1. 1 Функции и классификация промывочных жидкостей при бурении скважин
 Скачать 97.07 Kb.
|
|
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Функции и классификация промывочных жидкостей при бурении скважин. При бурении промывочная жидкость должна: 1 обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбуренных частиц и вынос их на дневную поверхность; 2 удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки; 3 способствовать повышению устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины; 4 создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и поглощения промывочной жидкости; 5 хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота; 6 обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, особенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними; не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов; 8 обладать закупоривающими свойствами, т. е. создавать в порах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, мало-проницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными породами и препятствующую проникновению в них не только самой промывочной жидкости, но и ее фильтрата; 9 иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпературных скважин и низкую температуру замерзания, а также небольшую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах; 10 быть достаточно инертной к воздействию обломков выбуренных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств; 11 облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом; 12 не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать сильное абразивное воздействие на оборудование; 13 защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии; 14 достаточно легко перекачиваться буровыми насосами; 15 состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов. Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных па поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот. Классификация промывочных жидкостей Различные требования к составу и качеству промывочной жидкости, предъявляемые в конкретных условиях разбуривания объекта, многообразие геологических условий, наличие подходящего сырья обусловили появление промывочных жидкостей нескольких типов. Все промывочные жидкости можно разделить на следующие основные группы. 1 Промывочные жидкости на водной основе: 1 вода (пресная, морская, рассолы); 2 глинистые суспензии; 3 естественные суспензии, образующиеся при разбуривании неглинистых пород и аргиллитов; 4 суспензии на базе гидрогелей; 5 эмульсии типа «масло в воде». 2 Промывочные жидкости на неводной основе: 1 дегазированная нефть и нефтепродукты; 2 многокомпонентные растворы на углеводородной основе; 3 обращенные эмульсии типа «вода в масле». 3 Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания). 4 Аэрированные промывочные жидкости и пены. 1.2 Основные показатели параметров промывочной жидкости, приборы для их контроля, функции, выполняемые в процессе бурения Основные параметры буровых растворов Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель. Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м3, у малоглинистых растворов - 1050... 1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м3 и более. Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5...10 %. Вязкость характеризует свойство раствора оказывать сопротивление его движению. Показатель фильтрации - способность раствора при определенных условиях отдавать воду пористым породам. Чем больше в растворе свободной воды и чем меньше глинистых частиц, тем большее количество воды проникает в пласт. Статическое напряжение сдвига характеризует усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести раствор из состояния покоя. Стабильность характеризует способность раствора удерживать частицы во взвешенном состоянии. Она определяется величиной разности плотностей нижней и верхней половин объема одной пробы после отстоя в течении 24 ч. Для обычных растворов ее величина должна быть не более 0,02 г/см3, а для утяжеленных - 0,06 г/см3. Суточный отстой - количество воды, выделяющееся за сутки из раствора при его неподвижном хранении. Для высокостабильных растворов величина суточного отстоя должна быть равна нулю. Содержание песка - параметр, характеризующий содержание в растворе частиц (породы, не разведенных комочков глины), не способных растворяться в воде. Его измеряют по величине осадка, выпадающего из бурового раствора, разбавленного водой, после интенсивного взбалтывания. В хорошем растворе содержание песка не должно превышать 1 %. Величина водородного показателя рН характеризует щелочность бурового раствора. При рН > 7 раствор щелочной, при рН = 7 -нейтральный, при рН < 7 – кислы Приборы для контроля бурового раствора Приборы контроля – важный, обязательный и необходимый элемент производственной деятельности предприятия, они