WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     | 1 ||

«7. ОЧИСТНЫЕ АГЕНТЫ Эффективность бурения скважин во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы ...»

-- [ Страница 2 ] --

Содержание компонентов в 1 м3 раствора различной степени утя желения приведено в табл. 7.21.

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления раствора, указанный в табл. 7.21 компонентный состав в каждом конкретном случае уточня ют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и би тума должно варьировать от 1:1 до 2:1.

Для раствора характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2–3 %.

Необходимое условие приготовления раствора – возможность тща тельного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и на греванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (инвертный РУО) – инвертный эмульсионный раствор на основе известково битумного раствора, содержащий в качестве дисперсной фазы Т а б л и ц а 7. Состав РУО, кг на 1 м3 раствора (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Плотность, РУО, г/см Компоненты 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2, Дизельное топливо марки ДЛ 563 546 529 512 495 478 461 444 427 410 393 Битум с температурой размягчения 120– 155 145 135 125 115 105 95 85 75 65 55 155 °С Известь негашеная (СаО) 310 290 270 250 230 210 190 170 150 130 110 Вода1 60 56 52 48 44 40 36 32 28 24 20 Сульфонол, НП-3 или НП-1 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Барит с влажностью менее 2 % 100 250 400 550 700 850 1000 1150 1300 1450 1600 Масса воды приведена из расчета 60%-ной активации извести.

минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

Такой раствор по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, он имеет более высокий показатель фильтрации и пониженную термо стойкость (180–190 °С). Ниже приведены показатели качества.

Электростабильность (напряжение электропробоя), В............................... 250– Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, которая не приво дит к снижению электростабильности), %........................................................ Показатель фильтрации, см3/30 мин................................................................... Наличие воды в фильтрате...................................................................................... Нет Свойства такого раствора регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор разработан во ВНИИБТ и предназначен для бурения скважин с темпе ратурой на забое, не превышающей 70 °С. В указанных условиях рас твор устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав раствора в расчете на 1 м3 (в л): дизельное топливо или нефть 450;

водный раствор соли MgCl2, CaCl2 или NaCl2 450;

СМАД 30–40;

эмульгатор (эмультал) 15–20;

бентонит 10–15 кг;

барит – до получения плотности раствора, предусмотренной ГТН.

Термостойкость такого раствора на основе эмультала можно повы сить введением в его состав окисленного битума в виде 15–20%-ного битумного концентрата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна состав лять 1 % (10 кг на 1 м3), при 100–200 °С – 2 % (20 кг на 1 м3), при более высокой температуре (140–150 °С) – 3 % (30 кг на 1 м3). Для этого рас твора характерны следующие показатели.



Электростабильность, В.............................................. Глиноемкость, %............................................................. Показатель фильтрации, см3/30 мин..................... 0, Наличие воды в фильтрате........................................ Нет Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор разработан сов местно во ВНИИБТ и в СевКавНИПИнефти. Это инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (жирных кислот окисленного петролату ма), катионактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии, и предназначен для бурения скважин при забойной температуре до °С.

Преимущества этих растворов заключаются в низкой эффективной вязкости, высоком сдвиговом разжижении и хорошей выносящей спо собности.

Оптимальные составы базового раствора с различным пределом термостойкости приведены в табл. 7.22, составы утяжеленных эмуль сий в зависимости от их плотности, водомасляного отношения и кон центрации органоглины – в табл. 7.23.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии, для таких растворов должны находиться в следующих пределах.

Электростабильность, В................................................................................................ 250– Показатель фильтрации при 150 °С, см3/30 мин.............................................. 2– Наличие воды в фильтрате......................................................................................... Нет Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость 60–90 мПас, СНС1 = 1285 дПа, СНС10 = 24110 дПа.

Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольшого количества дизельного топлива или неутяже Т а б л и ц а 7. Оптимальные составы термостойких эмульсий (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Содержание Соотношение мыльного Концентрация бентонитовой глины, % Предел фаз эмульгатора, % термостой (вода:масло) кости, °С саригюх СМАД СаО черкас-ской асканской ской 60:40 4 2 2,0 1,5 1,0 4 2 3,0 2,0 1,5 4 2 – 3,0 2,0 50:50 4 2 – 5,0 4,0 40:60 4 2 – 6,0 5,0 Т а б л и ц а 7. Оптимальные составы утяжеленных эмульсий (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Соотношение фаз (во- Концентрация орга- Плотность эмуль- Предел термо да:масло) ноглины, % сии, г/см3 стойкости, °С 60:40 3 1,25 50:50 3 1,50 40:60 3 2,00 30:70 4 2,25 20:80 5 2,50 ленной базовой эмульсии.

Т а б л и ц а 7. Состав эмульсии на основе эмульсина ЭК-1 (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Состав, кг/м3, при плотности, г/см Компоненты 1,04 1,50 1,70 1,90 2, Дизельное топливо 377 320 320 325 Эмульсия ЭК-1 100 85 79 73 Вода 488 396 336 276 CaCl2 85 83 71 58 Жирные кислоты (НЖК) – 3 4 6 Барит – 612 890 1162 Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркули рующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделя ются от нее с помощью вибросит с размерами ячеек не более 0,6–0, мм.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразно го эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана во ВНИИКрнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температуры (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ сдерживает поступление выбуренной породы в эмульсию, что обеспе чивает стабильность ее свойств.

Количественный компонентный состав инвертной эмульсии на осно ве эмульсина ЭК-1 различной плотности указан в табл. 7.24.

Показатели свойств инвертной эмульсии приведены ниже.

Плотность, г/см3................................................................................... 1,03–2, Условная вязкость, с.......................................................................... 150– СНС1/10, дПа.......................................................................................... 3–24/12– Показатель фильтрации, см3/30 мин.......................................... 3– Электростабильность, В................................................................... 250– Глиноемкость, г/л, не менее........................................................... Наличие воды в фильтрате.............................................................Нет ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания.

Применение сжатого воздуха в бурении позволяет достичь высоких технико-экономических показателей ввиду специфических свойств газообразного агента.

Воздух (газ) обладает низкой плотностью, малой вязкостью и легко сжимается, что обеспечивает высокие скорости восходящего потока при сильной его турбулентности. В результате этого забой полностью очищается от шлама, происходит хорошее охлаждение породоразру шающего инструмента. Отсутствие гидростатического давления повы шает эффективность разрушения горной породы, воздух не загрязняет продуктивные горизонты, улучшается качество опробования.

Бурение с воздухом целесообразно использовать в следующих ус ловиях:

а) при бурении по трещиноватым и закарстованным породам в ус ловиях потерь циркуляции промывочной жидкости в целях снижения затрат на борьбу с поглощениями;

б) в безводных, пустынных и высокогорных районах, где затрудне но водоснабжение;

в) в районах вечной мерзлоты с целью снижения осложнений, свя занных с замерзанием промывочной жидкости;

г) в породах, взаимодействующих с водой и теряющих свою устой чивость;

д) при бурении скважин на воду в целях лучшей отбивки продук тивного горизонта и его освоения.

Бурение с воздухом имеет и ряд недостатков:

а) ограничена глубина бурения из-за технических возможностей компрессора (давление, расход воздуха);

б) затруднено бурение в обводненных породах, в несвязных, сыпу чих, а также липких пластичных породах;

в) требуются дополнительные затраты для установки пылеулавли вающих устройств;

г) снижается выход керна в трещиноватых породах.

Успех бурения с продувкой воздухом зависит от рабочих парамет ров компрессора (давления, расхода воздуха), компоновки бурового снаряда и схемы обвязки поверхностного оборудования.

При выборе вида газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую целесообразность, но и безопасность проведения буровых работ.

Наибольшее распространение получили бурение скважин и вскры тие продуктивного пласта прямой циркуляции с использованием сжа того воздуха или газа.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход.

Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители.

