Пример расчета необходимого количества реагентов для приготовления бурового раствора:
Дано:
Глубина скважины Н=1045 м.
Длина скважины L= 1086 м.
Пластовое давление Рпл=11,5 МПа.
Глубина спуска кондуктора hк=383 м.
Исходная плотность бурового раствора ρб.р.=1,05 г/см3.
Плотность утяжелителя ρут=4,2 г/см3.
Расход КМЦ – 0,2-0,35 %.
Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт pб.р, г/см3
где: а = 1,05 - 1,1 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,1, так как глубина меньше 1200 м.
Согласно условию безопасного бурения  кгс/см2, должно быть больше  на 10 – 15%.
 (2)
11,5 – 100%
12,65 – Х
Х = 12,65*100/11,5 = 110% - что удовлетворяет условию бурения.
Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины Vобщ, м3
где:  - объем приемной емкости =40 м3;
 - объем желобной системы = 4-7 м3;
а=1,5 – коэффициент учитывающий запас раствора.
Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале Vбур, м3
 (4)
где: hк – глубина спуска промежуточной колонны, м;
n = 0,13 м3/м – норма расхода буровой жидкости на 1 метр проходки.
 (5)
где:  - объем кондуктора, м3
 - объем скважины, м3.
Определяем Vк, м3
 (6)
Определяем Vс, м3
Количество сухой глины для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности qгл, т/м3
 (9)
где: ρгл – плотность сухого глинопорошка, г/см3;
ρв – плотность воды, г/см3;
ρб.р. – плотность исходного глинистого раствора, г/см3;
m - влажность глинопорошка в долях единицы (10%).
Количество сухой глины для приготовления всего раствора определяется
 (10)
Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности определяется
 (11)
Количество воды необходимой для приготовления всего глинистого определяется
 (12)
Определим количество химических реагентов:
Выбираем КМЦ для регулирования водоотдачи глинистого раствора.
КМЦ добавляют в процентном отношении 0,2-0,35% к объему глинистого раствора, принимаем 0,3%.
 (13)
Необходимое количество сухого утяжелителя 1 см3 глинистого раствора определяется
 (14)
где: ρ1 – плотность исходного глинистого раствора.
ρ2 – плотность требуемого бурового раствора.
ρ3 – плотность утяжелителя.
Определим расход утяжелителя Gут, т
 (15)
Все полученные данные заносим в сводную таблицу.
Таблица 5.1 – Итоговая таблица результатов.
Общий объем глинистого
раствора (м3)
|
Сухого глинопорошка (т)
|
Воды (м3)
|
КМЦ (т)
|
Утяжелитель
(т)
|
249
|
22,41
|
241,53
|
0,747
|
56,025
|
6 Методы контроля состава и свойств буровых растворов
Методы исследований состава и свойств буровых растворов можно разделить на две группы: физические и химические.
1. Физические свойства бурового раствора.
1.1 Плотность бурового раствора
Плотность бурового раствора Рбр (г/см3)- отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущуюся и истинную плотность. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу, второй без газообразной фазы. Для измерения плотности может быть использованы рычажные весы- плотномер, ареометр, пикнометр (рис 6.1)
Рисунок 6.1- Ареометр АГЗ-ПП
1- поплавок; 2- мерный стакан; 3-грузик.
1.2 Условная вязкость
Условная вязкость УВ(с) – величина определяемая временем истечения из стандартной воронки определенного объема (500см3) бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению ,т.е. подвижность бурового раствора. Объемы заполнения воронки и истечения из нее стандартизованы.
Для измерения условной вязкости используются стандартное оборудование – вискозиметр полевой ВП-5, ВВ-1, « Воронка Марша» (США), ВБР-1 (рис. 6.2 )
Рисунок 6.2 - Вискозиметр ВП-5
1.3 Реологические показатели буровых растворов
1.3.1 Статическое напряжение сдвиг(СНС) О (Па) – величина определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры в находящимся в покое буровом растворе. Статическое напряжение сдвига характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени.
Для измерения статического напряжения сдвига может быть использован прибор СНС-2 (рис.6.3).
