О сайтеКарта сайта
КонтактыВопросы эксперту

Особенности расчета плотности бурового раствора

Дата: 20.07.2015
Просмотров: 257
Комментариев:
Рейтинг: 30

Промывочные растворы осуществляют несколько функций, которые влияют на успешность проведения работ, скорость бурения и введение скважины в эксплуатацию с наивысшей степенью продуктивности. Это указывает на то, что роль упомянутого состава велика. Это в особенности касается глубокого бурения, поэтому расчет для определения параметров следует производить правильно.

Схема приготовления бурового раствора

Схема приготовления бурового раствора.

{reklama1}

Задачи раствора для бурения

В качестве основных задач промывочной жидкости можно выделить:

  • разрушение забоя;
  • избавление внутренней области забоя от шлама;
  • выведение шлама на верхний уровень;
  • компенсация чрезмерного количества пластового давления флюидов;
  • предотвращение обвалов стенок скважины;
  • сброс шлама;
  • смазывание и охлаждение долота, остального инструмента и оборудования.
Схема простейшего приготовления бурового раствора

Схема простейшего приготовления бурового раствора.

Перед началом работ необходимо произвести правильный расчет параметров, особенностей бурового раствора и химических составов для корректировки его параметров, таким образом, должны быть учтены определенные требования, среди которых можно выделить как можно более максимальное снижение губительного воздействия смеси на продуктивность объектов.

Помимо этого, раствор должен максимально снизить техногенную нагрузку на внешнюю среду, предотвратить осложнения во время бурения и крепления, а его стоимость должна быть приемлемой.

Характеристики бурового раствора первостепенно определяются геологическими особенностями проходки.

Расчет параметров бурового раствора

Устройство рычажных весов для расчета плотности бурового раствора

Устройство рычажных весов для расчета плотности бурового раствора.

Характеристики бурового раствора и его плотность определяются в зависимости от параметров скважины и геологических условий. Плотность раствора при достижении газонефтеводонасыщенных пластов должна быть определена для горизонта как можно с большим градиентом пластового давления в пределе сопутствующих условий. Недопустимо, чтобы плотность бурового раствора, который лишен газа, оказалась превышена.

После достижения газоносного горизонта и при углублении следует осуществлять проверку того, насколько раствор насыщен газами. Если замечено значительное чрезмерное содержание газа в растворе, которое превышает 5%, то следует немедленно производить меры, направленные на дегазацию. Предстоит найти причины перенасыщенности газом. Для того чтобы определить уровень загазованности, следует проводить замер воздушной среды в области ротора, блока затворения раствора, вибросит и насосного помещения. Если возникла необходимость увеличить плотность раствора, находящегося в скважине, то недопустимо нагнетать состав, который был подвержен процедуре утяжеления.

Работы по бурению должны проводиться с помощью мерной емкости, которая позволит контролировать долив скважины.

Упомянутое приспособление должно иметь уровнемер.

Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность

Схемы промывки с выходом бурового раствора на поверхность.

Определение плотности в процессе бурения производится из условия противодавления на пласт, при этом следует использовать формулу: p=k(Pплх106/gLn) кг/м3. Здесь k — это коэффициент превышения давления раствора в зависимости от глубины; Pпл представлено пластовым давлением (МПа); g — это ускорение силы тяжести, эквивалентное показателю 9,81; Ln — линия расположения кровли пласта. На рис. 1 можно увидеть зависимость показателей бурового раствора, в том числе и плотности от интервала.

Определение плотности бурового раствора может быть осуществлено взвешиванием измеренного объема и последующим делением массы на объем. Определение параметров посредством рычажных весов происходит в определенном порядке. Процесс начинают с наполнения чашки раствором, на которую надевают крышку. Смесь, оставшаяся на крышке, должна быть стерта, а рейтер следует переместить вдоль рычага. При этом нужно стремиться получить состояние равновесия, после можно будет увидеть показатель плотности состава для бурения, который будет виден на шкале.

Плотность раствора является физической величиной, определяемой отношением массы к объему. Данный показатель чрезвычайно важен по той причине, что он позволяет определить гидростатическое давление, оказываемое столбом смеси в скважине на определенной глубине. Это указывает на необходимость производить расчеты со всей серьезностью.

Корректировка характеристик промывочной жидкости

Схема оптимизации состава буровых растворов

Схема оптимизации состава буровых растворов.

В процессе проведения работ может возникнуть необходимость в изменении параметров бурового раствора. Его в некоторых случаях требуется, например, утяжелить или подвергнуть химической обработке. Буровой раствор может быть дополнен химическими реагентами в процессе или уже после приготовления, что позволяет получить состав с определенными заданными свойствами. Таким образом, буровой раствор меняет вязкость, прочность и способность к водоотдаче. Именно химическая обработка выступает в качестве ведущего метода корректировки параметров раствора в процессе проведения работ. Химические реагенты и составы могут отличаться по ряду особенностей, например, по физико-химическим свойствам, среди которых есть термостойкость, устойчивость к электролитам. Их отличие может состоять в назначении, параметрах действия и т. п.