Газ, выходящий из скважины, сжигается на конце выкидной линии (длина не менее 80–100 м). Если газ используется вторично (при замк нутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама Т а б л и ц а 7. Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости от минерализации пластовой воды (по А.И. Булатову и А.Г. Аветисову) Оптимальная Характеристика пластовой концентрация воды Отношение ПАВ, % (к Темпе- допустимой объему во ПАВ ратура, концентра ды), в пе химиче- степень минера- °С ции шлама к ресчете на ский тип лизации объему воды активное вещество Сульфонол 0,23 Гидрокарбо- Пресные и сла- 20–50 1:2–1: НП-1 натнокаль- боминерализо- "Прогресс" 0,10 циевые, ванные (плот- 1:2–1: ОП-10 0,10 сульфатные и ность 4:1–1: ОП-7 0,10 хлоридные 1,0015 г/см3 4:1–1: КАУФЭ-14 0,12 жесткость 1: Азолят 0,10 0,09 моль/кг) 1: "Прогресс" 0,20 Сульфатно- Среднеминера- 20–50 1: ОП-10 0,20 натриевые лизованные и 4:1-1: ОП-7 0,20 минерализован- 4:1-1: Сульфонол 0,42 ные (плот-ность 1: НП-1 1,0015–1, г/см3, жесткость 0,09– 1,43 моль/кг) "Прогресс" 1,0–1,20 Хлоркаль- Рассолы 20–50 1: циевые = 1,19 г/см и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрес сор. Эта схема, хотя и громоздка, но более экономична, так как спо собствует снижению суммарного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воз духом.

В случае притоков пластовой воды в состав воздуха вводятся пенооб разующие ПАВ. Наибольшее значение притока пластовых вод для буре ния с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч.

При притоках воды в указанном выше диапазоне использование ПАВ предотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений.

Характеристики ПАВ, рекомендованных для бурения с использо ванием газообразных агентов, приведены в табл. 7.25.

ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ (ГЖС) При бурении применяются их следующие их разновидности:

аэрозоли (туманы) – аэродисперсные системы, в которых непре рывной дисперсионной средой является воздух или газ, а дисперсной фазой – жидкость в виде мельчайших капелек. Плотность аэрозолей составляет 0,005–0,05 г/см3;

аэрированная жидкость – система, в которой дисперсионную среду образует непрерывная жидкая часть, а воздух образует дисперсную фазу. Плотность аэрированной жидкости составляет 0,05–0,1 г/см3;

пена – дисперсная система, состоящая из ячеек пузырьков воздуха (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости, являющейся непре рывной дисперсионной средой. Жидкие пленки, разделяющие пузырьки, образуют в совокупности пленочный каркас, служащий основой пены.

Плотность пен составляет 0,05–0,1 г/см3.

Области применения различных видов газожидкостных смесей можно разделить следующим образом:

1) аэроэмульсии – слабосцементированные и водочувствительные глинистые породы, незначительные водопритоки;

2) аэрированные жидкости и пены: поглощающие промывочную жидкость горные породы с интенсивностью поглощения до 5 м3/ч – рекомендуется применять аэрированные жидкости;

до 8–10 м3/ч реко мендуется применять пены.

Кроме того, пены рекомендуется использовать при бурении по сла босцементированным, высокопористым породам;

в безводных и за сушливых районах;

в карстовых зонах, в условиях многолетнемерзлых пород и в породах, склонных к набуханию.

Получение пены основано на интенсивности смешивания водного раствора ПАВ-пенообразователя, подающегося от дозирующего насо са или дозатора, и потока сжатого воздуха, нагнетаемого компрессо ром.

В настоящее время разработаны и используются в определенных условиях технологические схемы обвязки устья скважины при буре нии с пенами. Создание таких схем направлено на получение хороших технико-экономических показателей при наиболее простой схеме ге нерации пены и подачи ее в скважину.

Наиболее рационально использовать при глубине скважины до м насосно-компрессорную схему генерации пены при бурении (рис.

7.1, а).

