Принципы выбора состава и свойств

Буровые промывочные жидкости

Методические указания для практических занятий

студентов всех форм обучения

по направлению «Нефтегазовое дело»

Часть 1

 

 

Тюмень

ТюмГНГУ

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

 

Составители: Овчинников В.П., д.т.н., зав. кафедрой НБ

Аксенова Н.А., к.т.н., доцент кафедры НБ

Леонтьев Д.С., учебный мастер кафедры НБ

 

© Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», 2012 г.

ВВЕДЕНИЕ

Успех бурения нефтяных и газовых скважин напрямую зависит от свойств бурового раствора. По мере того, как усложняются условия бурения скважин: рост глубин, включение в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, бурение на шельфе, в связи с этим стоимость, эффективность параметров и режимы течения постоянно циркулирующих буровых растворов становятся все более значимыми показателями. Вычисление различных гидравлических параметров при бурении очень важно для контроля многих переменных, относящихся к буровым растворам, что позволяет обеспечить безопасное заканчивание скважины с минимумом повреждения пласта при минимальных затратах.

Инженер – буровик специалист по буровым растворам должен не только хорошо разбираться в многообразии буровых промывочных жидкостей, реагентов и оборудовании для их приготовления и очистки, но и уверенно проводить расчеты, связанные с технологией промывки скважины. У студентов, не имеющих опыт в проведении расчетов, могут возникнуть трудности при выполнении курсовой работы, дипломного проекта и в дальнейшем в производственной деятельности.

 

НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

Цель методических указаний – способствовать формированию специалиста в области применения буровых растворов, способного решать инженерные задачи, оптимизировать качество бурового раствора, путем его химической обработки и придания заданных физико-химических и технологических свойств, а также проектировать технологию промывки скважины.

Задача методических указаний – научить студента принципам выбора состава и свойств циркулирующих агентов, проводить расчеты, связанные с приготовлением, регулированием свойств и утяжелением циркулирующих агентов, а также гидравлическим расчетам при промывке скважины.

Методические расчеты выполнены с использованием [1].

Практическая работа №1

Принципы выбора состава и свойств

буровых промывочных жидкостей»

При проектировании технологического процесса бурения скважин различного назначения особое внимание уделяется определению свойств и состава буровых промывочных жидкостей и газообразных промывочных агентов, находящихся в непрерывной принудительной циркуляции.

В связи с многообразием геолого-технических условий строительства скважин многочисленные требования и ограничения к промывочным жидкостям не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной жидкостью.

Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород; их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора.

Оптимизация буровых растворов – выбор в каждом конкретном случае эко­номически наиболее выгодного сочетания технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины циркулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.

При выборе параметров бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами.

Плотность бурового раствора (ρ_б.р) выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину. Таким образом, изменение ρ_{б.р .} – основное средство регулирования давления в скважине.

При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρ_б.р. должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Согласно правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [2]: «2.7.3.3 Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м).

- 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин».

Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в таблице 1.1 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления К_а (проектного или фактического).

Таблица 1.1 – Значения минимального превышения

гидростатического давления раствора над пластовым

Глубина скважины (интервал), м	Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым (репрессия) ΔРmin, МПа
≤1200	1,1
≥1200	1,05

 

К указанному в таблице 1.1 значению репрессии добавляется величина:

ΔР^’=К_спо·К_а (1.1)

где К_спо – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при СПО, К_спо =0,5 при диаметре скважины D_с ≤215,9 мм и К_спо =0,3 при D_с >215,9; К_а – коэффициент аномальности пластового давления.

Суммарная репрессия на пласт:

ΔР_Σ= Δ Р_min+ Δ Р (1.2)

Величину ρ_б.р., необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения:

ρ_б.р.=(Р_пл+ ΔР_Σ)/gH, кг/м³ (1.3)

Давление циркулирующего бурового раствора, как уже отмечалось, не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощений.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

Условие предупреждения гидроразрыва:

 

, кг/м³ (1.4)

где Р_ГР – давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ΔР_ОЖ – ожидаемое повышение давления в скважине.

Рациональная плотность аэрированного (облегченного) бурового раствора находится из уравнения:

, кг/м³ (1.5)

где ρ_б.р. – плотность исходного бурового раствора; h_СТ – статический уровень в скважине.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением (ГНВП).

Вязкость бурового раствора (Т₅₀₀) должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений раствора в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки бурового раствора.

Величина условной вязкости должна составлять 25-30 с. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел Т₅₀₀, определенный прибором ВБР-1 должен составлять Т₅₀₀≤30 с для раствора с ρ_б.р.≤ 1400 кг/м³, и Т₅₀₀≤45 с для раствора с ρ_б.р.≥ 1400 кг/м³, а пластическая вязкость η соответственно η≤0,006 Па·с и η≤0,01 Па·с.

Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на дневную поверхность ламинарным потоком и предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига τ₀=1,5-2,0 Па.

Статическое напряжение сдвига(СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Вместе с тем СНС должно быть минимальным допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента.

Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости достигается при СНС₁≥1,25 Па и СНС₁₀≤60 Па при коэффициенте тиксотропри К_τ=θ₁₀/θ₁≤3.

Минимально допустимое значение СНС можно вычислить из выражения:

θ= Па (1.6)

где d_ч – диаметр частиц, м; γ_п и γ_бр – удельный вес соответственно породы и бурового раствора, Н/м³.

Обычно достаточно, чтобы θ≤5 Па. Лишь при операциях по ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать раствор с высоким СНС.

Величина фильтрации бурового раствора Ф₃₀, определяется устойчивостью, а также их насыщенностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей рекомендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктовой залежи. Однако чрезмерное снижение Ф₃₀ может вызвать ухудшение технико-экономических показателей бурения из-за нарушения баланса гидростатического и пластового давления в скважине. Проникающий в забой фильтрат способствует компенсации давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость горной породы.

Показатель фильтрации бурового раствора строго регламентируется при проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением и продуктивных горизонтов. Для этих условий поддерживают Ф₃₀ = 3-6 см³ за 30 мин. При давлении в нормальных условиях Ф₃₀ ≤20-25 см³.

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1-2 %.

Значение водородного показателя (рН) определяется типом промывочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, характером и интенсивностью взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой и пластовыми флюидами. При выборе значения рН необходимо учитывать коррозионное воздействие на буровое оборудование.

Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН=8-10, минимальная стабильность – при рН=2,7-4,0, наиболее высокая стабильность – рН=10,5-11,5, минимальная вязкость при рН=8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб – при >7,0, а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов – при рН<10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН=8-8,5.

При турбинном бурении к качеству бурового раствора предъявляются дополнительные требования: максимальное снижение вязкости, что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидродинамическое давление на пласты при СПО; очистка от выбуренной породы и дегазация выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными; максимально возможное равенство давления на забой столба раствора и пластового давления.

Таким образом, при выборе основных параметров раствора (ρ_б.р, Т₅₀₀, СНС, Ф₃₀) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений (таблица 1.2).

 

Таблица 1.2 - Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора

 

Оценка качества	h, мПа×с	t0, дПа	КП, с-1
Отлично	3 - 6	15 - 30	> 500
Хорошо	6 - 10	20 - 50	350 - 500
Удовлетворительно	10 -15	20 - 50	200 - 350

 

Задача 1.1. Скважиной, диаметром D_c (мм) на глубине Н (м), вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности К_а. Определить требуемую плотность бурового раствора.

Таблица 1.3 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
Dc, мм
Н, м
Ка.	1,1	1,08	1,3	1,2	1,4	1,3	1,8	1,7	1,5	1,6

 

Задача 1.2. При бурении скважины на глубине Н возникло поглощение бурового раствора плотностью ρ_б.р. Статический уровень в скважине установился на глубине h_СТ. Для ликвидации поглощения решено было уменьшить гидростатическое давление в скважине на поглощающий горизонт снижением его плотности путем аэрации. Определить рациональную плотность аэрированного бурового раствора.

Таблица 1.4 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρб.р, кг/м3
hСТ, м
Н

 

Задача 1.3. Вскрытие глинистой толщи плотностью ρ_гл, с коэффициентом аномальности К_а, залегающей в интервале (Н_и), предусматривается с депрессией. Подобрать плотность бурового раствора.

Таблица 1.5 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
ρгл, кг/м3
Ни, м	2500-3000	1580-2500	1820-2240	2035-2500		2505-2900	3089-3400	3560-4800	4700-4890	4480-4600
Ка.	1,1	1,08	1,3	1,2	1,4	1,3	1,3	1,6	1,5	1,4

Задача 1.4. Частицы выбуренной породы весом γ_п и диаметром d_ч , находятся в покоящемся буровом растворе с γ_бр. Определить минимальное допустимое значение СНС, препятствующего падению частицы на забой.

Таблица 1.6 – Данные для различных вариантов задач

Параметры	Варианты
γп, Н/м3	20·103	21·103	22·103	23·103	24·103	25·103	26·103	27·103	28·103	29·103
γбр., Н/м3	10·103	11·103	12·103	13·103	11·103	12·103	10·103	13·103	14·103	11·103
dч , 10-3м	1,0	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9

Практическая работа №2

«Расчет объема емкостей для хранения бурового раствора»

Для определения общего объёма емкости и содержащегося в ней бурового раствора используются простые расчётные формулы в зависимости от геометрической формы сосуда (прямоугольный, цилиндр и т.д.).

Емкости на буровой установке могут быть различной конфигурации. В работе представлены 2 варианта форм емкостей:

1. прямоугольные;

2. цилиндр вертикальный.

Прямоугольные емкости.

Для типичной прямоугольной ёмкости, представленной на рисунке объём может определиться исходя из высоты, ширины и длины.

где:

W

L = длина емкости;

W = ширина емкости;

H = высота емкости;

M = уровень бурового раствора в емкости.

Общеприменимая формула для определения объёма представлена в виде:

, м³ (2.1)

Объём бурового раствора в ёмкости:

, м³ (2.2)