При бурении незаменимым требованием для предотвращения газа- нефти- и водопроявлений, разрушений стенок скважины и всевозможных проблем, которые могут возникнуть из-за названных обстоятельств, выступает корректировка гидростатического давления столба раствора. Существуют способы изменения гидростатического давления, один из них выражен вариацией плотности раствора. При требовании получить раствор с более внушительной плотностью следует применять сильно размолотые порошки тяжелых инертных металлов.

Разновидности химических реагентов

Схема блока очистки бурового раствора

Схема блока очистки бурового раствора.

Карбоксиметилцеллюлоза представлена натриевой солью простого эфира целлюлозы, а также гликолевой кислоты. При большем уровне полимеризации вещества термостойкость и стабилизация раствора повышаются, по этой причине самыми действенными являются реагенты по типу Tylose. Вещество имеет вид мелкофракционного состава, который обладает белым или кремовым оттенком, показатель его влажности не превышает 10%. Эффективно растворяется в жидкости. Приобрести можно в таре, выполненной в виде бумажных пакетов, вес которых равен 20 кг. Используется для коррекции фильтрационных характеристик бурового раствора.

Затворение водного раствора и описываемого вещества осуществляется в глиномешалках или посредством гидромешалки. Первый вариант оборудования предстоит заполнить водой, оставив свободной 1/3 объема емкости, после требуется поместить внутрь необходимое количество реагента. Затем все предстоит перемешать, пока не удастся получить равномерную консистенцию. Теперь емкость следует заполнить водой уже полностью. Работы по приготовлению раствора КМЦ следует производить, используя объем вещества в максимальных пределах 200 кг на мешалку.

Таблица влияния реагента на свойства бурового раствора

Таблица влияния реагента на свойства бурового раствора.

Буровой раствор может быть дополнен и унифлоком, который представляет собой порошок оранжевого или кремового оттенка, он тоже отлично растворяется в жидкости.

Приобрести его можно в таре на 30 кг, произведенной в виде полиэтиленовых мешков. Водный раствор обладает щелочной реакцией, вещество может быть совмещено с вышеописанным составом или КССБ. Используют его при задаче загустения растворов.

Буровой раствор может использоваться и с каустической содой. Вещество в виде гранул или хлопьев превосходно растворяется в воде, имеет белый цвет и плотность в пределах 2130 кг/м3 . Используется при возникновении необходимости поддержки определенного уровня рН раствора. Приобрести можно металлических бочках или в мешках (25-50 кг), объем последних равен 50 кг.

Зависимость показателей бурового раствора

Рисунок 1. Зависимость показателей бурового раствора.

В буровой раствор вещество следует добавлять медленно и аккуратно в течение периода циркуляции посредством емкости, предназначенной для проведения процедур с химическими составляющими. В России описываемый химический состав производится на основе ТУ6-10-1306-85 и имеет вид кристаллической бесцветной массы, упаковываемой в стальные барабаны по 100 или 200 кг.

При приготовлении бурового раствора иногда используется ФК-2000 — экологически безопасное вещество, выступающее в роли смазочной добавки на базе растительного подсолнечного масла.

Состав характеризуется высокой эффективностью и обладает многофункциональным воздействием. После соединения вещества с раствором последний во много раз улучшает антиприхватные, смазочные и ингибирующие характеристики. Буровой раствор в итоге обретает способность снижать коэффициент поверхностного натяжения.

Схема возврата бурового раствора

Схема возврата бурового раствора.

Этот состав чрезвычайно популярен при проведении работ по бурению, во многом это обусловлено тем, что он имеет похожие параметры со смазочными веществами зарубежного производства. Этот материал используют при бурении на территории Западной Сибири, когда возникает необходимость обустроить горизонтальные и наклонно-направленные скважины. По внешнему виду состав напоминает жидкость, которая имеет способность переходить в состояние пасты, что происходит при пониженных температурах. Реализуется состав в стальных бочках (200 л).

Трибутилфосфат используется при необходимости предотвращения образования и гашения пены в смесях. А вот ГКЖ используется в роли гидрофобизирующей добавки, которая исключает диспергирование, гидратацию и проникновение глин в раствор. Это в итоге позволяет обеспечить превосходные реологические характеристики раствора. Если дополнить буровой раствор названным составом, то он станет демонстрировать отличную устойчивость к температурам.

При требовании снизить показатели вязкости можно использовать НТФ (кислоту). Это вещество отлично растворяется в жидкости, не подвергается горению, невзрывоопасно и не столь токсично. При осуществлении работ в летнее время состав добавляют, приготовив из него предварительно раствор с применением воды в пропорции 1:10, тогда как при проведении работ в зимний период раствор вещества готовят не с применением воды, а антифриза. Состав представляет собой порошок или жидкость, в последнем случае вещество содержится в воде в объеме 30-40%, в этом случае плотность составляет 1190-1270 кг/м3. Применяется и при добыче нефти в роли ингибитора солеотложений.

