Проектирование технологического регламента на промывочные растворы для бурения скважины глубиной 3800 м на месторождении «Тамарлы»

 

6.Средний+нижний  коабон

Р_пл=41МПа , Р_г =88,5 МПа, Н=3800 м

                    [кг/м³]

 

Относительную плотность  промывочной жидкости определяем по формуле:

 

 

 0-150:            1.1×1.02=1.12 [г/см³]

150 – 700:      1.05×1.02 =1.13 [г/см³]

700 – 1300:     1.04×1.04=1.19 [г/см³]

1300 – 3525:    1.04×1.11=1.15[г/см³]

3525 – 3800:    1.04× 1.1=1.28 [г/см³]

Реологические параметры бурового раствора

 

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости , эффективной вязкости .и предельного динамического напряжения сдвига [1,5,6], которые связаны зависимостью

 

.

                                                                 (7)

0-150:             0,012 +0.42 =0,43

150 – 700:      0,013+ 0.43=0,44

700 – 1300:    0,015+0.52=0,53

1300 – 3525:  0,014+0.46=0,47

3525 – 3800:  0,020+ 0.64=0,66

Усредненное значение динамического  напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле:

 

, Па, (8)

 

где  плотность бурового раствора, кг/м³;

 

0-150:            0.0085×1120 – 7=2,52  Па

150 – 700:      0.0085×1130 – 7=2,60 Па

700 – 1300:    0.0085×1190 – 7=3.11 Па

1300 – 3525:  0.0085×1150 – 7=2.77 Па

3252 – 3800:  0.0085×1280 – 7=3.88 Па

 

 

Пластическую вязкость раствора рекомендуется  поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле:

 

, Па×с.

(9)

0-150:                ( 0.004 ÷ 0.005 ) 2,52=0,012  Па

150 – 700:   ₍ 0.004 ÷ 0.005 ) 2,60=0,013    Па

700 – 1300:   ₍ 0.004 ÷ 0.005 ) 3,11=0,015   Па

1300 – 3525:    ₍ 0.004 ÷ 0.005 ) 2,77=0,014    Па

3525 – 3800:    ( 0.004 ÷ 0.005 ) 3.88=0,020      Па

 

Условную вязкость бурового раствора (Т, или УВ), контролируемую при бурении  по ВБР-1 (СПВ-5), выбирают с учетом опыта  бурения в данном районе, или по формуле 10, стремясь принимать минимальные  значения, например: для неутяжеленных буровых растворов 20-50 с., для утяжеленных до 50 с. (и более) [5].

 

УВ=14,7+0,87 +0,01 , с.                                 (10)

 

0-150:               УВ=14,7+0,870,43+0.01= 15,01 , с

150 – 700:      УВ=14,7+0,870,44+0.01=15,08 , с

700 – 1300:    УВ=14,7+0,870,53+0.01=15,16 , с

1300 – 3525:    УВ=14,7+0,870,47+0.01=15,11 , с

3525 – 3800:    УВ=14,7+0,870,66+0.01=15,28 , с

 

Условная вязкость косвенно характеризует  гидравлические сопротивления течению  и с ее увеличением ухудшается очистка забоя, затрудняется перенос  энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляются размыв породы на забое. На величину условной вязкости влияет трение в растворе, интенсивность  структурообразования и плотность  раствора.

Условная вязкость оценочно определяется по формуле:

 

, с. (11)

 

0-100:            1120=23.5, с

150 – 700:     1130=23.7, с

700 – 1300:   1190=24.9, с

1300 – 3525:  1150=24,1, с

3525 – 3800:  1280=26.8, с

Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию  промывки забоя при составлении  гидравлической программы промывки скважины, но и создание условий  для качественного вскрытия продуктивного  пласта.

 

Структурно-механические свойства бурового раствора

Структурно-механические свойства буровых  растворов, характеризуют состояние  коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут (θ₁, θ₁₀) и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе.

Значения показателей θ₁ и θ₁₀повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.

Однако высокие значения этих показателей  ухудшают очистку и дегазацию  растворов, создают чрезмерно высокие  давления при запуске насосов  и восстановлении циркуляции, что  может привести к поглощениям, проявлениям, обвалам, особенно вследствие высоких  гидродинамических давлений при  спуско-подъемных операциях. Высокие значения СНС способствуют некачественному разобщению пластов при цементировании, создают дополнительные трудности при спуске в скважину геофизических приборов и т.д.

Аналитический расчет значений θ₁ и θ₁₀затруднен и их значения определяются чаще всего экспериментально в лабораторных условиях для каждой рецептуры бурового раствора. Вместе с тем можно оценить в первом приближении минимально необходимое значение структурно-механических свойств из условия удержания частицы шлама или утяжелителя во взвешенном состоянии в структурированном буровом растворе.

Выбор необходимых значений показателя фильтрации ПФ, см³/30мин (водоотдачи, В₃₀, см³) и толщину образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учетом скважинных условий (температуры, минерализации пластовых вод, состава разбуриваемых пород, профиля скважины и т.д.) с целью предупреждения возможных осложнений при бурении (осыпи, обвалы, сальникообразования, прихваты и т.д.) и заканчивания скважин (некачественное разобщение пластов и т.д.), сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов [1,2,3,7].

Различают статическую, динамическую и мгновенную фильтрации в скважинных условиях, которые не коррелируются между собой. Фильтрация, наряду с гидродинамическими условиями, в значительной мере зависит от физико-химического состояния бурового раствора, определяющего особенности коагуляционных структур образующихся при фильтрации – корок. К гидродинамическим факторам относится пористость осадка (корки) и размер составляющих его частиц. К физико-химическим факторам – характер контактных взаимодействий частиц суспензии (раствора), содержание в ней коллоидных примесей и высокомолекулярных веществ, влияние электрокинетического потенциала на границе раздела фаз, наличие на частицах сольватной оболочки или адсорбированных ПАВ и др. При увеличении размеров частиц превалирует влияние гидродинамических факторов, а при уменьшении – физико-химических. При этом кольматация проницаемых пород определяет кинетику фильтрации.

Фильтрация в скважине осуществляется как в статических условиях, так  и при движении бурового раствора, при этом, чем выше скорость течения  раствора, тем больше смывается верхний  слой корки и уплотняется оставшийся слой. На забое скважины происходит так называемая “мгновенная” фильтрация, которая способствует выравниванию давления под долотом и в зоне предразрушения, что существенно повышает механическую скорость бурения.

Несмотря на различие процессов  фильтрации в реальных скважинных условиях на практике возможно и целесообразно  контролировать их протекание по величине статической нестационарной фильтрации, используя показатель фильтрации В₃₀  и толщину корки k, получаемые в результате стандартного 30-минутного испытания бурового раствора на фильтр-прессе ВМ-6.

Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя фильтратоотдачи (водоотдачи) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления. При этом существенное значение приобретают осмотические явления, обусловленные фильтратоотдачей бурового раствора, влажность породы и разностью минерализаций пластовой воды и водной фазы бурового раствора. Влияние осмоса на устойчивость стенок скважин возникает, когда осмотические перетоки направленны из скважины в пласт, что вызывает увеличение давления поровой жидкости в приствольной зоне и нарушает устойчивость ее стенок.

Водоотдачу в первом приближении  можно определить по формуле:

 

, см³/30 мин. (12)

 

0-150:                ,  см³/30 мин.

150 – 700:        ,  см³/30 мин.

 

700 – 1300:        ,  см³/30 мин.

 

1300 – 3525:       ,  см³/30 мин.

3525 – 3800:       ,  см³/30 мин.

 

Толщина фильтрационной корки на стенках  скважины должна быть минимальной (в  пределах 1,5-2 мм) и проект должен содержать рекомендации по ее уплотнению химическими, физическими, либо физико-химическими методами, преследуя цель достижения управляемой кольматации проницаемых пород.

Коэффициент трения фильтрационной корки  бурового раствора не должен превышать 0,2 и его значения должны в каждом конкретном случае корректироваться с  учетом профилей, особенно в наклонно-направленных скважинах. Для уменьшения абразивного  износа оборудования и инструмента  содержание “песка” в неутяжеленном буровом растворе не должно быть более (1÷2)%, в то же время в утяжеленных растворах этот показатель не нормируется.

