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

обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктив-н1х горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств.

Практически невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий подбирается какой-то один вид очистного агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требований.

7.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОЧИСТНЫХ АГЕНТОВ

Очистные агенты представляют собой дисперсные системы, которые состоят из дисперсной или твердой фазы и дисперсионной среды, представленной жидкой или газообразной фазами.

Существует множество классификаций очистных агентов по тем или иным признакам. Наиболее целесообразно определять их классификацию по следующим признакам [2].

1. По виду дисперсионной среды:

с водной дисперсионной средой (на водной основе); с углеводородной дисперсионной средой (на углеводородной основе);

газообразные агенты.

2. По виду дисперсной фазы:

с твердой фазой (дисперсии, суспензии);

с жидкой фазой (эмульсии);

с газообразной (аэрированные растворы, пены);

с конденсированной фазой;

комбинированные.

3. По составу дисперсной фазы или солей: глинистые растворы (суспензии); силикатно-гуминовые растворы; меловые растворы;

алюминатные растворы; гипсовые растворы; хлоркальциевые растворы; хлоркалиевые растворы и др.

4. В зависимости от обработки: обработанные химическими реагентами; необработанные.

5. По условиям применения:

для нормальных геологических условий; для осложненных условий.

6. По способу приготовления: естественные - из разбуриваемых горных пород; искусственно приготовленные.

7. По степени минерализации NaCl:

пресные и слабоминерализованные до 0,5 % NaCl; средней минерализации 1-3,5 % NaCl; высокоминерализованные до 1 0 % NaCl.

7.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Бурение скважин ведется в разных геолого-технических условиях и для успешной их проходки применяются разнообразные по составу и качеству промывочные жидкости. Для контроля качества промывочных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров.

Для каждого технологического интервала (пласта, горизонта, свиты) должны быть выбраны и обоснованы (регламентированные) свойства (параметры) промывочной жидкости:

плотность р, г/см3;

показатель фильтрации за 30 мин Ф30, см3; толщина фильтрационной корки t, мм; пластическая вязкость цп, Пас; динамическое напряжение сдвига х0, Па; эффективная вязкость цэ, Пас;

статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС1 и СНС10, Па;

условная вязкость Т, с; водородный показатель рН; содержание песка П, %.

Плотность - это масса единицы объема. Она вхражается в г/см3 или кг/м3. Плотность зависит от содержания и состава твердой фазы. Хотя повышение плотности отрицательно влияет на механическую скорость бурения, в то же время она способствует созданию давления на стенки скважины и предотвращает их обрушение, притоки в скважину воды, нефти. С понижением плотности уменьшаются поглощения промывочных жидкостей. Поэтому для ее снижения в промывочную жидкость вводят воздух и получают аэрированный раствор.

Плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы обеспечить компенсацию пластового давления флюидов проявляющих горизонтов и не допустить нарушения целостности стенок скважины в породах, склонных к этому виду осложнений.

Однако плотность промывочной жидкости должна быть минимальной, чтобы не допустить поглощения и не ухудшать технико-экономические показатели бурения.

Показатель фильтрации промывочной жидкости Ф3о определяется устойчивостью, проницаемостью горных пород, а также их насыщенностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей рекомендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктивных залежей. Однако чрезмерное снижение показателя фильтрации может вызвать ухудшение технико-экономических показателей бурения скважины из-за нарушения баланса гидростатического и пластового (призабойного) давления в скважине. Проникающий фильтрат в забой способствует компенсации давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость горной породы.

Во всех случаях необходимо стремиться к уменьшению толщины глинистой корки.

Следует отметить, что при бурении в неустойчивых и проницаемых горных по3родах значение показателя фильтрации должно быть не более 3-6 см за 30 мин.

Вязкость раствора должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений промывочной жидкости в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки промывочной системы.

Величина условной вязкости Т должна составлять 25-30 с.

Исходя из опыта бурения скважин, значение пластической вязкости не должно превышать 0,006 Пас при плотности растворов до 1,4 г/см3 и 0,01 при плотности свыше 1,4 г/см3.

Выносная способность промывочной жидкости определяется в основном двумя показателями: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига. Из опыта бурения известно, что хорошие условия выноса частиц шлама на поверхность при ламинарном режиме течения промывочной жидкости и удержание частиц утяжелителя наблюдаются при х0 = 1,52,0 Па.

Статическое напряжение сдвига должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Вместе с тем статическое напряжение сдвига должно быть минимально допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при