем истечения заданного объема бурового раствора через вертикальную трубку.

С уменьшением вязкости отмечается положительный эффект:

– снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора;

– улучшается отчистка забоя скважины, за счет ранней турбулизации потока под долотом;

– появляется возможность  реализовать большую гидравлическую мощность на долоте;

уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

Но, несмотря на все положительные  стороны уменьшения вязкости, следует придерживаться минимально допустимой вязкости, так как раствор со слишком низкой вязкости не сможет удерживать частицы выбуренной породы.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемый на приборе ПВ-5, не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1400 кг/м³ и 45 с для растворов с плотностью больше 1400 кг/м³.

 

5.5.Определение  структурной вязкости и динамического  напряжения сдвига

 

Структурная (пластическая) вязкость – величина, характеризующая темп роста касательных напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига в случае, когда зависимость касательного напряжения сдвига от градиента скорости сдвига представлена в виде прямой (не проходящей через начало координат), определяемая углом наклона этой прямой.

 (4)

В интервале 0-800 м:

 Па*с

В интервале 800-3700 м:

 Па*с

Динамическое напряжение сдвига – величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению, определяемая отрезком на оси касательного напряжения сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависимость касательной напряжения сдвига от градиента скорости сдвига при течении бурового раствора.

 (5)

В интервале 0-800 м:

 Па

В интервале 800-3700 м:

 Па

 

6.ВЫБОР ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ

 

Для обеспечения необходимых  свойств буровые растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе проводки ствола скважины.

Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное ее назначение — стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы.

Для бурения данной скважины выбраны следующие реагенты:

 – бентонит;

 – КМЦ-600;

 – ССБ;

 – МАС-200;

 – СМАД-1

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — растворяющееся в воде волокнистое вещество желтоватого цвета — представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты.

КМЦ весьма активна в качестве реагента понизителя водоотдачи. В некоторых случаях она снижает и СНС. КМЦ-600, по сравнению с другими модификациями КМЦ обладает более высокой степенью полимеризации (600 ± 30) и вязкостью (16 – 17 мПа*с).

Глинистый раствор, обработанный КМЦ предназначен для бурения в хемогенных породах.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) — отход производства целлюлозы при сульфитном способе варки. По внешнему виду это густая темно-бурая жидкость. Добавка ССБ, помимо снижения водоотдачи, уменьшает вязкость и статическое напряжение сдвига. Основной недостаток этого реагента — способность вспенивать буровые растворы.

МАС-200 относится к  ПАВ-пеногасителям и добавляется  для уменьшения вспенивания раствора при обработке его ССБ.

СМАД-1 – окисленный петролатум в дизельном топливе в соотношении 1:1. СМАД-1 является смазочной добавкой, которая дает возможность существенно повысить работоспособность бурового инструмента, снизить затраты мощности на холостое вращение бурильной колонны, облегчить условия работы буровых насосов.

 

7.ОПРЕДЕЛЕНИЕ  РАСХОДА МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ, УТЯЖЕЛЕНИЯ И ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА

 

1. Расход КМЦ для обработки раствора определяется по формуле:

 (6)

где k – коэффициент, показывающий количество КМЦ, необходимое для обработки исходного объема бурового раствора. Принимаем k = 0,02

V_исх – исходный объем бурового раствора:

 (7)

где V_скв – объем скважины до обработки бурового раствора;

V_ж – объем желобной системы

V_п.е. – объем приемных емкостей

 м³

Согласно данным таблицы 11 СУСН: n₁ = 41,4; n₂ = 33,4; l₁ = 500 – 0 = 500 м; l₂ = 2600 – 500 = 2100 м

 т

2. Расход ССБ определим  по формуле:

 (8)

 т

 

3. Количество утяжелителя  рассчитывается по формуле:

 (9)

где ρ₁ – плотность раствора до обработки

ρ₂ – необходимая плотность раствора после обработки

ρ₃ – плотность утяжелителя

n – влажность

Допустим требуется  утяжелить раствор от 1140 кг/м³ до 1240 кг/м³. Применяем утяжелитель с плотностью 4300 кг/м³, влажность 10 %, тогда:

 т

 

8.ТЕХНОЛОГИЯ  ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

 

В практике бурения скважин  используются разнообразные технологические  приемы для приготовления буровых  растворов.

Для приготовления раствора на данной скважине применяется блок приготовления растворов, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой (Приложение 1) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом.

Бункера предназначены  для приема, хранения и подачи порошкообразных материалов в камеру гидроэжекторного смесителя. Они представляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме 5 стойках 6. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

К коническому днищу  прикреплено разгрузочное устройство, включающее аэратор, поворотную шиберную заслонку и воздушный эжектор. На крышке бункера установлен воздушный фильтр.

Выносной гидроэжекторный смеситель состоит из корпуса с тремя патрубками. К верхнему патрубку крепится прием для поступающего из бункера или через воронку порошкообразного материала. В левом патрубке установлены сменный твердосплавный штуцер и труба для подачи жидкости от насоса. К правому патрубку прикреплены диффузор и сливная труба.

При прохождении подаваемой насосом жидкости через штуцер в  камере гидроэжекторного смесителя создается вакуум. В результате этого порошкообразный материал из бункера поступает по резинотканевому гофрированному рукаву в камеру.

Принцип действия блока  БПР состоит в следующем (Приложение 2). Порошкообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину автоцементовозом, загружается в силосы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора, поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении силоса, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированный шланг.

Жидкость, прокачиваемая  насосом через штуцер гидросмесителя, в камере  последнего создает  разрежение, а так как в силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой.

Так же в приемных емкостях ЦС установлены механические перемешиватели типа ПМ. Он состоит (Приложение 3) из лопастного 1 и промежуточного 2 валов, рамы 3, мотор-редуктора 4 и крыльчатки 5. Лопастный вал выполнен в виде трубы, к верхней части которой приварен фланец, а к нижней — присоединена втулка с шестью лопастями. Нижняя часть промежуточного вала соединена с лопастным валом при помощи фланца, а верхняя часть — с мотор-редуктором при помощи муфты.