выполняют важные функции для обеспечения нормальной деятельности (прибор для определения водоотдачи, прибор для определения густоты раствора, определитель статического напряжения сдвига и др.). Таким образом, приборы контроля используются для систематической проверки состояния предметов и материалов производственного назначения. Современная промышленность полностью опирается на показатели приборов контроля, так как это позволяет повысить уровень изнашиваемости оборудования, оборотности и как следствие – повышение уровня производительности, рентабельности и платежеспособности предприятия. Приборы контроля значительно уменьшают затраты предприятия на ремонт и нормативный брак, а в отдельных случаях гарантируют соблюдение норм охраны труда и даже сохранности жизни персонала на предприятии. На сегодняшний день приборы контроля используются практически на всех крупных и средних предприятиях, набирая всё более масштабные обороты и играя всё более незаменимую роль в производстве. Совершенно очевидно, что современные приборы контроля становятся объективно необходимым и обязательным условием продуктивного процесса, определяя сохранность оборудования и материалов, обеспечивая их нормальное функциональное назначение, являясь эффективной статьёй экономии и увеличения совокупную прибыльность предприятия. 1 «Игла Вика» ИВ-2 — предназначен для определения нормальной густоты, сроков схватывания и определения толщины корки цементного теста. 2 Ареометр АБР — 1 — предназначен для измерения плотности буровых и любых других растворов, а также жидкостей и пульп, нейтральных к полиэтилену. 3 Вискозиметр бурового раствора ВБР – 2 -предназначен для определения плотности буровых или любых других растворов, а также жидкостей и пульп, нейтральных к полиэтилену. 4 Конус растекаемости КР — 1 — предназначен для определения растекаемости цементного камня раствора. 5 КТК-2 — прибор предназначен для определения коэффициента трения фильтрационной корки буровой промывочной жидкости в условиях промысловых лабораторий и на буровых с целью выявления эффективности смазочных добавок и оперативного вмешате 6 Лаборатория ЛГР – 3 — предназначена для контроля параметров бурового раствора, а также может применяться для определения плотности тампонажного раствора. 7 Отстойник ОМ-2 — предназначен для определения процентного содержания общего песка, а также отмытого песка в пробе глинистого раствора. 8 Пикнометр П-1 — прибор предназначен для определения плотности цементного раствора. 9 Прибор ТЭЭ — 01 — предназначен для измерения электрической стабильности гидрофобных эмульсий экспресс-методом. 10 Прибор для определения водоотдачи ВМ — 6 — предназначен для определения показателя фильтрации (водоотдачи) глинистых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. 11 Прибор ПГР-для определения густоты раствора 12 СНС-2 определитель статического напряжения сдвига — предназначен для измерения статического напряжения сдвига глинистых растворов и применяется в нефтяной и газовой промышленности в промысловых лабораториях. 13 СТАЛАГМОМЕТР CТ-1 — прибор предназначен для определения поверхностного натяжения растворов. Методом определения объема капель,выдавливаемых на границах. 14 Устройство ПКН-2 — предназначено для определения коэффициента набухания глины. 15 Цилиндр стабильности ЦС-2 — предназначен для определения показателя стабильности бурового раствора. Функции бурового раствора Основные функции бурового раствора 1 Разрушение забоя скважины 2 Удалять выбуренную породу ( буровой шлам) с забоя скважины 3 Транспортировать выбуренную пород (буровой шлам) на поверхность 4 Охлаждение долота 5 Передавать гидравлическую энергию забойному двигателю ( при турбинном бурении и бурении с винтовым забойным двигателем). Дополнительные функции 1 Создание достаточного давления на вскрытие скважиного пласта, чтобы исключить ГНВП 2 Образование на стенках скважины тонкой , но прочной и малопроницаемую фильтрационную корку, предотвращающей проникновение ПЖ или ее фильтрата в породу 3 Удержание во взвешенном состоянии твердой фазы при временном прекращении циркуляции 4 Предотвращение возникновения осыпей и обвалов 5 Обеспечение охранения естественной проницаемости коллектора 6 Снижение веса бурильной или обсадной колонны, находящихся в скважине за счет выталкивающей силы, уменьшая нагрузку, действующую на подъемный механизм буровой установки 7 Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа 8 Обеспечение проведения геофизических исследований 9 Обеспечение сокращения затрата на крепление скважин. 