Смекни!
smekni.com

Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 5 из 28)

n 0,2 0,3 0,5 0,7 Примечания
К, Па сn 1,6 0,96 0,34 0,12
расход жидкости 6 л/с
Общ потери, МПа 0,352 0,333 0,29 0,249 потери на 1230м
Vтеч/Vос 2,8 2,8 2,8 2,8
ЭПРж, кг/м3 902,9 902,7 902,4 902,1 эквивалентная циркуляционная плотность
ЭПРш, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 2,036,23 2,016,19 2,026,22 2,036,24 рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V)
ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 904,9909,1 904,7908,9 904,4908,6 904,1908,3 суммарная эквивалентная плотность
расход жидкости 8 л/с
Общ потери, МПа 0,382 0,373 0,346 0,318 потери на 1230м
Vтеч/Vос 3,8 3,8 3,8 3,8
ЭПРж, кг/м3 903,1 903,0 902,8 902,58 эквивалентная циркуляционная плотность
ЭПРш, кг/м3V = 1 м/ч V = 3 м/ч 1,344,09 1,334,08 1,334,09 1,344,10 рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V)
ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 904,5907,2 904,3907,1 904,1906,9 903,9906,7 суммарная эквивалентная плотность
расход жидкости 10 л/с
Общ потери, МПа 0,4 0,399 0,387 0,371 потери на 1230м
Vтеч/Vос 4,7 4,7 4,7 4,7
ЭПРж, кг/м3 3,25 3,24 3,15 3,02 эквивалентная циркуляционная плотность
ЭПРш, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 1,03,05 0,993,04 1,03,05 1,03,05 рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V)
ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 904,25906,3 904,2906,3 904,1906,2 904,0906,1 суммарная эквивалентная плотность
Режим течения ламинарный во всех случаях прирасходе 6, 8 и 10 л/с
Режим осаждения ламинарный

Методика расчетов движения псевдопластичных и аэрированных псевдопластичных жидкостей приведена в Приложении 1.

В табл. 7 использованы следующие обозначения и расчетные формулы:

ЭПРж - эквивалентная циркуляционная плотность, кг/м3:

ЭПРж = r + DРтр/gH

ЭПРш – рост эквивалентной плотности за счет накопления шлама, кг/м3:

ЭПРш = V Dк2 (rч - r)/ [(Dк2 – Dт2)(Uср – Vос)];

ЭПРоб – суммарная эквивалентная плотность, кг/м3:

ЭПРоб = ЭПРж + ЭПРш;

DРтр – потери давления на трение при течении в канале, Па :

тр = 4tL/(Dк – Dт),

Uср, Vос – средняя скорость течения и скорость осаждения частицы в движущейся жидкости соответственно, м/с:

Uср = 4Q/ [p(Dк2 – Dт2)], Vос = 0,268 tч [dчjч /(r)0,5],

где V – механическая скорость бурения, м/с; H – глубина кровли пласта по вертикали, м; L – длина канала, м; Dк – внутренний диаметр ЭК, м; Dт – наружный диаметр трубы (БТ), м; t, tч - напряжение сдвига жидкости и частицы соответственно, Па; Q – расход жидкости, м3/с; jч – скорость сдвига частицы, 1/с.

Выбор состава исходного бурового раствора

В качестве основы исходного бурового раствора предполагается использовать местную товарную нефть с плотностью 876 кг/м3. При лабораторных исследованиях состав бурового раствора подбирался для нефти, близкой по плотности (890 кг/м3). Реологические характеристики определялись по результатам замеров на 12-ти скоростном вискозиметре "Реотест-2". Концентрация УТЖ VIP изменялась от 2 до 10% мас. Результаты приведены в табл. 8. Помимо параметров nи К, для разработанной системы определялись традиционно измеряемые характеристики: динамическое напряжение сдвига (tо), пластическая вязкость (h) и условная вязкость.

Таблица 8

Реологические характеристики загущенных систем при Т = 20 оС

Плотность,кг/м3 Концентрация,VIP, % Скорость сдвига, с-1 tо, дПа h,мПа·с Условная вязк., с
ниже81 выше 81
n К, Па∙сn n К, Па∙сn
890 0 - - - - 24 36 68
910 2 0,88 0,12 0,88 0,12 69 43 88
910 4 0,69 0,58 0,69 0,58 90 52 150
910 6 0,65 0,78 0,65 0,78 102 60 180
920 8 0,54 1,63 0,64 1,05 162 63 272
920 10 0,37 4,41 0,56 1,86 249 65 500

Как определено ранее, при лабораторных исследованиях исходный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта должен подбираться таким образом, чтобы его параметры находились в следующих границах: 0,3<n<0,7 и К>0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, а при высоких и средних скоростях сдвига К< 1,0 Па∙сn. Следовательно, составы с концентрацией 2, 8,10% можно сразу отбросить. Остаются составы с интервалом изменения концентрации УТЖ VIP 4 – 6% мас., которые хорошо описываются одним участком во всем интервале изменения скорости сдвига. Системы с более высокой концентрацией характеризуются двумя участками, описываемыми степенным законом, точка перехода – j = 81 с-1.

В качестве исходного бурового раствора отобраны системы с концентрацией VIP 4- 6%мас., которые имеют следующие характеристики: n= 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78 Па·сn, tо = 125-136 дПа, h= 52-62 мПа·с и условную вязкость, равную 150-180 с. Гидравлические расчеты для кольцевого канала колонны, аналогичные предыдущим, были выполнены при тех же исходных данных: внутренний диаметр ЭК и наружный БТ соответственно 150,1 и 88,9 мм, длина 1230 м, механическая скорость бурения 1-3 м/ч, расход жидкости 6 – 10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы частицы 2500 кг/м3. Результаты расчетов для выбранных загущенных систем приведены в табл. 9. Для сравнения там же приведены результаты расчетов для систем с концентрацией VIP 8%. Кроме того, выполнен гидравлический расчет для течения выбранных жидкостей в БТ (толщина стенки 9,35 мм, внутренний диаметр 70,2 мм) длиной 1230 м (см. табл. 9). Во всех случаях режим течения и осаждения ламинарный.

Как следует из табл. 9, все системы обеспечивают высокую степень очистки ствола скважины (Vтеч /Vос > 8,5) и имеют хорошую удерживающую способность (скорость осаждения частицы в неподвижной жидкости от 0,09 до 0,05 м/мин). Но при этом система с концентрацией VIP 8% (при К >1 Па сn)действительно имеет потери давления на трение значительно выше (на 28-49%), чем выбранные системы, как это и было определено в предварительном расчете.


Таблица 9

Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP.

Течение в кольцевом канале, плотность жидкости 900 кг/м3
Расход, л/с 6 8 10
Концентрация VIP,% 4 6 8 4 6 8 4 6
Общие потери, МПа 1,2 1,35 1,74 1,46 1,63 2,09 1,71 1,88
Скор.теч./скор.осажден. 8,5 9,7 14,7 11,3 13,0 19,5 14,2 16,2
ППРж, кг/м3 9,76 11,0 14,1 11,9 13,2 17,0 13,9 15,3
ППРш, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 1,484,45 1,464,38 1,404,21 1,083,23 1,063,19 1,033,10 0,852,54 0,842,51
ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч 911,2914,2 912,4915,3 915,5918,3 913,0915,1 914,3916,4 918,0920,1 914,7916,4 916,1917,8
Течение в трубах (БТ), режим течения ламинарный
Общие потери, МПа 1,55 1,71 2,20 1,90 2,07 2,64 2,21 2,39
Суммарн. потери в трубах и затрубье, МПа 2,75 3,06 3,94 3,36 3,70 4,73 3,92 4,27
Скор.осажден. в непод-вижной жидк., м/мин 0,087 0,055 0,013 0,087 0,055 0,013 0,087 0,055

Таким образом, в качестве исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта выбрана загущенная нефть с концентрацией УТЖ VIP от 4 до 6% со следующими параметрами при 20оС: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78, tо = 90 –102 дПа, h= 52-60 мПа·с, условная вязкость - 150-180 с.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 3 до 7%. При ее выборе нужно обеспечить выполнение следующих требований: 0,3 < n < 0,7, К > 0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, К < 1,0 Па∙сn - при высоких и средних скоростях сдвига, а такжеориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8.

Поддержание требуемых параметров бурового раствора в условиях поступления в ствол пластового флюида.

Как показали лабораторные исследования, разработанная углеводородная система сохраняет необходимые параметры при разбавлении нефтью до концентрации загустителя 3 - 3,5%. Максимально допустимый объем поступления пластового флюида составляет 7,5% от исходного объема. Для восстановления требуемых показателей бурового раствора необходимо на 1 куб. метр поступившей нефти добавить 2,5 л УТЖ VIP и 0,75л 30%-ного раствора каустика.