Файл: Обоснование выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 78
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
где K = 1,2 – коэффициент кавернозности
Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 мелового раствора заданной плотности определяется
Количество воды необходимой для приготовления всего мелового определяется
т3Определим количество химических реагентов:
Gкссб=168,6∙3=
тGполимер=168,6∙3=0,505 т
Gущр=168,6∙2,2=0,37 т
GSi Na=168,6∙2=0,34 т
Определим объем утяжелителя
Для вскрытия горизонтальной части ствола применяем в качестве жидкости нефть в количестве объема на скважину.
Все полученные данные заносим в сводную таблицу 7.
Таблица 7 - Сводная таблица результатов
| Общий объем мелового раствора | Полимер | Вода | УЩР | Si Na | КССБ | Утяжелитель |
| м3 | т | м3 | т | т | т | т |
| 168,6 | 0,505 | 0,1 | 0,37 | 0,34 | 0,505 | 81,771 |
2. Специальная часть «Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов»
2.1 Назначение, классификация и области применения буровых растворов
Понятие «буровой раствор» охватывает все рабочие агенты, используемые для разрушения пород и удаления выбуренной породы из ствола скважины.
Буровой раствор - это неотъемлемый элемент технологии бурения. Технология промывки ствола скважины непосредственно связана с такими науками как геология, химия, физика, а также с инженерными расчетами. Целью разработки и использования буровых растворов является успешное заканчивание каждой скважины при минимальных расходах.
Главные компоненты буровых растворов
Системы буровых растворов классифицируются по составу дисперсионной среды, которой могут служить вода, нефть или нефтепродукты и газ.
Когда главным компонентом является жидкость (вода, нефть или нефтепродукты), термин буровые растворы относится к суспензии твердых веществ в этой жидкости - это буровые растворы на водной или углеводородной основе.
Одновременное присутствие обеих жидкостей (воды и нефти) приводит к образованию эмульсии при условии перемешивания и наличия соответствующего эмульгатора. От химической природы эмульгатора зависит тип образующейся эмульсии: «нефть в воде», которую обычно называют нефтеэмульсионным раствором, или «вода в нефти», которую обычно называют «инвертной» эмульсией.
Вода была первым буровым раствором и все еще остается главной составляющей большинства буровых растворов. Вода может содержать несколько растворенных веществ: щелочи, соли и поверхностно-активные вещества, органические полимеры, капли эмульгированной нефти, а также различные нерастворимые вещества: барит, глина, выбуренная порода, находящиеся во взвешенном состоянии.
В буровых растворах на углеводородной основе в качестве дисперсионной среды служат нефть или нефтепродукты, чаще всего это дизельное топливо. Так как в таком растворе неизбежно присутствие воды (попадает в процессе бурения), углеводородная фаза должна содержать водоэмульгирующие добавки. Если воду добавляют специально, растворы на углеводородной основе называют инвертноэмульсионными растворами (ИЭР). В такой раствор вводят различные добавки, повышающие вязкость, несущую способность, а также барит. Эмульгированная вода может содержать щелочи и соли.
Буровые растворы на газовой основе можно подразделить на следующие категории:
-
сухой газ; -
влажный газ, в котором капельки воды или глинистого раствора перемещаются потоком воздуха; -
пена: пузырьки воздуха окружены пленкой воды, содержащей стабилизирующее пену вещество; -
загущенная пена содержит упрочняющие пленку материалы: полимеры или бентонит.
Наиболее широкое применение нашел воздух, иногда природный газ, выхлопные газы.
Функции бурового раствора
-
Разрушение забоя скважины, особенно при разбуривании рыхлых пород, когда их размыв струей бурового раствора из насадок долота вносит не меньший вклад, чем механическое разрушение забоя долотом. -
Основной функцией бурового раствора является удаление выбуренной породы с забоя, транспортирование ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечение возможности ее отделения на поверхности. -
Предотвращение притоков флюидов (нефти, газа, пластовой воды) из разбуриваемых проницаемых пластов. -
Поддержание устойчивости необсаженных интервалов в стволе скважины. -
Охлаждение и очистка долота. -
Уменьшение трения между бурильной колонной и стенками ствола скважины. -
Образование тонкой фильтрационной корки, которая перекрывает поры в разбуриваемых породах. -
Создание условий для сбора и интерпретации информации, которую можно получить при анализе бурового шлама, кернов и геофизических исследований (ГИС).
Основные параметры буровых растворов
Плотность (ρ, г/см3) – это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая – раствор без газообразной фазы.
Условная вязкость (Т, сек) – величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствора и характеризующая подвижность бурового раствора.
Статическое напряжение сдвига (СНС, мгс/см2) - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры бурового раствора в покое. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения ее во времени.
Фильтрация (Ф, см3/30 мин) - величина, определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за 30 минут при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.
Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.
Коэффициент трения (Ктр) – величина, определяемая отношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в среде бурового раствора к прилагаемой нагрузке.
Коэффициент вспенивания - это величина, определяемая отношением объема вспененного раствора к объему исходного раствора.
Толщина фильтрационной корки (К, мм) – фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.
Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.
2.2 Критерии выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта
Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта обычно выбирают с учетом следующего соотношения плотности жидкости и коэффициента аномальности: для скважин глубиной до 1200 м ρ0/ka =1,10-1,15; для более глубоких скважин 1,05. В действительности довольно часто эти рекомендации не выполняются, а значения ρ0/ka достигают 1,15—1,3. Между скважиной и приствольной зоной продуктивного пласта, таким образом, почти всегда возникает большая разность давлений. Под влиянием большого дифференциального давления в продуктивные пласты проникает не только фильтрат промывочной жидкости, но также твердая фаза ее, особенно, если в пластах имеются трещины или иного рода крупные каналы.
Проникновение в пласт промывочной жидкости и ее фильтрата ведет к изменению прежде всего структуры перового пространства и проницаемости приствольной зоны. Степень этого изменения зависит от ряда факторов и уменьшается по мере удаления от скважины. В гранулярном пласте всю область, в которую проникли промывочная жидкость и ее фильтрат, условно можно подразделить на две зоны: зону кольматации, примыкающую к скважине, и зону проникновения фильтрата.
Зона кольматации — это тот участок вокруг скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы промывочной жидкости. Толщина этой зоны зависит в основном от соотношения гранулометрического состава дисперсной фазы промывочной жидкости и структуры порового пространства распределения пор по размерам) пласта, а также, вероятно, от перепада Давлений в период бурения и от продолжительности воздействия промывочной жидкости на породу. В гранулярных коллекторах наиболее тонкие частицы дисперсной фазы проникают по наиболее крупным поровым каналам, частично закрывают их, уменьшают площадь сечения и превращают крупные каналы в средние и мелкие. Хотя пористость породы в зоне кольматации при этом уменьшается незначительно, проницаемость снижается резко. Имеются данные о том, что наиболее тонкие частицы дисперсной фазы глинистых растворов могут проникать в поры с радиусом более 1,6-6 мкм. Исследования показывают, что, если диаметр пор dп породы меньше утроенного диаметра dч частиц твердой фазы промывочной жидкости, последние создают на поверхности стенок скважины фильтрационную корку и почти не проникают в пласт. Если Зdч
Удалить из пласта застудневшую промывочную жидкость, фильтрационные корки и другие частицы твердой фазы при освоении скважины удается лишь частично. Проницаемость зоны кольматации в результате проникновения дисперсной фазы промывочной жидкости нередко снижается в 10 раз и более. Влияние фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства более сложно:
Во-первых, проникая в пласт, фильтрат жидкости на водной основе увлажняет породу. Часто в фильтрате содержатся химические вещества, способствующие увеличению гидрофильности породы и, следовательно, количества физически связанной воды. Но увеличение толщины гидратных оболочек ведет к уменьшению эффективного сечения поровых каналов, а повышение водонасыщенности — к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и газа.
Во-вторых, как правило, в продуктивных пластах имеется некоторое количество глинистых минералов. Под влиянием водного фильтрата многие из глинистых минералов гидратируют и увеличиваются в объеме, набухают. Под воздействием водного фильтрата может происходить также дезинтеграция глинистых частиц и одновременно гидратация. Дезинтеграции способствуют щелочи, часто содержащиеся в промывочной жидкости. В результате дезинтеграции увеличиваются суммарная поверхность глинистых частиц и количество связанной воды. Оба процесса — гидратация и дезинтеграция — ведут к уменьшению эффективного сечения норовых каналов, закрытию некоторых из них и уменьшению проницаемости.
В-третьих, проникая в продуктивный пласт, фильтрат оттесняет от скважины пластовую нефть (газ). Фильтрат обычно имеет меньшую вязкость, чем нефть. Продвигаясь по поровым каналам и микротрещинам, он встречает меньшее гидравлическое сопротивление и на некоторых участках движется быстрее, чем нефть. Наиболее благоприятствуют такому опережающему движению водного фильтрата участки норовых каналов с явно выраженной гидрофильной поверхностью. Было бы ошибочным представлять, что фильтрат движется по порам подобно поршню и вытесняет из них нефть и газ полностью. Совершенно четкой границы между зоной, занятой фильтратом, и чисто нефтяной (газовой) частью пласта нет. По крайней мере, в части приствольной области образуется смесь водного фильтрата и пластовой нефти; в поровых каналах этой области жидкая среда разбита на капельки водного фильтрата и нефти (эмульсия). При движении же эмульсии в пористой среде возникают значительно большие гидравлические сопротивления, нежели при фильтрации однородной жидкости. В случае образования водонефтяной эмульсин гидравлические сопротивления фильтрации нефти к скважине возрастают, а фазовая нефтепроницаемость уменьшается.