Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 [ 213 ] 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Основные показатели свойств бурового раствора (плотность, вязкость, показатель фильтрации) зависят, прежде всего, от компонентного состава. Нет ни одного материала для буровых растворов, который бы сугубо избирательно воздействовал на показатели свойств приготовленной системы. С увеличением содержания твердой фазы увеличивается плотность, но уменьшается показатель фильтрации. Обработка растворов полимером с целью уменьшения показателя фильтрации сопровождается повышением вязкости системы. Разжижение бурового раствора, как правило, увеличивает показатели его фильтрации.

Таким образом, основные показатели технологических свойств бурового раствора взаимосвязаны. Однако путем комбинации реагентов удается избирательно регулировать любой показатель при фиксировании остальных. Поэтому представляется целесообразным рассмотреть степень влияния каждого показателя на эффективность работы долот и скорость бурения скважин.

Качественные зависимости механической скорости проходки от показателей свойств бурового раствора (рис. 10.2) свидетельствуют о том, что эффективность работы долота ухудшается по мере увеличения плотности и вязкости раствора и уменьшения фильтрации. Однако эти зависимости не равнозначны. Наибольшее влияние на механическую ско-

Рис. 10.2. Качественная зависимость механической скорости проходки vм от показателей свойств I бурового раствора:

1 - вязкости; 2 - фильтруемо-сти; 3 - плотности

рость проходки оказывает плотность бурового раствора. Воздействие вязкости всегда заметно, но менее существенно. Что касается показателя фильтрации, то его влияние установлено, однако оно скорее обусловлено изменением вязкости: с увеличением показателя фильтрации уменьшается вязкость бурового р аствора.

Рассмотрим более подробно промысловые и экспериментальные данные по влиянию основных показателей свойств бурового раствор а на эффективность работы долот.

Плотность

Путем об работки пр омысловых данных методами математической статистики установлено, что с увеличением плотности бурового раствора механическая скорость проходки гиперболически понижается (рис. 10.3). Особенно это заметно в интервале р = 1,01,5 г/см3.

Убедительные данные получены пр и бурении скважин в объединении Краснодарнефтегаз, где уточнены требуемые значения гидростатических давлений в скважинах ряда площадей, в результате чего появилась возможность понизить плотность бурового раствора в скважинах Тихо рецкого района: в интервале 0-100 м от 1,18 до 1,12 г/см3, в интервале 2000 - 3500 м - от 1,28 до 1,16 г/см3; в интервале 3500 - 4350 м от 1 ,4 до 1 ,2 г/см3. Показано, что в результате даже такого

Рис. 10.3. Зависимость механической скорости проходки vM от плотности р бурового раствора:

1 - песчаник; 2 - известняк; 3 - глина; 4 - переслаивание глины и песчаника

незначительного понижения плотности бурового раствора удалось достичь заметного успеха: из 13 скважин семь закончены с ускорением.

На примере площадей Днепровско-Донецкой впадины В.П. Мациевский показал влияние плотности бурового раствора на механическую скорость проходки. С увеличением плотности бурового раствора от 1,2 до 1,4 г/см3 механическая скорость проходки уменьшилась почти вдвое.

Плотность бурового раствора, Механическая скорость

г/см3 проходки, м/ч

1,20 7,4

1,24 6,6

1,28 6,0

1,32 5,0

1,36 4,5

1 ,40 4,2

Большой опыт по влиянию бурового раствора на показатели работы долот накоплен в процессе разработки Шебе-линского газового месторождения, где в первые годы скважины бурили на буровом растворе плотностью 1,8-1,9 г/см3, в последующие (в связи с падением пластового давления) плотность раствора была постепенно доведена до 1 ,08- 1 , 1 г/см3. В течение рассматриваемого периода буровой раствор обрабатывался в основном ССБ, КССБ и крахмалом.

В результате анализа материалов более чем по 200 скважинам с одинаковым режимом бурения в интервале 1600-1800 м было установлено, что проходка на долото и механическая скорость проходки экспоненциально зависят от плотности бурового раствора

h = Ae - ap; Ум = Be-bp,

где A, a, B, b - коэффициенты, зависящие от типа трехша-рошечного долота, профиля и вооруженности зуба, механических свойств разбуриваемых пород.

Зависимость показателей работы долот от плотности бурового раствора весьма существенная (рис. 10.4). Так, при увеличении плотности бурового раствора от 1 ,1 до 1 ,5 г/см3 механическая скорость проходки в приведенном случае понижается в 2 - 2,5 раза, а проходка на долото - в 2,5 - 3,5 раза. Особенно заметно это влияние при увеличении плотности от 1,0 до 1,4 г/см3.

Резкое увеличение показателей работы долот на Шебелин-ском газовом месторождении в связи с переходом на облегченные буровые растворы обусловлено не только уменьше-