6.8. Определение минимально необходимого значения днс для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.

Критическая скорость течения и критическое значение критерия Рейнольдса определяется через критерий Хедстрема:

Н_е= τ₀(Д_с-Д)² ρ/ η² (1)

Н_е=53(0,245-0,217)²1100/5²=1,83 для I интервала;

Н_е=53(0,217-0,168)²1100/5²=1,91 для II и III интервала;

Н_е=56(0,168-0,127)²1120/7²=2,03 для IV интервала;

τ₀- динамическое напряжение сдвига, Па;

η- пластическая вязкость, Па, с;

ρ- плотность, кг/м³;

Д_с - диаметр скважины, м;

Д - наружный диаметр бурильной колонны, м.

Критическое значение критерия Рейнольдса, при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве:

R_е=7,3Не^0,58+2100 (2)

R_е=7,3*1,83^0,58+2100=2101,15 для I интервала;

R_е=7,3*1,91^0,58+2100=2102,09 для II и III интервала;

R_е=7,3*2,03^0,58+2100=2103,11 для IV интервала;

Критическая скорость течения:

W_кр= R_е η/(Д_с-Д) *ρ (3)

W_кр=2101,15*5/(0,245-0,217)*1100=3,69м/с для I интервала;

W_кр=2102,09*5/(0,217-0,168)*1100=3,98м/с для II и III интервала;

W_кр=2103,11*7/(0,168-0,127)*1120=4,5м/с для IV интервала;

Rе_кр=W (Д_с-Д) ρ/ η (4)

Rе_кр=3,69*(0,245-0,217)*1100/5=2101,18 для I интервала;

Rе_кр=3,98*(0,217-0,168)*1100/5=2102,16 для II и III интервала;

Rе_кр=4,5*(0,168-0,127)*1120/7=2103,11 для IV интервала;

Такому значению критерия Ренольдса соответствует величина критерия Хедстрема:

Не_кр= (Rе_кр-2100/7,3)^1,72 (5)

Не_кр=(2101,18-2100/7,3)^1,72=1,78 для I интервала;

Не_кр=(2102,16-2100/7,3)^1,72=1,89 для II и III интервала;

Не_кр=(2103,11-2100/7,3)^1,72=2,039 для IV интервала;

Определяем минимально допустимую величину ДНС бурового раствора, при котором начинается турбулизация потока:

τ_0min= Не_кр η²/ ρ(Д_с-Д)² (6)

τ_{0 min} =1,78*25/1100(0,245-0,217)²=18,01, дПа для I интервала;

τ_{0 min} =1,89*25/1100(0,217-0,168)²=18,96, дПа для II и III интервала;

τ_{0 min} =2,039*49/1120(0,168-0,127)²=20,570, дПа для IV интервала;

При ламинарном течении вынос обломков выбуренной породы улучшается. Практикой установлено, что для обычных глинистых растворов это отношение должно находиться в пределах:

τ₀ /η=2÷3 (7)

18,96/5=3,52;

20,570/7=2,57;

При бурении под кондуктор и промежуточные колонны необходимо улучшить условия выноса обломков, целесообразно поддерживать τ₀ /η=3.

7. Выбор состава глинистого раствора.

Интервал 0-350 м. представлен супесями, суглинками с галькой и гравием кремнием, кварцитом, известняком, кварцем с прослоями разнозернистого песка.

Возможные осложнения при разбуривании данного интервала:

Разрез неустойчив, оттаивание многолетних мерзлых пород, размыв устья, разбухание глин, подваливание стенок скважины.

Для разбуривания данного интервала принимаем слабоминерализованный, не обработанный химическими реагентами, глинистый раствор. Растворы этого типа применяются в самом начале бурения скважины, т.е. «с нуля». Такие растворы получаются в процессе бурения из пресных растворов вследствие попадания солей из разбуриваемых пород или пластовых вод. Признаком, указывающим на попадание солей, служит рост структурно-механических показателей раствора, которые снижаются при разбавлении его водой. Водоотдача, СНС и рН – не регламентируются, а липкость корки снижается смазывающими добавками (графит, нефть, СМАД-1 т.д.). Содержание хлористого натрия в слабоминерализованных растворах составляет не более 3 %.

Слабоминерализованные обработанные глинистые растворы имеют средние параметры: ρ=1100-1240 кг/м³, Т=25-50 сек, В=8-10 см³/30 мин,

СНС 1/10=15-25/40-50 мгм/см², рН=7,5-8,5. При дальнейшем попадании солей в растворы, обработанные УЩР наблюдается значительный рост вязкости и СНС. В этих случаях обработка раствора УЩР становится бесполезной и даже вредной, а наилучшие свойства проявляют сунил, КМЦ и КССБ, величина добавок которых подбирается в лаборатории.

В состав глинистого раствора при бурении интервала 0-350 м будут входить следующие компоненты:

1. Вода пресная.

2. Глинопорошок марки ПББ или ПБМБ.

3. УЩР, КМЦ - понизитель водоотдачи и разжижитель.

4. СМАД-1, нефть и графит – смазочные добавки.

5. Оксидат + дизельное топливо – пеногаситель.

6. Хлористый натрий 3%

Интервал 350-2340м вертикальной скважины при турбинном способе бурения.

Геологический разрез представлении равномерным чередованием песчано-глинистых пород. Глинистые породы составляют примерно 45% мощности интервала. Глинистые породы мягкие и средней твердости, нетрещиноватые, легко диспергируются и переходят в буровой раствор.

Стенки скважины в глинистых породах недостаточно устойчивы, но серьезных осложнений нарушение устойчивости не вызывает, поскольку глинистые породы чередуются с песчаными и не образуют толщ большой мощности.

При бурении возможно разбухание и подваливание стенок скважины, кавернообразование, сальникообразование, поршневание, в интервалах залегания проницаемых пород. Во время бурения обогащение раствора частицами пород разреза.

Интервал 350-2340м не содержит продуктивных пластов и пластов с пресной водой.

Ожидаемая максимальная температура горных пород в конце интервала не превысит 75⁰С.

Для бурения интервала был выбран глинистый раствор.

Выбор дисперсионной среды глинистого раствора определяется наличием источника пресной воды. Это позволяет предусмотреть применение пресного глинистого раствора.

Таким образом, свежий глинистый раствор, необходимый для пополнения концентрации коллоидальной глины в системе или для повышения объема, будет приготавливаться на пресной воде. Для разбавления раствора с целью его разжижения также будет использована пресная вода.

Выбор активной твердой дисперсной фазы диктуется характером разбуриваемых пород.

Поскольку до 45% мощности интервала представлены глинистыми породами, легко диспергирующимися и переходящими в глинистый раствор, значительная часть структурообразующей и коркообразующей твердой фазы будет представлена разбуриваемой глиной. Для повышения содержания коллоидной глины в буровом растворе предусматривается часть глинистого раствора готовить из глинопорошка марки ПББ и ПБМБ. Суспензию из бентонитового глинопорошка следует добавлять в циркулирующий глинистый раствор на протяжении целого числа циклов циркуляции.

Выбор органических защитных коллоидов- понизителей водоотдачи и разжижителей.

Вследствие попадания в глинистый раствор пластовых минерализованных вод. При забойной температуре до 75⁰ С для обработки глинистого раствора могут быть использованы практически любые реагенты, поэтому из условия экономии целесообразнее применить наиболее дешевый и менее дефицитный понизитель водоотдачи и разжижитель глинистого раствора – УЩР. разжижающее действие УЩР может быть усилено обработкой раствора одним из реагентов – лигносульфонатов: окзилом или ФХЛС. При таком соотношении компонентов глинистый раствор можно классифицировать как гуматно-лигносульфонатный. Эта группа глинистого раствора не относится к ингибирующим. Раствор не будет препятствовать переходу выбуренной породы в промывочную жидкость. Возможно разбавление глинистого раствора водой с одновременным обогащением глиной.

Выбор реагентов и добавок специального назначения.

УЩР содержит некоторое количество свободного гидрооксида натрия. Обработка этим реагентом придает глинистому раствору щелочность, характеризуемую значением рН=9-9,5.

Значительная часть глинистого раствора, необходимого для бурения интервала, получается

За счет диспергирования выбуриваемой породы со смешанным составом поглощенных катионов. Для улучшения гидратации и облегчения диспергирования выбуривания глины, раствор следует обрабатывать кальцинированной содой. Этот реагент необходим для связывания катионов Са²⁺, попадающими в буровой раствор с пластовыми водами.

Поскольку при бурении этого интервала существует вероятность затяжек и прихватов бурильной колонны, в состав глинистого раствора вводим смазочные добавки СМАД-1 и графит.

Глинистый раствор предусматривается обрабатывать реагентами- лигносульфонатами, которые обладают способностью вспенивать буровой раствор. Чтобы устранить пенообразование, в глинистый раствор необходимо вводить пеногаситель оксидат в виде раствора в дизельном топливе.

В состав глинистого раствора, применяемого при бурении интервала 350-2340 м, будут входить следующие компоненты:

1. Вода пресная.

2. Глина, выбуренная и глинопорошок марки ПББ или ПБМБ.

3. УЩР - понизитель водоотдачи и разжижитель.

4. Окзил - разжижитель.

5. Кальцинированная сода – регулятор щелочности.

6. СМАД-1 и графит – смазочные добавки.

7. Оксидат + дизельное топливо – пеногаситель.

Интервал 2340-2930м геологический разрез интервала представлен ангидритами голубовато-серыми, доломитами и известняками с прослоями глин и песчаников.

Разрез относительно устойчив, при разбуривании ангидритов - ухудшение параметров бурового раствора (коагуляция) вплоть до нетекучего состояния

Для бурения пород этого интервала целесообразно применить:

Среднеминерализованный глинистый раствор.

Содержание хлористого натрия в таких растворах до 10 %. Среднеминерализованные обработанные глинистые растворы применяются при разбуривании глин, известняков и ангидритов. Методика получения их следующая: при бурении на пресном или слабоминерализованном растворе, обработанном УЩР, КМЦ или КССБ, в него попадает соль, в результате чего возрастают структурно-механические показатели. Одним из путей снижения этих показателей является дополнительное засолонение бурового раствора путем ввода в него насыщенного раствора хлористого натрия.