1.3 Цели и задачи контроля параметров промывочных жидкостей в процессе бурения Задача контроля —получениеобъективнойинформацииосвойствахбуровогораствора, позволяющейсвоевременнообнаружитьихотклонение от проектных значений и принять соответствующие меры по восстановлению качества раствора. Суть контроля параметров бурового раствора заключается в том, что в определенное время из системы циркуляции отбирают заданное количество проб и выполняют измерения с помощью приборов и устройств. По результатам измерений находят средние значения параметров и в зависимости от положения этих значений относительно заданных границ принимают решение об их регулировании. Во УБР должен быть организован круглосуточный контроля за изменениями параметров промывочной жидкости в процессе бурения. Этот контроль организовывают и осуществляют специальные лаборатории. В УБР производящем одновременное бурение нескольких скважин, имеется стационарная лаборатория. На стационарную лабораторию возлагается: - определение качества применяемых глин, воды, реагентов, утяжелителей; - подбор рецептур бурового раствора, обеспечивающего нормальную проводку скважин; - контроль за качеством бурового раствора и выдача соответствующих практических указаний по ее рецептуре. На ответственных буровых установках лаборатория ведет повахтенный контроль за качеством бурового раствора, а на остальных буровых установках она проверяет качество промывочной жидкости раз в сутки. В процессе бурения предусматривается три режима контроля параметров бурового раствора: контроль в нормальном режиме, т.е. при отсутствии нарушений предупреждающих границ регулирования; контроль при нарушении предупреждающих границ регулирования; контроль при возникновении отклонений параметров от их проектных значений, т.е. при нарушении внешних границ регулирования. Контроль в нормальном режиме ведется путем измерения и нанесения на контрольные карты одиночных значений параметров. Контроль при нарушении предупреждающих и внешних границ регулирования ведется путем определения и нанесения на контрольные карты выборочных средних значений параметров. Контроль в нормальном режиме проводится следующим образом:в моменты времени, указанные в плане контроле, из циркулирующего бурового раствора отбирается одна проба; в этой пробе измеряются параметры, указанные в плане контроля; змеренные одиночные значения в виде точек наносятся на соответствующие контрольные карты. Контроль в этом режиме ведется до нарушения каким-нибудь параметром предупреждающих границ регулирования (попадание точки на границу не считается нарушением границы). При нарушении каким-нибудь параметром предупреждающих границ регулирования переходят ко второму режиму контроля, который проводится следующим образом: при попадании одиночного значения (т.е. точки) за предупреждающую границу с периодичностью, указанной в примечании к плану контроля (см. приложение 5), отбираются еще две пробы бурового раствора; в каждой пробе измеряется значение данного параметра; по трем полученным значениям определяется среднее арифметическое значение, которое в виде крестика наносится на контрольную карту допускается перемешивать очередные три пробы одинакового объема и измерять в полученном растворе значение параметра, которое в виде крестика наносится на контрольную карту; следующие три пробы в этом режиме отбираются в моменты времени, указанные в плане контроля для данного параметра; Контроль в этом режиме ведется до тех пор, пока выборочное среднее значение параметра находится между предупреждающей и внешней границами (попадание крестика на внешнюю границу не считается нарушением границы). При нарушении каким-нибудь параметром внешней границы регулирования переходят к третьему режиму контроля, который проводится следующим образом: при попадании одиночного или выборочного среднего значения (т.е. точки или крестика) за внешнюю границу регулирования начинают отбирать пробы бурового раствора с периодичностью, указанной в примечании к плану контроля в каждой пробе измеряется значение параметра, у которого нарушена внешняя граница регулирования; по каждым трем полученным значениям определяется среднее арифметическое значение, которое в виде крестика наносится на контрольную карту, допускается перемешивать очередные три пробы одинакового объема и измерять в полученном растворе значение параметра, которое в виде крестика наносится на контрольную карту; Контроль в этом режиме ведется до тех пор, пока выборочное среднее значение параметра находится за внешней границей регулирования. При возвращении выборочного среднего значения (крестика) внутрь внешних или предупреждающих границ регулирования переходят соответственно ко второму или первому режиму контроля. 1.4 Выбор типа промывочных жидкостей в зависимости от конкретных горно-геологических условий. Факторы, влияющие на выбор бурового раствора. 1 степень устойчивости горных порол 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; 4мхарактеристика 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 коэффициентов 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; |