1.3.2 Динамическое напряжение сдвига ДНС - То (Па)- величина, косвенно характеризующая прочность сопротивления бурового раствора течению.
Эффективная вязкость- (Па*с) – величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление бурового раствора при определенной скорости сдвига.
. 
Рисунок 6.3 - Прибор СНС-2
1-стол; 2-установочный винт; 3-кронштейн; 4-подвесная головка; 5-упругая нить; 6-трубка; 7- лимб; 8-указатель; 9-внутренный подвесной цилиндр; 10-стакан; 11-вращающийся столик; 12-электромотор, 13- выключатель.
Пластическая вязкость (Па*с)- условная вязкость показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.
Для измерения показателей, позволяющих определить значения этих параметров, используются : вискозиметр ВСН-3, ВСН-2М (при повышенных температурах), ротационный вискозиметр производства США «RHEOMETP FANN», «BAROID», «OFI TE».
1.4 Показатель фильтрации (водоотдача)
Показатель фильтрации Ф (см3) – величина определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади. Показатель фильтрации косвенно характеризует, способность бурового раствора отфильтровываться через стенки скважины создавая глинистую корку.
Формирование на стенках скважины малопроницаемой фильтрационной корки
Под влиянием разницы гидростатического давления столба раствора и пластового давления на стенках скважины образуется фильтрационная корка из твердой фазы раствора.
В верхней части разреза корка консолидирует несцементированные пески и обеспечивает их устойчивость. Одновременно, корка фактически разобщает скважину и проницаемые пласты. Однако при большой величине водоотдачи на стенке скважины образуется толстая фильтрационная корка, что отрицательно влияет на состояние скважины. Во первых, велика вероятность дифференциального прихвата; во вторых, на толстую и рыхлую корку, как правило, прилипает шлам, происходит сужение ствола скважины с последующими осложнениями (затяжки, прихваты при подъеме).
, 
Рисунок 6.4 - Прибор ВМ-6
1-шкала прибора; 2-плунжер; 3-напорный цилиндр; 4-игольчатый клапан; 5-фильтрационный стакан; 6-винт; 7-поддон; 8-увлажненныйт фильтр; 9-перфоррированный стальной диск.
Одновременно, при большой величине водоотдачи в продуктивный пласт поступает большое количество фильтрата на большую глубину. Это приводит к существенному снижению проницаемости пласта при последующей эксплуатации скважины, поэтому величина водоотдачи включая забойную должна быть как можно меньше и, жесткое регламентирование этого показателя в программах и проектах вполне обосновано. Для определения показателя фильтрации могут быть использованы приборы фильтр-пресс ФЛР-1, прибор ВМ-6 (рис.6.4), ЛГ-2М, ФП-200 (при повышенных температурах).
1.5 Показатель статического напряжения сдвига в глинистой корке
Статическое напряжение сдвига в фильтрационной корке О (Мпа) - величина определяемая минимальным усилием сдвига груза, находящимся в контакте с фильтрационной коркой, косвенно характеризует прихватоопасные свойства бурового раствора.
Для измерения СНС в фильтрационной корке используется установка НК-1
1.6 Показатель концентрации твердых примесей
Концентрация посторонних твердых примесей Сп (%) –величина определяемая отношением количества всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения бурового раствора.
Для определения концентрации твердых примесей используют металлический отстойник ОМ-2 (рис 6.5)
Рисунок 6.5-Отстойник ОМ-2
1-крышка; 2- отверстие для слива воды; 3- цилиндрический сосуд; 4-сменная пробирка;
1.7 Показатель стабильности бурового раствора
1.7.1 Показатель стабильности Sо(г/см3)- величина определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течении определенного времени бурового раствора, косвенно характеризует способность бурового раствора сохранять свою плотность.
1.7.2 Показатель седиметации S (%) – величина определяемая количеством дисперсной фазы отделившейся от определенного объема бурового раствора в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Косвенно характеризует стабильность бурового раствора.
Для определения показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2 (рис 6.6).
