Проект бурения нефтяной скважины (стр. 3 из 15)
Глинистые растворы с υ1 ≥ 785
1180 мн/см2применяют при прохождении поглощающих горизонтов.Для утяжеления считаются пригодными глинистые растворы с υ1 = 195
390 мн/см2.Наряду сϱи υ1 важнейшими показателями, характеризующими промывочную жидкость, являются условная вязкость Т и водоотдача В.
Рекомендуется поддерживать вязкость по СПВ-5: для нормального раствора Т ≤ 30 сек, для утяжеленного Т = 30
50 сек. Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяют растворы с большей вязкостью вплоть до состояния, когда раствор не течет (через воронку СПВ-5).Для нормальных глинистых растворов водоотдача В рекомендуется до 10 см3за 30 мин. При бурении в породах, где возможны обвалы и прихваты, В рекомендуется снижать до 5—6 см3и даже 2—3 см3за 30 мин.
Загрязнение неутяжеленных растворов твердыми частицами не должно превышать 4% при роторном и 2% при турбинном способах бурения.
В РФ глинистые растворы приготовляют как из комовой глины, добываемой в глинокарьерах, расположенных в районах буровых работ, так и из глинопорошков, выпускаемых специальными заво- дами. Глинопорошки представляют собой высушенную и измель- ченную глину с химическими реагентами или без них, которая обра- зует с водой устойчивую суспензию. Глинопорошки выпускают по техническим условиям, утвержденным Госкомитетом нефтедобывающей промышленности
Таблица 1
| Сорт | Плотность глинистого раствора (при вязкости 25сек по СПВ-5), m/м3 | Выход раствора из 1 т глинопорошка, м3 | Остаток на сите, % | Влажность, % | Содержание песка в глинистом растворе, % | ||
| № 0,5 | № 0,075 | общее | В том числе отмытого | ||||
| 1234 | До 1,061,06 – 1,081,08 – 1,15Свыше 1,5 | > 1010 – 88 – 4< 4 | 0000 | До 10» 10» 10» 10 | 5,0–8,05,0–8,05,0–8,05,0–8,0 | До 0,8» 1,5» 3,0» 4,0 | До 0,5» 0,8» 1,5» 3,0 |
Показатели, которым должны отвечать глинопорошки и глинистые растворы, приготовленные из них, приведены в табл. 1
1.3.1 Нормирование глинистых растворов
Параметры глинистых растворов выбираются в зависимости от вида осложнений и конкретных условий бурения. Для этого в каждом нефтегазодобывающем или разведочном районе разработаны специальные инструкции, которыми и следует руководствоваться в практической работе. В настоящем параграфе приводятся лишь ориентировочные сведения по данному вопросу. Исследованиями и многолетней практикой установлены следующие требования (нормы), предъявляемые к основным свойствам глинистых растворов.
В нормальных (с геологической точки зрения) условиях бурения плотность глинистого раствора в зависимости от качества разбуриваемых (или применяемых для приготовления глинистого раствора) глин принимается равнойϱp = 1,10
1,35 т/м3. Статическое напряжение сдвига, замеряемое через 1 мин, υ1= 145 195 мн/см2, а замеряемое через 10 мин υ10 = 295 490 мн/см2. Условная вязкость по СПВ-5 равна 20—25 сек для растворов, не обработанных химическими реагентами, и 25—50 сек для химически обработанных глинистых растворов. Водоотдача В ≤ 10 см3за 30 мин. Толщина глинистой корки К равна 1—2 мм, а липкость ее Кл = 0,25 (по А. А. Линевскому). Процентное содержание песка П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения. Стабильность С ≤ 0,03. Отстой О ≤ 5%. Концентрация водородных ионов рН ≥ 7 (обычно 7,5—9,0).Для предупреждения водо-, газо- и нефтепроявлений и борьбы с ними необходимая плотность глинистого раствора определяется по формуле (1). Водоотдача принимается равной В = 10 см3за 30 мин. Процентное содержание песка П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения. Концентрация водородных ионов рН = 9,0
9,5. Статическое напряжение сдвига υ1= 295 490 мн/см2. Величина условной вязкости изменяется в зависимости от вида проявления. В случае газопроявлении Т ≤ 30 сек, нефтепроявлений Т ≤ 50 сек, водонроявлений Т ≥ 50 сек.Для предупреждения обвалов стенок скважин и борьбы с ними плотность глинистого раствора выбирают в зависимости от величины горного давления (при этом обычно руководствуются опытом бурения в данном районе) и определяют по формуле (1).
Другие параметры глинистого раствора должны быть примерно такими: = 195
295 мн/см2; Т = 25 26 сек; В ≤ 5 см3за 30 мин; П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения; рН = 10; К ≤ 2 мм; Кл = 0,25 (по А. А. Линевскому); для уменьшения липкости глинистой корки в ряде районов рекомендуется вводить в глинистый раствор добавки нефти или дизельного топлива в количестве 3—4%.В целях предупреждения прилипаний и прихватов бурового инструмента в отдельных районах также рекомендуются добавки маслянистой нефти > 5% от объема глинистого раствора.
Для борьбы с поглощениями плотность глинистого раствора должна быть минимально возможной (иногда используется аэризо-ванный раствор сϱp = 0,8
0,6 т/м3). Статическое напряжение сдвига принимается равным υ1 = 785 1180 мн/см2, причем в течение 10 мин эта величина должна возрастать не менее чем в 1,5—2 раза. Условная вязкость раствора должна быть Т ≥ 100 сек. Водоотдача В ≤ 10 см3за 30 мин. При роторном бурении рекомендуются добавки в глинистый раствор различных инертных наполнителей (опилки, слюда, целлофан, подсолнечная лузга, отходы асбеста, хлопка, кожевенного производства, торф и т. п.).При бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях, при проходке направленных скважин для вскрытия продуктивных горизонтов в качестве промывочного агента часто используют растворы на нефтяной основе: высококальциевые, эмульсионные и известковые растворы.
В районах, сложенных мощными толщами карбонатных или сульфатных пород, можно применять естественные карбонатные, сульфатные или сульфатно-карбонатные водные растворы.
При разбуривании нефтегазоносных месторождений, содержащих продуктивные горизонты с весьма низким пластовым давленном, а также площадей, где наблюдаются катастрофические поглощения промывочной жидкости, исключающие применение последней, в качестве промывочного агента используются воздух или газ. Эти промывочные агенты практически незаменимы также при бурении в трещиноватых и кавернозных породах в районах, где с целью охраны поверхностных и грунтовых вод от загрязнения категорически запрещено использовать промывочные растворы, в пустынях и на других площадях, ощущающих острую нехватку воды, в районах Крайнего Севера и вечной мерзлоты с исключительно холодным климатом и т. д.
1.3.2 Приготовление и утяжеление глинистого раствора (расчеты)
Весовое количество глины, потребное для приготовления 1 м3глинистого раствора заданной плотности, определяем по формуле
(3)а весовое количество воды, потребное для приготовления 1м3 глинистого раствора заданной плотности, находим по формуле
(4)гдеqг— количество сухой глины, потребное для приготовления 1 м3 глинистого раствора;
qB— количество воды, потребное для приготовления 1 м3глинистого раствора;
ϱr, ϱb, ϱp — плотности соответственно глины, воды и глинистого раствора;
п — влажность глины в долях единицы.
Плотность наиболее распространенных глин (в плотном теле - изменяется обычно в пределах 2,5—2,8 т/м3, а в раздробленном виде она колеблется в пределах 1,65—1,90 т/м3.
Количество сухой глины, потребное для приготовления 1 м3глинистого раствора заданной плотности, может быть подсчитано также по формуле (3), если принять п = 0.
В промысловых условиях иногда удобнее пользоваться не весовыми, а объемными количествами глины, которые нетрудно подсчитать, пользуясь формулой
, (5)гдеVг— объемное количество глины в раздробленном ϱвиде;
ϱcp = 1,9 — средняя плотность глины в т/м3.
Для определения массового и объемного количества глины, потребной для приготовления 1 м3глинистого раствора заданной плотности, можно пользоваться также и следующими приближенными формулами: