Раздел 5. Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров.

 

Этот раздел составляется на основе рекомендаций, изложенных в разделах 5 и 6 [3, стр. 15 и 21].

Выбор и обоснование видов промывочных жидкостей были сделаны в разделе 4 (табл. 1), а разработка рецептуры и обоснование свойств их осуществляется с учетом рекомендуемых источников, а также [3, стр. 19 – 20, табл. 5, и табл. 4 стр. 4].

Интервал 1, 0 – 200 м.

Породы сложены чередованием глин, песков с галькой.

Для обеспечения бурения в данном интервале без осложнений предусматриваем применение полимерглинистого раствора.

В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент – модификация гипана (к – 4), который позволяет при концентрации 0,4 – 0,5% снизить водоотдачу до Ф₃₀ = 4 – 6 см³ и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерглинистой корки закрепить песчаногалечные отложения.

Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 0,5 – 0,7 %.

Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся ПАА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы [1].

Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывается известью в количестве 0,3% т.к. известь является источником катионов Ca⁺⁺ и процесс взаимодействия Ca⁺⁺ с горной породой сопровождается образованием кондексационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины. Для получения такой структуры в раствор вводятся лигносульфонаты: ССБ – 3%, ОССБ – 1%. Выше перечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем и создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы. Наряду с этими свойствами разжижители способны снижать водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты [2]:

1. Модификация гипана (к – 4) – 0,1%

2. Известь Ca(OH)₂ – 0,3%

3. Каустическая сода NaOH – 0,3%

4. Полиакриламид – ГПАА – 0,5%

5. КМЦ – 350 – 0,7%

 

Технологические параметры глинистого полимерного раствора [1].

ρ – плотность – 1,08 г/см³

Т – условная вязкость – 30 – 40 с.

Ф₃₀ – показатель фильтрации – 5 – 8 см³ за 30 мин.

θ₁ и θ₁₀ – статическое напряжение сдвига – 30 дПа и 60 дПа

Реологические параметры [3].

μ_п – пластическая вязкость –

– динамическое напряжение сдвига – 2,0 Па

μ_э – эффективная вязкость μ_э = μ_п +

μ_э = 0,006 + 2/6 = 0,34

рН – показатель щелочности – 8,0 – 8,5;

 

Интервал 2 и 3. (от 200 до 600 и от 600 до 1100)

Глина, песок – наблюдаются осыпи.

Чередование песка с галькой, глина песчанистая – обвалы.

Предусматриваем применение того же раствора, что и в слое 1, однако, в интервале 200 – 600 м. для предотвращения осыпей увеличиваем содержание бентонита на 0,5 % и вводим дополнительное количество полимерных реагентов к – 4 до 0,3 % и ГПАА до 0,7 %, что будет способствовать усиленно закрепляющего действия полимерноглинистой корки на стенках скважины.

Ожидаемые параметры такого раствора:

ρ = 1,09 г/см³

Т = 45 – 50 с.

Ф₃₀ = 4 – 5 см³ за 30 мин.

к = 1 – 1,5 мм

θ₁ и θ₁₀ = 40 дПа и 80 дПа

μ_п =

= 2,5 Па

μ_э = 0,5

рН = 8,0 – 8,5

При бурении в интервале 600 – 1100 дополнительно предусматриваем, что примерно с глубины 900 м. для исключения обвалов будем вводить баритовый утяжелитель. Барит BaSO₄ минерал белого цвета ρ = 4,48 г/см³. Используем баритовый концентрат КБ – 1 [4]. Доведем плотность раствора при бурении в интервале 900 – 1100 м до 1,4 г/см³ при этом необходимо вести 600 – 700 кг утяжелителя на 1 м³ раствора при плотности баритового концентрата 4,2 г/см³. Таким образом, в этом интервале плотность раствора составляет ρ = 1,4 г/см³, а другие технологические параметры остаются без изменения.

Интервал 4 (1100 – 1500м).

Доломит, мергель, возможна коагуляция раствора.

При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca⁺⁺ и Mg⁺⁺, поступающих из перебуриваемых доломитов и мергелей. Кроме того, глинистые включения в мергелях будет способствовать обогащению раствора глинистыми породами, что будет приводить к его загущению. Исходя из этого, необходимо катионы Ca⁺² и Mg⁺² связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na₂CO₃. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного запущения раствора и снизит водоотдачу, затем CaCl₂, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам [1].

Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.

Бентонит – 30 – 50 кг/м³

УЩР – 20 – 30 кг/м³

ССБ – 15 – 25 кг/м³

NaCO₃ – 1,0 – 1,5 кг/м³

CaCl₂ – 0,5 – 0,9 кг/м³

Вода – остальное

Параметры раствора:

ρ = 1,06 г/см³

Т = 20 – 60 с.

θ₁ и θ₁₀ = 30 дПа и 80 дПа

Ф₃₀ = 4 – 8 см³ за 30 мин

μ_п =

= 2,0 Па

μ_э = 0,34

рН = 8,5 – 9

Интервал 5 (1500 – 1820 м.)

Песчаники и аргиллиты.

Поскольку в разрезе есть аргиллиты, то возможно их набухание за счет водной среды бурового раствора, поэтому раствор должен обладать ингибирующим действием, относительно глинисто-аргиллитовых пород, а также должен быть защищен от коагуляционного загущения.

Исходя из этого, в рассматриваемом интервале предусматриваем применение раствора, что и в предыдущем.

Интервал 6 (1820 – 2040 м).

Сложен проницаемыми песчаниками и доломитами, возможно поглощение (к = 10). При бурении в таких породах промывочная жидкость должна обладать улучшенными реологическими свойствами для исключения ее ухода в трещины. Кроме того, целесообразно при бурении таких пород вводить в состав жидкости наполнитель в виде целлофановой крошки для снижения интенсивности поглощения в сочетании с улучшенными реологическими свойствами. С этой целью раствор, используемый для бурения в интервале 5, при подходе к рассматриваемому интервалу переводим в полимерноглинистый раствор, за счет введения в используемый раствор полимерного реагента – ГПАА и целлофановой крошки.

Состав раствора для этого интервала:

Бентонит – 2 – 5 %

Гипан (к – 4) – 0,3 %

ГПАА – 0,3 %

Целлофановая крошка – 6 – 8 %, целлофан пластинчатый. Размер хлопьев 13 – 19 мм [3].

Параметры промывочной жидкости:

ρ = 1,08 г/см³

Т = 45 – 50 с.

Ф₃₀ = 4 – 5 см³ за 30 мин

к = 1 – 1,5 мм

θ₁ и θ₁₀ = 40 дПа и 80 дПа

μ_п =

= 2,5 Па

μ_э = 0,5

рН = 8,0 – 8,5

Интервал 7 (2040 – 2250 м)

Песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой. Нефтепроявления.

Главные требования к промывочной жидкости:

– соответствие состава раствора и пластовых флюидов

– равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Выбираем ИБР – известковобитумный раствор (безводный РУО)

Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи.

, где

к_а – коэффициент стомальности

к_б – коэффициент безопасности = 1,05 ÷ 1,1

ρ_в – плотность пресной воды:

 

 

где: 0,01 – коэффициент, уравнивающий размерности: при в г/см³, и Z в м.

тогда

Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности ρ_р = 0,8 г/см³

Состав исходного (до аэрирования) ИБР (кг на 1 м³ раствора): [3]:

Дизельное топливо ДЛ – 563

Битум с температурой размягчения 120 - 155°С – 155

Известь негашеная (CаO) – 310

Сульфонал, НП-3 или НП-1 – 12

Вода – 60

Технологические параметры ИБР [1]:

ρ = 1,12 г/см³

Т = 35 – 40 с.

Ф₃₀ = 0

θ₁ и θ₁₀ = 5 дПа и 15 дПа

μ_п =

= 1,4 Па

μ_э = 17

к = 0

ИБР с исходной плотностью 1,12 г/см³ подвергается аэрированию до получения плотности его в пределах 0,8 г/см³.

Интервал 8 (2250 – 2550 м)

Для добуривания скважины до проек-ой глубины исп-ем также ИБР, что и для пер-я интервала нефтепроявлений. Этот раствор аэрированию не подвергается.

При составлении этого раздела курсового проекта необходимо также ориентироваться на раздел 7 [3 стр. 24 – 50], в котором подробно описаны виды промывочных жидкостей, их рецептура и проанализированы рациональные условия применения.