Рисунок 6.6- Цилиндр стабильности ЦС-2
1.8 Показатель концентрации газа
Концентрация газа Со (%) – величина определяемая объемом газа в единице объема бурового раствора. Характеризует степень разгазирования или вспенивания бурового раствор.
Для определения количества газа используются приборы ПГР-1, ВГ-ЦМ
1.9 Показатель концентрации твердых фазы и нефти в буровом растворе
Концентрация твердой фазы Ст (%) – величина, определяемая отношением количества твердых веществ к общему объему бурового раствора. Объем концентрации твердой фазы рассчитывают исходя из материального баланса компонентов бурового раствора (стр250).
Для определения количества твердой фазы в пробе бурового раствора используют ВЛР-200 или ВЛКТ-500г/10- производят весовым методом и обрабатывают расчетным путем.
1.10 Определение концентрации коллоидных частиц в буровом растворе
Концентрация коллоидных частиц Ск (%) – величина определяемая отношением коллоидных частиц размером меньше 2 мкм к общему количеству бурового раствора. Характеризует активную составляющую твердой фазы наиболее влияющую на свойства бурового раствора.
Для определения концентрации коллоидных частиц положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (МС).
1.11 Определение водородного показателя
Водородный показатель рН – отрицательный десятичный логарифм концентрации ионов водорода в буровом растворе, характеризующий щелочность или кислотность среды.
Для определения рН могут быть использованы индикаторная бумага, лабораторный рН- метр , милливольтметр рН-121.
1.12 Определение смазочной способности бурового раствора
Смазочная способность бурового раствора косвенно определяет коэффициент трения-скольжения или трения – качения, временем работы установки до появления заеданий трущихся шариков при заданном контакте напряжений.
Для определения смазочной способности буровых растворов используют
Установку УСР-1.
1.13 Определение удельного электрического сопротивления
Удельное электрическое сопротивление Ро (ОМ м) – величина определяемая сопротивление бурового раствора проходящему через него электрическому току, отнесенным к единице поперечного сечения и длины взятого объема бурового раствора.
Для измерения используют резистивиметр ПР-21.
1.14 Определение анализа фильтрата бурового раствора
Определение показателя минерализации фильтрата
Показатель минерализации М – величина косвенно характеризующая содержание водорастворимых солей в буровом растворе и условно определяемая эквивалентным содержанием хлористого натрия.
Так же определяются содержание калия и магния, хлор-иона, сульфат-ионов, сумма щелочных металлов и калия- извести.
1.15 Определение содержания сероводорода в буровом растворе
Содержание сульфатов в буровом растворе влияющие на изменение водородного показателя, а значит на изменение всех свойств бурового раствора.
1.16 Определение Поверхностно Активных Веществ (ПАВ) в буровом растворе
Метод контроля за содержанием ПАВ в глинистом растворе, основанный на сравнении значений поверхностного натяжения фильтрата проб раствора, отобранного в процессе бурения, и поверхностного натяжения водных растворимых ПАВ известной (эталонной) концентрации на границе с керосином или воздухом.
1.17 Определение коррозионных свойств бурового раствора
Буровое оборудование и инструменты, находящиеся в контакте с буровом раствором, подвергаются несколькими видами коррозий: кислородной, сероводородной, углекислым газом. Существуют различные методы определения коррозионных свойств бурового раствора
В определение свойств бурового раствора так же входит: ингибирующие свойства, коэффициент коллоидности глинопорошка, показатель увлажняющей способности, устойчивости пен, сжимаемость глинистой корки, тепловые свойства.
Основные свойства буровых растворов зависят от размера, формы и химического состава взвешенных в нем частиц. По размеры эти частицы удобно разделить на три группы:
коллоиды размером от 0,1до 2мкм, определяющие вязкостные и фильтрационные свойства раствора;
илы, утяжелители с размером частиц от 1 до 70 мкм, обеспечивающие необходимую плотность раствора;
песок с размером частиц от 50 до 400 мкм, которые хотя и закупоривают крупные отверстия в некоторых очень пористых пластах, в остальном оказывают отрицательное воздействие в силу высокой абразивности.
Коллоидная фракция раствора обладает высокой активностью благодаря очень малому размеру частиц по отношению к их массе. Такая дисперсная система отличается большой удельной поверхностью, а поведение частиц и раствора в целом определяется главным образом электростатическими зарядами на их поверхностях, которые способствуют развитию сил притяжения/отталкивания между частицами. Особо активными коллоидами являются глинистые минералы, которые отличаются как по форме (мельчайшие кристаллические пластинки и пакеты из таких пластинок), так и молекулярным строением этих частиц. Благодаря особому строению кристаллической решетки активных глинистых минералов, на базальных поверхностях частиц образуются сильные отрицательные заряды, а также положительные заряды, но ребрах и гранях. Взаимодействие между этими противоположными зарядами при низких скоростях течения сильно влияет на вязкость глинистых растворов и является причиной обратимого структурообразования когда раствор находится в состоянии покоя.
В природе глины состоят из различных минералов, таких как монтмориллонит, иллит и коалинит, из которой наибольшей активностью обладает монтморилонит.
При взаимодействии с водой глина набухает вследствие гидратации базальных плоскостей и ориентированных около них противоионов (Ca, Na, Mg). В результате такой гидратации образуется суммарная гидратная оболочка, обладающая упругими свойствами и, вследствие этого, давление набухания достигает больших величин. При механическом воздействии на смесь глины с водой происходит расслоение пакетов по базальным плоскостям и их разлом по ребрам и граням с образованием глинистого раствора. Такая первичная дезинтеграция глины в воде называется диспергированием.
Упругие гидратные оболочки на поверхности частиц глины предот-вращают их слипание, таким образом, происходит так называемая естественная стабилизация системы. Толщина гидратной оболочки зависит от величины отрицательного заряда базальной поверхности, которая определяется минералогической природой глины. Наиболее активным минералом является монтмориллонит, чем больше его содержание в глинистой породе (60 - 70% и более), тем выше выход раствора из единицы веса глины (15 м3 и более из 1тонны глинопорошка).
Во многих случаях, для регулирования свойств бурового раствора глинистые коллоиды дополняются, а иногда и полностью заменяются органическими коллоидами. Так, при попадании в систему растворимых солей происходят следующие явления. С увеличением концентрации соли в растворе, вследствие динамического характера адсорбционных процессов, возрастает концентрация положительно заряженных катионов у отрицательно заряженной поверхности глинистых частиц. При определенной концентрации соли (1-1,5% NaCl, 0,25% CaCl2) происходит полная нейтрализация заряда поверхности глины, а защитная гидратная оболочка исчезает. В результате такого воздействия солей происходит коагуляция системы: частички глины слипаются в крупные блоки, раствор загустевает и резко возрастает водоотдача.
Для восстановления свойств раствора в этом случае используют солестойкие полимерные реагенты, такие как крахмал, КМЦ и др. Макромолекулы этих полимеров вместе со своими гидратными оболочками адсорбируются на поверхности глинистых частиц и создают так называемые искусственные защитные гидратные оболочки. При таком воздействии коллоидов, скоагулированые частички вновь разъединяются, и этот процесс повторного диспергирования глинистых блоков называется пептизацией. При определенной концентрации полимера свойства раствора полностью восстанавливаются. Кроме адсорбционной стабилизации глинистых частиц многие полимеры образуют в растворе полимерные блоки коллоидного размера. Как в пресных, так и в соленых растворах такие частички из полимеров существенно влияют на свойства растворов. В зависимости от величины молекулярного веса полимеры могут влиять или не влиять на структурно-механические свойства растворов, но всегда эффективно снижают водоотдачу.
Коллоидной фракцией одного из растворов на углеводородной основе (РУО) является олеофильный бентонит. В другом типе такого раствора (инверсной эмульсии) вязкостные и фильтрационные свойства обеспечиваются активным эмульгированием значительной части водной фазы. Для структурообразования в РУО используют специально изготовленные олеофильные глины, а для улучшения фильтрационных свойств применяют олеофильные гуматы.
|