При заготовке раствора средней минерализации преимущество отдается грубодисперсным, в частности кальциевым глинам, менее чувствительным к влиянию минерализации. Существует два метода приготовления раствора.

Первый заключается в затворении глины в уже минерализованной воде, второй – в затворении глины в пресной воде с последующим засолением ее. В первом случае глина распускается хуже, плотность раствора, поэтому выше, а структурные свойства слабее. Водоотдача регулируется в основном КССБ и КМЦ, а также крахмал, гипан и сунил. Однако, обработка крахмалом и гипаном вызывает значительное повышение вязкости и СНС, поэтому они должны использоваться только в сочетании с КМЦ, которая выступает в этих условиях как понизитель вязкости и СНС. Для успешного действия КМЦ и КССБ рН должен находиться в пределах 7,5-9, т.е. должна быть щелочная среда. Понизителями вязкости этих растворов являются ССБ (3-5 %) и окзил до 10 % по объему. Добавление глины в среднеминерализованные растворы повышает вязкость, а СНС₁ почти не увеличивается. Подбор рецепта обработки среднеминерализованного раствора необходимо проводить в лаборатории.

Материалы, применяемые для приготовления раствора для бурения интервала 2340-2930м:

1. Вода пресная.

2. Глинопорошок марки ПББ или ПБМБ.

3. КССБ, крахмал, гипан, сунил - понизители водоотдачи.

4. Окзил - разжижитель.

5. Кальцинированная сода – регулятор щелочности.

6. Хлористый натрий (NaCl) 35-100 кг/м³.

7. КМЦ – понизитель вязкости и СНС.

Интервал 2930-3050м сложен породами коллекторами: песчаниками глинисто- алевритовыми, мелкозернистыми, глинистыми.

Разрез устойчив, возможны нефтепроявления, при повышении противодавления на пласт поглощение бурового раствора.

Применяем для прохождения продуктивного пласта раствор на углеводородной основе.

Растворы на углеводородной основе можно разделить на 2 группы:

1. Растворы с небольшим содержанием воды или безводные;

2. гидрофобные эмульсии, содержание воды в которых может достигать до 80 %.

Растворы первой группы называют растворами на нефтяной основе (РНО), а второй – инвертными (обращенными) - эмульсионными растворами (ИЭР) типа вода в масле.

Дисперсионной средой в этих растворах являются нефть или жидкие нефтепродукты. В качестве основы дисперсной фазы в РНО используется окисленный битум, а в ИЭР – пресная или чаще минерализованная вода. Эмульсия представляет собой систему, состоящую из двух жидких фаз, одна из которых распределена в другой в виде капелек. Жидкость, образующая капельки, называется дисперсной фазой, а жидкость, заключающая эти капельки – дисперсионной средой.

Особенностями технологических свойств всех растворов на углеводородной основе являются:

• низкие или даже нулевые значения водоотдачи в статических условиях;

• высокие тиксотропные свойства, т.е. способность образовывать структуру, застудневать в состоянии покоя и переходить в подвижное состояние при перемешивании;

• низкая плотность в неутяжеленном виде;

• хорошая прокачиваемость, несмотря на сравнительно высокие значения вязкости;

• нерастворимость горных пород в дисперсной среде;

• высокие противоизносные и смазывающие свойства.

В целом растворы на углеводородной основе обеспечивают высокое качество вскрытия продуктивных пластов, практически не снижая естественной проницаемости их в процессе бурения или при подземном ремонте скважин или при их консервации. Они позволяют без осложнений бурить скважину в неустойчивых и соленосных породах, позволяют отбирать керн, сохраняя состав и проницаемость его такими, как в пластовых условиях, уменьшают прихватоопасность бурильной колонны.

К недостаткам этих растворов относятся:

• высокая стоимость раствора;

• разрушающая способность резиновых деталей оборудования;

• повышенная пожароопасность;

• большая трудоемкость при приготовлении;

• возможность нарушения санитарно- гигиенических норм и загрязнение наземного оборудования и территории буровой.

Особенности технологии бурения скважин с промывкой растворами на углеводородной основе следующая:

1. при монтаже буровой установки наземная часть циркуляционной системы выполняется закрытой;

2. при подъеме бурильной колонны обязательно применять обтираторы, обмыв бурильных труб водой не допускается;

3. при переходе на промывку раствором на углеводородной основе между ним и вытесняемым из скважины раствором необходимо применять буферную жидкость (нефть, утяжеленный РНО);

4. один и тот же раствор можно использовать многократно при бурении нескольких скважин;

5. в процессе бурения систематически измеряют электростабильность (напряжение пробоя), температуру раствора на выходе из скважины, а также плотность, вязкость, СНС и водоотдачу.

Материалами для приготовления раствора для бурения продуктивного горизонта служат:

1. Окисленный битум.

2. Нефть.

3. Гидрофобизированный бентонит.

8. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств.