4.Расчеты по буровым растворам. Асчет расхода бурового раствора по интервалам бурения и на одну скважину
 Скачать 84.5 Kb.
|
|
Расчет расхода бурового раствора по интервалам бурения и на одну скважину Необходимое количество бурового раствора определяется по формуле: Q = n1L1 + n2L2 + n3L3 +….+nnLn где Q – общий объем бурового раствора на 1 скважину, м3; n – норма расхода бурового раствора на 1 м проходки с учетом коммерческой скорости, диаметра долота и обработки раствора (необработанный и химически обработанный), м3/м; L – интервал скважины, соответствующий данной норме, пробуренный одним диаметром долота, м. При переходе с бурения водой на бурение буровым раствором или с одного вида раствора на другой учитывается дополнительный объем, необходимый для заполнения скважины, исходя из объема обсаженной и необсаженной части скважины с учетом коэффициента кавернозности и объема приемных емкостей или амбаров. Объем обсаженной части устанавливается: объем 1 м внутритрубного пространства и интервала бурения одним долотом. Объем необсаженной части устанавливается: объем 1 м скважины в зависимости от диаметра долота и коэффициента кавернозности, и интервала бурения одним долотом. Коэффициент кавернозности определяется техническим проектом на предприятии. Вместимость приемных емкостей и желобов принимается в зависимости от типа буровой установки и системы очистки. Расчет количества утяжелителя и химических реагентов по интервалам бурения и на одну скважину Необходимое количество утяжелителя определяется по формуле: Q = nу1Vисха1 + n1nу1L1a1 + …+ nnnуnLnan где Q – общий расход утяжелителя, т; n1, nn – норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3/м; nу1, nуn – норма расхода утяжелителя на 1 м3 раствора, т/м3; Vисх – исходный объем бурового раствора, м3 a1, аn – коэффициент повышения плотности бурового раствора по сравнению с исходным; L1, Ln – интервал скважины, соответствующий данной норме, м Vисх = Vскв + Vn где Vскв – объем раствора в скважине до интервала утяжеления, м3; Vn – объем приемных емкостей или желобов, м3 а = 10(у - исх) где у – плотность утяжеленного бурового раствора, г/см3; исх – плотность исходного бурового раствора, г/см3. Расчет необходимого количества химических реагентов производится отдельно по каждому виду химического реагента Q = n1V1 +n2V2 +…+ nnVn где Q – общий расход химического реагента на скважину, кг; n1, n2, nn – норма расхода химического реагента на 1 м3 бурового раствора, кг; V1, V2, Vn – объем бурового раствора по интервалам бурения скважины, м3. Необходимое количество глины и воды для приготовления бурового раствора определяется по такой же формуле, что и расчет количества химических реагентов. Соответственно используются нормы расхода глины и воды для приготовления 1 м3 бурового раствора в зависимости от его плотности и учитывается объем раствора на каждом интервале бурения скважины. по разрабатываемой тематике. Объем технологического раздела 45-50 с. Заключение Промывочную жидкость выбирают с учетом характеристики горных пород по их устойчивости при бурении, по механизму нарушения устойчивого состояния, по восприимчивости к воздействию буровых растворов. Большое внимание необходимо уделять разбуриванию глинистых отложений, так как они составляют значительную часть геологического разреза скважин во многих нефтегазоносных районах. На их долю приходится до 70 % общего объема осадочных пород. В зависимости от плотности глинистые породы можно разделить на несколько групп. Каждая группа характеризуется соответствующими значениями пористости, минерализацией поровой воды, емкостью обменного комплекса. Желательно учитывать степень уплотнения глины. Это отношение фактической плотности к плотности нормально уплотненной глины на данной глубине. Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания глинистых пород: при плотности глинистой породы 1,70 г/см3, минерализации поровой воды 5,0 г/л, глубине бурения 400 м – глинистый раствор, обработанный лигносульфонатами, а при глубине от 400 м до 1800 м – кальциевый, калиевый, лигносульфонатный; при плотности глинистой породы 1,9 – 2,10 г/см3, минерализации поровой воды 5,0 – 13,0 г/л, глубине бурения 1700 м – кальциевый, калиевый, лигносульфонатный, на основе гидрогеля магния (на глубине 3000 – 5000 м); при плотности глинистой породы 2,10 – 2,30 г/см3, минерализации поровой воды 13,0 – 22,0 г/л, глубине бурения 3000 – 5000 м – кальциевый, калиевый, для глубины 4000-6000 м – стабилизированный, соленонасыщенный, на основе гидрогеля магния, кальциевый, калиевый; при плотности глинистой породы 2,3 – 2,4 г/см3, минерализации поровой воды 22,0 – 80,0 г/л, глубине бурения 4000 – 5000 м – кальциевый, калиевый; при плотности глинистой породы 2,40 – 2,50 г/см3, минерализации поровой воды 22,0 – 80,0 г/л, глубине бурения 5000 – 6000 м – глинистый раствор обработанный лигносульфонатами или гуматный раствор. При одной и той же плотности глинистой породы, с увеличением глубины бурения увеличивается содержание ионов кальция в кальциевом растворе от 1200 2500 мг/л до 3000 3500 мг/л, а в калиевом растворе увеличивается содержание хлористого калия от 30 50 г/л до 60 70 г/л. При разбуривании интервалов залегания хемогенных пород требуются специальные буровые растворы. В зависимости от минералогического состава хемогенных пород выбирается вид и состав промывочной жидкости. С увеличением глубины залегания хемогенной породы увеличивается ее растворимость и снижается прочность, так как с глубиной повышается температура и давление. Следовательно, состав раствора следует подбирать для каждого интервала . Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания хемогенных пород: при бурении галита на глубине 1500 м – необработанный соленасыщенный глинистый раствор, на глубине 1500 м – соленасыщенный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами; при бурении галита с пропластками карналлита, бишофита на глубине 1000 м – необработанный соленасыщенный глинистый раствор, на глубине 1000-1500 м – соленасыщенный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами, на глубине 1500 м – буровой раствор на основе гидрогеля магния, известково-битумный раствор, инвертные эмульсии; при бурении галита с пропластками сульфатных пород ангидрита и гипса на глубине 1500 м – буровой раствор на основе гидрогеля магния; при бурении галита с пропластками терригенных пород на любой глубине – соленасыщенный глинистый раствор, обработанный химическими реагентами ,на основе гидрогеля магния, известково-битумный раствор, инвертные эмульсии. При бурении плотных известняков, доломитов, сцементированных песчаников и других устойчивых пород, которые не содержат пластовых флюидов (газ, нефть, вода) к промывочной жидкости не предъявляются особые требования. При разбуривании таких пород можно использовать для промывки скважины техническую воду, пену, аэрированную жидкость, воздух. При бурении скважин на промывочную жидкость оказывают влияние минералогический состав разбуриваемых горных пород и пластовые воды различного химического состава. Взаимодействие между ними приводит к изменению свойств бурового раствора, т. е. к изменению его устойчивого состояния. Соответственно и буровой раствор влияет на устойчивость горных пород. При разбуривании глинистых отложений может происходить переобогащение бурового раствора глинистой фракцией. При бурении хемогенных пород частицы, переходящие в раствор растворяются в дисперсионной среде, изменяя его свойства. В очистной системе удаляются от 50 до 90 % массы частиц разбуриваемых пород. Остальные наиболее тонкодисперсные фракции этих частиц остаются в промывочной жидкости. На их смачивание расходуется часть дисперсионной среды. Поэтому по мере накопления твердой фазы и роста ее удельной поверхности в результате диспергирования частиц возрастают реологические свойства промывочной жидкости (вязкость, СНС), изменяются водоотдача и толщина глинистой корки. Эти изменения происходят особенно интенсивно при разбуривании глинистых пород с применением промывочной жидкости на водной основе. Более серьезное влияние оказывают пластовые воды, которые отличаются по солевому составу и могут содержать растворенный газ. Если в промывочную жидкость на водной основе попадает пресная вода, то уменьшается вязкость, СНС, возрастает водоотдача, ухудшается стабильность. Более сложно воздействие минерализованных пластовых вод на свойства бурового раствора. Минерализация пластовых вод может изменяться в широких пределах: у карбонатно-натриевых вод от 0,1 до 30 г/л, у хлоркальциевых вод от 60 до 260 г/л и более – это рассолы. С глубиной минерализация пластовых вод возрастает. Причем, действие двухвалентных катионов пластовых вод (Са2+, Мg2+) значительно сильнее, чем действие одновалентных ионов (Cl-). Между глинистыми частицами дисперсной фазы и ионами минерализованной воды происходят обменные химические реакции. Если количество минерализованной воды, поступившей в буровой раствор незначительно, то возможна гидрофильная (скрытая) коагуляция. В результате уменьшается толщина гидратных оболочек на глинистых частицах, возрастает водоотдача, толщина глинистой корки, СНС, условная вязкость. Если минерализация раствора возрастает значительно, то возможна гидрофобная (явная) коагуляция. Происходит образование крупных агрегатов, выпадение их в осадок. Буровой раствор теряет агрегативную и кинетическую устойчивость, разделяется на твердую и жидкую фазы, водоотдача увеличивается еще больше При попадании в раствор ионов кальция СаСl2 и ионов магния МgCl2, раствор коагулирует более активно, чем при взаимодействии с солью типа NaCl. Поэтому стоит задача в поддержании свойств растворов на заданном уровне. Методы получения более качественного бурового раствора следующие: 1. Использование лучших сортов глины. 2. Изменение относительного содержания и состава дисперсной фазы и дисперсионной среды. 3.Обработка растворов химическими реагентами и специальными добавками. Не всегда имеются в наличии лучшие сорта глины. С ростом содержания глинистой фазы быстро возрастает вязкость раствора и он становится труднопрокачиваемым. Разбавление его водой приводит к увеличению водоотдачи. Поэтому регулирование свойств этим методом ограничено. Наиболее широкие возможности регулирования качества растворов связаны с обработкой их химическими реагентами и специальными добавками. Механизм влияния химических реагентов на свойства раствора основан на физико-химическом взаимодействии их с частицами дисперсной фазы. При химической обработке решаются в основном две задачи : стабилизация раствора и регулирование свойств, зависящих от степени стабилизации. Восстановление и упрочнение структуры бурового раствора. Характеристика химических реагентов зарубежных компаний IKR – представляет собой мало повышающий вязкость первичный понизитель водоотдачи, эффективный во всех системах на водной основе. IKR используется для понижения водоотдачи при высоких температурах и давлениях и для минимизации динамической фильтрации. IKR поставляется также в модификации: IKR-B. Разновидность IKR, предназначенная для использования в условиях высокой температуры – IKR – HTR, устойчива к температуре до 1500 С (3100 F) при использовании в условиях буровой. Характеристики: Внешний вид: беловатый порошок, объемная плотность: легко растворим в пресной и морской воде, а также в концентрированных рассолах; термостойкость: устойчив в условиях буровой до 1300 С (2700 ). IKR является чрезвычайно экономичным понизителем водоотдачи, который может использоваться во всех системах на водной основе и особенно полезен в буровых растворах, приготовленных на основе насыщенных солевых растворов. IKR растворим в кислоте и, следовательно, является весьма эффективным в жидкостях для заканчивания и проведения ремонтных работ. B-POLYMER представляет собой полимерный первичный регулятор вязкости. Выдающейся особенностью растворов B-POLYMER является понижение вязкости с возрастанием скорости сдвига. B-POLYMER – один из немногих полимеров, создающих постепенно возрастающие статические напряжения сдвига, что позволяет без труда достичь поддержания утяжеляющих агентов во взвешенном состоянии без необходимости прибегать для этого к очень высоким вязкостям. B-POLYMER особенно хорош для использования в жидкостях для заканчивания и проведения капитальных ремонтных работ, а также в операциях по заводнению. Характеристики: Внешний вид: порошок кремоватого цвета; объемная плотность: 0,6 – 0,8 г/см3; растворимость: легко растворим в пресной и морской воде и в концентрированных соляных растворах; термостойкость: устойчив до 1300 С при 16-часовых лабораторных испытаниях и до 1600 С в полевых условиях. B-POLYMER применяется для получения высоких динамических и статических напряжений сдвига при низкой пластической вязкости. B-POLYMER хорошо распускается в пресной и морской воде и в насыщенных растворах и нечувствителен к загрязнению растворенными ионами. Он эффективен в широком диапазоне рН от 3 до 12, и обеспечивает определенную степень контроля водоотдачи. ECOPAC R представляет собой комбинированный регулятор вязкости и понизитель водоотдачи для всех типов буровых растворов на водной основе. Белый порошок. Модифицированный полианионный полимер со средним до высокого молекулярным весом.. Характеристики: Объемная плотность: 150 – 300 кг/м3; растворимость: легко растворим во всех буровых растворах на водной основе; термостойкость: устойчив в лабораторных испытаниях до 1500 С и в 39 полевых условиях до 1800 С. ECOPAC R действует как регулятор вязкости и дает жидкость,характеризующуюся уменьшением вязкости с возрастанием скоростей сдвига, а также хорошим значением отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости. ECOPAC R используется также для контроля водоотдачи в системах на основе пресной или морской воды и, в отличие от традиционной карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), является эффективным в насыщенных солевых растворах и магниевых рассолах. Он обнаруживает хорошую стойкость по отношению к загрязнению кальцием. ECOPAC XL представляет собой чрезвычайно эффективный, не оказывающий влияние на вязкось, понизитель водоотдачи. Беловатый порошок. Модифицированная низкомолекулярная полианионная целлюлоза. Характеристики: Объемная плотность: 150 – 300 кг/м3; растворимость: легко растворим во всех буровых растворах на водной основе; термостойкость: устойчив в лабораторных испытаниях до 1500 С и в полевых условиях до 1800 С. ECOPAC XL чрезвычайно эффективен в качестве понизителя вязкости и особенно полезен в утяжеленных буровых растворах. Он оказывает слабое диспергирующее действие, которое способствует контролю значений статического напряжения сдвига и улучшает качество фильтрационной корки. Продукт растворим в пресной и морской воде, растворах хлористого натрия и хлористого калия и проявляет хорошую стойкость по отношению к загрязнению кальцием. IKLUBE представляет собой смешанную смазочную добавку для буровых растворов, не оказывающую отрицательного воздействия на их характеристики. Продукт может быть применен в различных системах буровых растворов. IKLUBE представляет собой анионную смесь жиров и специальных добавок. Характеристики: Слегка вязкая жидкость; светло-желтая жидкость; рН = 8,0 – 9,0; плотность около 1,0 г/см3; температура воспламенения 650 С; растворимость: растворяется в пресной воде, диспергируется в морской воде. Применение: IKLUBE особенно рекомендуется для проведения буровых работ в водной среде. Прикрепляется к металлическим поверхностям, образуя прочную смазывающую пленку. Сокращает изнашивание материала при трении и продляет срок эксплуатации оборудования. Обладает большим эффектом при применении в областях высокого давления. Тесты, проведенные на специальном оборудовании, показали, что IKLUBE высокоэффективен в концентрациях от 0,5 до 1 %. Данное количество продукта дает превосходные результаты в промышленном