Для обеспечения кинетической и  агрегативной устойчивости бурового раствора его суточный отстой не должен превышать 3%, а стабильность не более 0,02 г/см³ для нормальных и не более 0,05 г/см³ для утяжеленных.

Если проектируется применение бурового раствора, диспергирующего твердую фазу, то должно учитываться содержание коллоидной (активной) фазы с учетом ее возможного поступления из разбуриваемых пород, которое должно быть ограничено на минимально необходимом уровне за счет правильного выбора состава очистных устройств в циркуляционной системе и химической обработки реагентами - флокулянтами [1,2].

Планируемые технологические параметры  бурового раствора рассчитываются для  каждого интервала и сводятся в табл. 14.

Интервал бурения, м	Плотность по АБР-1  г/см3	Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин	УВ,  с	Пластическая вязкость по ВСН-3, Па с	СНС, мгс/см2 через, мин		pH	Эффективная вязкость, Па с	Динамическое нпряжение сдвига Па
					1	10
0-150	1,12	8,3	16,87	0,012	Не рнгламен-тируются		9,5-10	0,43	2,52
150-700	1,13	8,31	16,94	0,013	15-25	20-40	9-10	0,44	2,60
700-1300	1,19	8	17,4	0,015	20-35	20-40	9-10	0,53	3,11
1300-3525	1,15	8,2	17,14	0,014	10-25	30-45	9-10	0,47	2,77
3525-3800	1,28	7,7	18,09	0,020	30-50	15-35	9-10	0,66	3,88

5. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения.

Выбор типа бурового раствора должен обеспечивать:

- соответствие свойств бурового  раствора горно-техническим условиям, при которых сводятся к минимуму или исключаются нарушения устойчивости пород и другие осложнения процессов бурения, заканчивания и освоения скважин;

- повышение эффективности использования  многокомпонентных и дорогостоящих  систем бурового раствора;

- унификацию буровых растворов,  применяемых в однотипных условиях.

Выбор типа бурового раствора производится на основе специальных классификаций  горных пород, буровых растворов  и материалов для приготовления  и регулирования свойств. При  выборе типа раствора также учитывается  строение геологического разреза скважины и условия бурения на месторождении.

Одна из классификаций горных пород, основанная на литологическом строении и физико-химической активности их взаимодействия с буровыми растворами, предусматривает подразделение  пород на восемь групп с учетом минерализации и температуры  на забое.

При выборе типа раствора необходимо использовать последние достижения науки, результаты анализа материалов, собранных студентами при прохождении  практики, инструкции, РД, рекомендации, разработанные отраслевыми и  учебными институтами и т.д.

При анализе различных растворов  выделяют основные функции, позволяющие  исключить осложнения и достичь  максимально-возможных технико-экономических  показателей.

При этом должен учитываться тот  факт, что рекомендуемый для массового  бурения тип раствора должен быть экологически безвреден, устойчив к  термомеханическим действиям и  электролитным воздействиям, желательно с пониженным содержанием твердой  фазы, экономически малозатратен.

Таким образом, при выборе типа раствора также следует учитывать минерализацию  дисперсионной среды и вид  преобладающего катиона, рН раствора, минимально возможное содержание глинистой активной фазы (учитывая сорт глинопорошка и требуемую плотность), пределы термо- и солестойкости реагентов, необходимость применения флокулянтов и ингибиторов, величину фильтрации (при вскрытии проницаемых коллекторов и неустойчивых глинистых пород), а также процессы осмотического массопереноса системы “скважина-пласт” [1,5].

Анализ существующих классификаций  растворов показывает, что в однотипных условиях бурения возможно применение растворов различных типов. Поэтому  в проекте предлагается выбирать и анализировать для каждого  технологического интервала как  минимум три типа раствора с учетом применяемого для массового бурения на данной площади или месторождения.

Особую задачу приходится решать при  выборе типа раствора для разбуривания хемогенных и глинистых пород. Для бурения в глинистых породах рекомендуется выбирать тип раствора с учетом классификации глинистых пород по плотности, и их осмотической активности. При бурении в хемогенных породах, особенно в случаях их чередования с терригенными и гипссангидритовыми, необходимо учитывать снижение прочности хемогенных пород с ростом давления и температуры и увеличения их растворимости. Поэтому в этом случае рекомендуется выбирать раствор в зависимости от минералогического состава таких пород.