При бурении глубоких скважин с пенами такая схема (рис. 7.1, б) диктует необходимость использования компрессоров, развивающих большое давление, когда бурение с пенами становится экономически не выгодным. В этом случае необходимо использовать специальное дожимное устройство для получения и нагнетания пены в скважину при использовании серийных широко распространенных компрессоров низкого давления (0,7 МПа). При бурении с пенами скважин глубиной до 1500 м используется дополнительный дозирующий насос на всасы вающей линии.

Рис. 7.1. Схема обвязки скважины при бурении с пеной:

а – глубиной до 250 м: 1 – компрессор;

2 – сливная труба;

3 – скважина;

4 – прибор для определения кратности пены;

5, 10 – трехходовые краны;

6 – пеногенератор;

7 – возду хопровод к эжектору;

8 – расходомер воздуха;

9 – обратный клапан;

11 – насос;

12 – емкость с раствором ПАВ;

13 – кран;

14 – воздуховод к пеногенератору;

15 – эжектор;

б – глубиной свыше 250 м: 1 – скважина;

2 – насос;

3 – компрессор;

4 – дожимное устрой ство;

5 – манометр;

6 – обратный клапан;

7 – расходомер воздуха;

8 – нагнетательный трубопровод;

9 – трехходовый кран;

10 – прибор определения кратности пены;

11 – трубопровод к эжектору;

12 – кран;

13 – дозирующий насос;

14 – емкость с раствором ПАВ;

15 – отводной трубопровод;

16 – эжектор Состав пен подбирается в зависимости от свойств разбуриваемых пород, а также вида осложнений и может быть рекомендован в соот ветствии с данными, приведенными в табл. 7.26.

К ПАВ относятся также вещества, которые способны концентриро ваться на межфазных границах. Характерное свойство ПАВ – их дифиль ность, т.е. наличие у каждой молекулы гидрофильных (полярных) и гидрофобных (неполярных) групп. Это значит, что гидрофильная часть Т а б л и ц а 7. Области применения пен Состав промывочной Концентрация Условия бурения жидкости, подлежащей компонентов, % вспениванию Устойчивые осадочные породы Сульфонол 0,5–0, Устойчивые доломиты, Сульфонол, 0, известняки ОП-10 2– Глинистые породы Сульфонол 0, (аргиллиты, сланцы) ГППА 0, Неустойчивые дробленые породы Глинопорошок 2– Na2CO3 0, КМЦ 0, Сульфонол 0, Водоприток Глинопорошок 4– Na2CO3 0,2–0, КМЦ 0, Сульфонол 0,5–1, Отрицательные температуры Сульфонол 0,5–1, КМЦ 0,25–0, CaCl2 2– NaCl 3– Зоны тектонических нарушений (с Глинопорошок 5– технической глинкой трения) Na2CO3 0, Жидкое стекло 0, ГППА 0,7–1, Сульфонол 0,4–1, Примечание. Вода вводится до 100 % в состав водного раствора промывочной жид кости, которая затем вспенивается.

молекулы ПАВ более активно взаимодействует с молекулами воды, а гидрофобная – с молекулами воздуха, неполярной жидкостью или твердым телом. Это также определяет стремление молекул ПАВ к концентрации на межфазных границах раздела и определенной их ориентации.

В состав молекул ПАВ входят следующие гидрофильные группы:

гидроксильная СООН;

карбоксилатная СООМе (Ме – атом металла);





сульфонатная SO3Ме;

сульфатная SO4Ме;

фосфатная РО3Ме;

аминогруппа NH2;

оксиэтильная CH2, CH2O и др.

Наиболее часто в отечественной практике рекомендуется использо вать сульфонол в качестве пенообразователя. В качестве добавок, улучшающих свойства пены, можно использовать хлорид алюминия и азотнокислый натрий, КМЦ и мылонафт, желатин и гидроксид лития.

