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 (ρб.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 ρб.р. – основное средство регулирования давления в скважине.
При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρб.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 Ка (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’=Кспо·Ка (1.1)
где Кспо – коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при СПО, Кспо=0,5 при диаметре скважины Dс≤215,9 мм и Кспо=0,3 при Dс>215,9; Ка – коэффициент аномальности пластового давления.
Суммарная репрессия на пласт:
ΔРΣ= Δ Рmin+ Δ Р (1.2)
Величину ρб.р., необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения:
ρб.р.=(Рпл+ ΔРΣ)/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 РГР – давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ΔРОЖ – ожидаемое повышение давления в скважине.
Рациональная плотность аэрированного (облегченного) бурового раствора находится из уравнения:
, кг/м3 (1.5)
где ρб.р. – плотность исходного бурового раствора; hСТ – 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 вязкостидолжна 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 ρб.р.≤1400 кг/м3, и Т500≤45 с для раствора с ρб.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 Кτ=θ10/θ1≤3.
Минимально допустимое значение СНС можно вычислить из выражения:
θ= 
Па (1.6)
где dч – диаметр частиц, м; γп и γбр – 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 (ρб.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 Dc (мм) на глубине Н (м), вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности Ка. 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 ρб.р. Статический уровень в скважине установился на глубине hСТ. 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 ρгл, с коэффициентом аномальности Ка, залегающей в интервале (Ни), 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 γп и диаметром dч , находятся в покоящемся буровом растворе с γбр. 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 = 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)