Главная » Статьи » Буровые долота / Drill bits

Назначение буровых растворов; Основные характеристики буровых растворов:

Назначение буровых растворов;

Основные характеристики буровых растворов:

                  - вязкость;

                  - плотность;

                  - водоотдача.

Современная технология бурения нефтяных и газовых скважин связана с применением буровых растворов или так называемых промывочных жидкостей. Под буровыми растворами понимается жидкая среда которая непрерывно прокачивается (циркулирует) через скважину.

При этом промывочная жидкость постоянно обеспечивает:

  1. вынос шлама т.е. разбуренной породы на дневную поверхность и таким образом производится очистка призабойной зоны;
  2. дополнительное разрушение горной породы;
  3. вторичное разрушение и уменьшение размера частиц шлама;
  4. охлаждение и смазку бурового инструмента;
  5. противодавление на пласт и недопущение нефтегазопроявлений;
  6. удержание стенок скважины.

Это лишь некоторые основные функции промывочной жидкости без обеспечения которых невозможен современный технологический процесс строительства скважин.

Особенно важно правильно выбрать параметры промывочной жидкости при строительстве глубих или специальных скважин (горизонтальных или многоствольных). Это связано с тем, что к скважинам предъявляются более жесткие требования, технологический процесс сложнее, стоимость аварий на порядок выше, а качественная промывка скважины позволяет значительно снизить вероятность появления или избежать аварий в сложных геологических условиях, повысить коммерческие скорости проходки, избежать дополнительных спуско-подъемных операций за счет обеспечения оптимальных условий работы долота. Все это в свою очередь сказывается на себестоимости строительства скважины.

Все промывочные жидкости укрупненно можно разделить на 3 группы:

  1. на водной основе
  2. на нефтяной основе
  3. аэрированные

Аэрированные БР представляют собой растворы, в которые под давлением   закачивается газ. Такие растворы применяются только для вскрытия пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, так называемое вскрытие на депрессии.

Такие растворы позволяют избежать проявления скин–эффекта, то есть уменьшениня проницаемости коллектора вследствие задавливания раствора в пласт. Так как в разрезе описываемой скважины не присутствуют пласты с аномально низким давлением, то данный вид БР не подходит для ее бурения.

В свою очередь растворы на нефтяной основе положительно влияют на коллекторские свойства пластов при их вскрытии. Позволяют избежать таких осложнений как затяжки, посадки, прилипание, так как обладают хорошими смазывающими свойствами. Однако такие растворы очень дороги и требуют большего расхода химических реагентов в сравнении с растворами на водной основе, так как содержание нефти в растворе снижает удельную плотность, а значит требуется дополнительный расход химических реагентов для создания и поддержания удельного веса раствора. Кроме этого нефть отрицательно влияет на резиновые изделия, что очень важно при турбинном способе бурении.

Самым простым раствором на водной основе является техническая вода. Однако практика бурения на технической воде в верхних интервалах  (где много песка и неустойчивых глинистых пород) показала нецелесообразность его использования ввиду набухания глин при длительном контакте с водой; размывании стенок скважины, образовании каверн, поглощении раствора и  осложнений, связанных с сужением ствола, появлением сальников и затяжек.

Поэтому наиболее подходящим для бурения данной скважины является бентонитовый, то есть глинистый раствор на водной основе. Достоинствами данного вида бурового раствора является большая распространенность, возможность оперативного измерения параметров в широком диапазоне, хорошая механическая скорость бурения, возможность создания требуемых противопластовых давлений. При правильном выборе параметров раствора значительно снижается вероятность осложнений при бурении. Причем, так как разрез скважины сложен значительным количеством глинистых пластов, то возможно самонарабатывание раствора и его поддержание за счет выбуренных коллоидных глинистых частиц, содержащихся в шламе. Таким образом, достаточно приготовить изначально некоторый объем глинистого раствора, а далее, за счет естественного нарабатывания и химической обработки, поддерживать требуемые параметры в процессе бурения всей скважины. Затем раствор может быть обработан и использован на других скважинах. Все это положительно влияет на себестоимость как бурового  раствора, так и самой скважины, сокращается время для приготовления БР, а значит увеличиваются коммерческие скорости бурения и производительность буровых работ.

Но глинистые растворы обладают и недостатками, самым существенным из которых является снижение проницаемости коллекторов за счет глубокого проникновения глинистых частиц из раствора в поры пласта. Это в свою очередь создает сложности при освоении скважины и низкий получаемый дебет нефти. Именно по этой причине в настоящее время успешно применяется технология вскрытия продуктивных пластов на специальных растворах. В условиях Западной Сибири широко практикуется использование так называемого раствора «Порофлок» на меловой основе. Перевод скважины на этот раствор осуществляют за 50 м до пласта. В отличие от бентонитового раствора , где  в качестве твердой фазы используется мелкодисперсная глина, здесь эту функцию выполняет специальным образом перемолотые пластинчатые чешуйки мела. Данный раствор отлично перекрывает пласт и позволяет сохранить его пористость до освоения.

В соотвествии с назначением буровых растворов и свойствами, которыми они должны обладать, определяют следующие параметры:

1.Плотность г/см3.

  1. Условную (кажущую)вязкость Т,с. Вязкость зависит от внутреннего трения между отдельными слоями жидкости.
  2. Структурную (пластическую) вязкость, характеризующую силу внутреннего трения между частицами твердой и жидкой фаз.
  3. Водоотдачу В-способность бурового раствора отдавать (отфильтровывать) воду в пористые породы под действием перепада давления, см3 за 30мин.
  4. Толщину глинистой корки К (частиц твердой фазы),образующая при фильтрации жидкой фаз,мм.
  5. Статическое напряжение сдвига 0-усилие которое требуется, чтобы разрушить структуру раствора, образовавшуюся в состоянии покоя, Н/м2.
  6. Содержание в растворе недисперигированной твердой фазы (песка) П,%.
  7. Стабильность С, характеризующую способность частиц твердой фазы удерживаться во взвешенном состоянии, г/см3.
  8. Отстой О-относительный объем жидкости, отстоявшейся за сутки, %.
  9. Содержание газа в растворе Г, %.

 

 Плотность определяют ареометром типа АГ-2.

Условную вязкость определяют с помощью вискозиметра СПВ-5.Водоотдачу буровых растворов определяют прибором ВМ-6.

 

 

 

 

Отклонитель;

Угол ориентации искривления-угол между апсидальной плоскостью и плоскостью искривления участка оси ствола скважины.

Угол ориентации искривления отсчитывается в нормальной плоскости (перпендикулярной к касательной плоскости) по направлению движения часовой стрелки от верхней до главной нормали. Этот угол характеризует ориентацию плоскости, в которой расположен участок скважины между точками измерений. На участке бурения с отклонителем угол ориентации равен фактическому углу установки отклонителя.

Расчеты на центр.

Исходными данными для решения являются:

Xа,Yа,Zа-коор. Забоя ствола скважины;

Xв,Yв,Zв-коор. Центра круга;

Rк-радиус круга допуска;

fп-проектный азимут;

l,f-зенитный угол и азимут ствола скважины на забое.

  1. S=   (Xа-Xв)*кв.+(Yа-Yв)*кв.+(Zа-Zв)*кв.,

расстояние между забоем и центром круга

 
 

 

  1. lв=arctg (Xв-Xа)*кв.+(Yв-Yа)*кв. / Zв-Zа,

зенитный угол на центр круга допуска

 

  1. fв=fп-arctg(Yа*Xв-Yв*Xа)/(Xв*Xв-Xа*Yв+Yв*Yв-Yв*Yа),

азимут на центр круга допуска

 
 

 

4. Sа-в=   (Xв-Xа)*кв.+(Yв-Yа)*кв. ,

расстояние между забоем и центром круга допуска по горизонтали

 

  1. f1=fв-arcsin(Rк/Sа-в),

азимут на левый край допуска

  1. f2=fв+arcsin(Rк/Sа-в),

азимут на правый край допуска

  1. Sц=Sа-в*cos(fп-fв),расстояние до центра хорды круга допуска по азимуту забоя

 
 

 

  1. S1=Sц-  Rк*Rк-Sа-в*Sа-в*sin(f-fв)*кв., расстояние от горизонтальной проекции забоя до ближнего края круга допуска по азимуту забоя

 
 

 

  1. S2= Sц+  Rк*Rк-Sа-в*Sа-в*sin(f-fв)*кв., расстояние от горизонтальной проекции забоя до дальнего края круга допуска по азимуту забоя

 

  1. l1=arctg S1/Zв-Zа,зенитный угол на ближний край круга допуска по азимуту забоя
  2. lв=arctg Sц/Zв-Zа,зенитный угол на центр хорды по азимуту забоя
  3. l2=arctg S2/Zв-Zа,зенитный угол на дальний край круга допуска по азимуту забоя

 

Категория: Буровые долота / Drill bits | Добавил: Joni (20.04.2017)
Просмотров: 227 | Теги: непрерывно, понимается, буровых, жидкая, под, буровыми, растворов, растворами, промывочных, жидкостей | Рейтинг: 0.0/0
Похожие материалы
Всего комментариев: 0
avatar
Investigationes
CHARLES S. ANDREWS
3139 Brownton Road
Long Community, MS 38915



+7 986 9750184 102-Rus@mail.ru
Mirum
sample map