Эффективный пенообразователь в условиях поступления высоко минерализованных пластовых вод – анионактивное ПАВ ДС-РАС. При увеличении концентрации хлорида натрия в воде необходимо повы шать концентрацию пенообразования ДС-РАС для возрастания устой чивости пен. Дальнейший рост устойчивости пены достигается за счет введения стабилизаторов (КМЦ, крахмала, костного клея, техническо го желатина). Кроме того, для повышения пенообразующей способно сти растворов ДС-РАС и стабильности пены к ним рекомендуется до бавлять сульфонат никеля и кальцинированную соду в соотношении (в %, по массовой доле): ДС-РАС – 1–2;

сульфат никеля 0,5–1,0;

кальци нированная сода 1–2;

вода – остальное.

В лаборатории промывки и крепления скважины (ВИТР ВПО "Гео техника") создана композиция пенообразователя "пенол-1".

По составу "пенол-1" состоит из смеси натриевых солей органиче ских сульфокислот, оксиэтилированных жирных спиртов или оксиэти лированных алкилфенолов, лигносульфоната аммония, моноэтанола мида жирных кислот и других веществ. Рекомендуемые соотношения компонентов состава "пенол-1" приведены в табл. 7.27.

Определенные в таблице композиционные составы "пенол-1" по внешнему виду представляют собой жидкости темно-коричневого цве та с температурой застывания от –4 до –6 °С, рН = = 8,158,50. При добавлении рабочей концентрации (0,5 %) "пенола-1" в воду с минера лизацией NaCl до 5 % (объем раствора 50 см3) вспениваемость (через 30 с) составляет 310–340 см3 при достаточно стабильной пене через мин после вспенивания.

Пена – это система, состоящая из пузырьков газа (воздуха), пред Т а б л и ц а 7. Соотношение компонентов Массовое соотношение компонентов Компоненты по рекомендуемым составам, % Натриевые соли сульфокислот 19,0 26,0 40 29,0 40 40 45, Синтанол АСЦЭ12 15,0 10,0 15,0 12,0 – – 10, Синтанол ДС-10 – – – – 10,0 – – ОП-10 0 0 0 0 0 10,0 – Моноэталоамиды (фракций 3,0 5,0 4,0 7,0 4,0 4,0 – С10–С16) Лигносульфонат аммония 2,0 3,5 3,0 2,5 5,0 3,0 5, Едкий натр 0,2 – – 0,1 – – – Примечание. См. примечание к табл. 7.26.

ставляющих собой дисперсную фазу, и непрерывной дисперсионной среды (жидкости), которая вырождается до состояния тонких пленок.

Исходя из этого, пена имеет пленочно-ячеистое строение.

Пены эффективно применяют для бурения скважин в твердых по родах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, порис тых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3–0,8 гидростатического.

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость ра створителя и способствующие замедлению процесса истечения жидко сти из пленок.

Для получения устойчивой пены в состав пенообразующего рас твора должны входить (в г/л): пенообразующие ПАВ (в зависимости от молекулярной массы) 0,5–50;

полимер – стабилизатор пены (КМЦ, ПАА, ПВС) 0,2–0,75;

электролиты (тринатрийфосфат, NaCl) 0,1–0,5;

вода – остальное.

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5–10 г/л пенообразующего ПАВ, остальное – вода.

Пену, как систему, можно охарактеризовать следующими основ ными свойствами:

1) пенообразующей способностью (вспениваемостью) – объемом пены (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из объ ема (50 см3) раствора;

2) кратностью пены – отношением объема пены Vп к объему рас твора Vж, расходуемого на ее образование, т.е. = Vп/Vж;

3) стабильностью (устойчивостью) – временем существования оп ределенного объема пены;

4) дисперсностью – средним размером пузырьков или распределе нием пузырьков по размерам.

Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате ин тенсивного совместного диспергирования пенообразующего раствора и воздуха в соответствии с технологическими схемами (см. рис. 7.1 и 7.2).

При приготовлении и использовании пен необходимо учитывать следующие факторы:

1) мыла жирных кислот имеют максимальную пенообразующую способность при рН = 89;

2) алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразующей спо собностью при рН 12;

3) пенообразующая способность неионогенных ПАВ не изменяется при рН = 39;

4) пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышени ем температуры до 90 °С;

5) чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразую щая способность;

6) соли жесткости подавляют пенообразование;

7) полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно механические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают в скважину после ее полной очи стки от глинистого раствора, воды и шлама.