использовании. IKSTABE представляет собой инкапсулирующий полиакриламидно-акрилатный полимер. Ингибитор глин и глинистых сланцев. Белый или светло-кремовый порошок. Рекомендуется добавка 0,3 – 1,4 кг/м3. IKD представляет собой смазочную добавку, предотвращающую сальникообразования. Светло-желтая жидкость. Рекомендуемая добавка 0,3 – 1,0 кг/м3. IKBAK – 11П представляет собой бактерицид, предназначенный для предотвращения бактериального разложения органических компонентов буровых растворов на водной основе, таких как полисахариды и биополимеры. Прозрачная жидкость. Рекомендуемая добавка 0,2 – 0,8 кг/м3. IKKARB – 75 представляет собой кальматирующий и утяжеляющий агент для бурового раствора. Тонко-зернистый, белый, кристаллический порошок. FLOCGEL LV. Модифицированный крахмал, используется для снижения фильтрации буровых растворов. Быстро растворим во всех типах буровых растворов без комкообразования. Не токсичен и обладает способностью к полному биоразложению. Внешний вид – крупнозернистый порошок. Предназначен для буровых растворов с высокой концентрацией одновалентных и двухвалентных катионов. При увеличении концентрации FLOCGEL LV в буровых растворах наблюдается лишь незначительное увеличение их вязкости. BOHRAMYL BR. Модифицированный полисахаридный полимер. Предназначен для снижения фильтрации буровых растворов на пресной и морской воде, обладает отличными показателями ферментативной устойчивости. Быстрорастворим во всех типах буровых растворов без комкообразования. Внешний вид – крупнозернистый порошок. Продукт обладает способностью ингибирования глинистых сланцев. Минимальная добавка BOHRAMYL BR составляет 1 % от общего объема бурового раствора. STABILOSE_LV_.'>STABILOSE LV. Карбоксиметилированный полисахаридный полимер. Является превосходным понизителем фильтрации буровых растворов на пресной и морской воде. Полностью ферментативно устойчив. Быстро растворим во всех типах буровых растворов без комкообразования. Внешний вид – крупнозернистый или мелкозернистый порошок. Устойчив к температурам до 1300 С. Требуемое уменьшение фильтрации обычно может быть достигнуто при добавлении от 1 % до 2 % STABILOSE LV. STABILOSE A. Карбоксиметилированный полисахаридный полимер. Предназначен для контроля фильтрации буровых растворов на водной основе с температурой до 1300 С. Ферментально устойчив. Внешний вид – мелкозернистый порошок. Добавка к буровому раствору составляет 1 – 3 %. Экономичная альтернатива низковязким полимерам. FLOCGEL RD. Специальный полимер на основе крахмала, контролирующий реологию и фильтрацию. Он разработан для использования в комбинации с биополимером (ксантановая смола и склероглюкан). Типичные области применения – бурение, вскрытие продуктивных пластов, заканчивание скважин. FLOCGEL RD – снижает фильтрацию растворов, не загрязняет продуктивный пласт, полностью разлагается под действием слабых кислот и окислителей, устойчив к температуре до 1400 С во всех растворах, устойчив к NaCl, KCl и солям кальция, биоразлагаем и нетоксичен. ПОЛИГУМ – С. Предназначен для обработки пресных, слабо минерализованных и ингибирующих буровых растворов. Применяется в качестве: понизителя фильтрации и одновременно разжижителя (понизителя условной вязкости и структурно-реологических свойств), улучшающего смазочные свойства. Список рекомендуемой литературы 1. Рязанов Я. А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург, 2005. - 663 с. - ISBN – 5 – 88788 – 128 -3. 2. Булатов А. И., Макаренко П. П., Проселков Ю. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1999. - 424 с. - ISBN – 5 – 247 – -03812 – 6. 3. Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов. - М.: Недра, 1990. - 230 с. - ISBN – 5 – 247 – 01239 – 9. 4. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 2002. – 632 с.- ISBN – 5 – 8365 – 0128 – 9. 5. Калинин А. Г. , Ганджумян А. Р., Мессер А. Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. - М.: Недра, 2005. - 648 с. - ISBN – 5 – 247 – 03692 – 1. |