Таблица соленосных пород

Таблица соленосных пород.

Если возникает необходимость снизить фильтрацию раствора, то следует использовать КССБ, который представлен тонкодисперсным пылящим порошком, имеющим темно-коричневый оттенок.

В последнее время стали более жесткими экологические требования, что коснулось и буровых работ, которые должны проводиться посредством малоопасных для внешней среды растворов. Применение подобного раствора стало возможным с применением малотоксичных химических веществ, в том числе экологически безопасных смазочных составов и противоприхватных веществ. Так, добавка ФК-2000 имеет в составе растительные масла и рыбожировые отходы, что делает ее нетоксичной.

Если готовить буровой раствор с добавлением КМЦ и НТФ, то он будет считаться малоопасным, поэтому он и разрешен к применению. На рис. 2 приведен пример приготовления раствора, в котором содержится незначительное количество глины. Цифрами обозначается процентное соотношение к общему объему массы.

Расчет расхода буровой смеси

Пример приготовления раствора, в котором содержится незначительное количество глины

Рисунок 2. Пример приготовления раствора, в котором содержится незначительное количество глины.

Для того чтобы произвести расчет количества промывочной жидкости и иных составляющих на 1 м проходки, следует знать тонкости расчета конечного объема бурового раствора. Итоговый показатель будет выражен в кубических метрах, а использовать предстоит следующую формулу: Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4. В ней n — это норма расхода раствора на заданную длину проходки с учетом скорости проведения работ, значение выражено в м³/м. L — интервал скважины, который соответствует этой норме, значение выражено в метрах.

Для затворения бурового раствора применяются глины, которые обладают незначительным содержанием песка, это позволяет получать после соединения с водой вязкий состав, который в течение длительного периода не обретает осадка. Выдающимися характеристиками обладают щелочные виды монтмориллонитовых глинопорошков, их используют для получения составов с незначительной плотностью.

В качестве нежелательных ингредиентов в глинах, которые способны понизить стабильность раствора, выступают такие вещества, как гипс и известняк.

Технические условия регламентируют показатели качества сырья на основе глины, используемого для затворения раствора. В его роли выступает выход раствора, то есть объем взвеси определенной вязкости, извлекаемой из 1 т исходного сырья.

Проведение первичной очистки раствора

Схема дегазации бурового раствора

Схема дегазации бурового раствора.

Для того чтобы полностью устранить всю лишнюю породу из раствора и иметь возможность корректировать объем твердой фазы в растворе, следует производить поэтапную систему очистки. Эти процедуры позволяют снизить объем наработки смеси, что влияет и на уменьшение количества отработанного раствора. Работать следует при помощи средств очистки, которые производятся зарубежными и российскими компаниями. Процесс очистки состоит из четырех этапов и предполагает использование вибросит, пескоотделителей, илоотделителей и центрифуги. На первом этапе раствор подвергается избавлению от шлама. Это механический процесс, предусматривающий отделение частиц посредством просеивающего оборудования.

Основные факторы, которые позволяют определить интенсивность очистки и пропускную способность сита, это габариты ячеек, а также просеивающее основание. Среди ведущих составляющих вибросита можно выделить поддон, который приспособлен для сбора чистой смеси; приемник, предназначенный для распределения потока; находящуюся в состоянии движения раму, имеющую в составе сетку; вибратор и амортизаторы. Описанные рамы могут быть установлены в горизонтальной или наклонной плоскости, тогда как их движение может быть направлено из стороны в сторону, по кругу или представлять собой комбинацию вышеописанных.

{reklama2}

Установки для очистки раствора

В практике российские компании чаще всего применяют одноярусные сдвоенные установки марки СВ-2. Это устройство приспособлено к прохождению объема раствора, достигающего 60 л/с, при этом сетка должна иметь ячейки с габаритами 1х5 мм. Рабочее основание сетки обладает длиной в 1,2 м и шириной, равной 0,9 м. Сетка обеспечивает частоту колебаний в максимальных пределах, равных 2000 за минуту. Наклон рабочей поверхности к горизонту составляет от 12 до 18°. При необходимости использовать более усовершенствованную модель следует применять СВ-25.

Вибросито марки ВС-1 имеет две укрепленные в кассеты сетки. Применяются они с ситами, которые обладают квадратными ячейками со стороной от 0,16 до 0,9 мм. Одну рабочую поверхность монтируют горизонтально, тогда как другая располагается с наклоном, угол которого равен 5° по отношению к горизонту.

Приготовление бурового раствора производится профессионалами, что позволяет добиться отличных результатов работы в короткие сроки.