Сводные данные о наиболее часто применяемых видах буровых растворов, их компонентном составе и условиям применения приведе ны в табл. 7.28.

В соответствии с изложенным выше тип бурового раствора для глиносодержащих горных пород выбирают с учетом следующих фак торов [3]:

плотность глиносодержащей горной породы;

коэффициент пористости;

минерализация поровой воды;

обменная емкость глиносодержащих пород;

основной катион, преобладающий в обменном комплексе глиносо держащих горных пород (Na+ или Ca2+);

глубина залегания.

Рекомендуемые типы буровых растворов с учетом этих факторов для бурения в глинистых горных породах представлены в табл. 7.29.

При выборе бурового раствора для бурения хемогенных горных пород необходимо учитывать следующее:

разновидности галоидных пород, слагающих хемогенную толщу;

химический состав хемогенных горных пород;

основные свойства хемогенных отложений;

глубина залегания хемогенных отложений.

Рекомендуемые типы буровых растворов для бурения в хемоген ных отложениях горных пород представлены в табл. 7.30.

Для разбуривания твердых и многолетнемерзлых горных пород бу ровые растворы рекомендуется выбирать в зависимости от следующих факторов:

величина притока подземных вод;

пластовое давление вод;

необходимое гидростатическое давление столба бурового раствора в скважине.

Т а б л и ц а 7. Типы буровых растворов и их состав (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 1 1.1 1.1. Гумат- Бентонит 50– ный УЩР 10– 40 140 20– 30 300 – – Вода 970– 1.1. Бентонит 50– УЩР 10– Бихроматы 0,2– 0,5 160 20– 30 200 – – или хроматы натрия или калия Вода 970– 1.1. Бентонит 30– УЩР 20– 30 140 20– 30 300 – – CaCl2 0,5– 0, Вода 970– 1.2 1.2. Поли- Бентонит 50– саха- КМЦ 3– 5 100 30 200 – – рид- Нитролигнин 2– ный Вода 975– 1.2. Бентонит 50– КМЦ 3– 5 100 30 200 – – Игетан 2– Вода 975– 1.2. Бентонит 50– КМЦ 3– ПФЛХ 4– 5 120 50 200 – – Вода 975– 1.2. Бентонит 50– КМЦ 3– 5 70 30 – – – Фосфаты 0,5– 1, (ГМФН, ТПФН) Вода 980– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 2 2.1 2.1. Из- Бентонит 80– вест- ССБ ковый (КБП, КБЖ) 25– NaOH 5– 7 110 30– 50 – – 200– Ca(OH)2 3,5– Вода 940– 2.1. Бентонит 80– ССБ (КБП, КБЖ) 25– NaOH 5– Ca(OH)2 3,5– КССБ 20– 30 110 30– 50 – – 200– Вода 940– 2.1. Бентонит 80– ССБ (КБП, КБЖ) 20– NaOH 5– Ca(OH)2 3,5– 5 110 30– 50 – – 200– КМЦ 3– Вода 940– 2.1. Бентонит 80– КССБ 40– NaOH 3– 5 110 30– 50 – – 200– Ca(OH)2 3,5– Вода 940– 2.1. Бентонит 80– ФХЛС 40– NaOH 5– 7 110 30– 50 – – 200– Ca(OH)2 3,5– Вода 925– 2.1. Бентонит 80– ФХЛС 20– NaOH 5– Ca(OH)2 3,5– 5 110 30– 50 – – 200– КМЦ 2– Вода 925– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 2 2.1 2.1. Из- Бентонит 80– вест- Окзил 25– ковый NaOH 5– 7 110 30– 50 – – 200– Ca(OH)2 3,5– Вода 940– 2.1. Бентонит 80– Окзил 25– NaOH 5– 7 110 30– 50 – – 200– Ca(OH)2 3,5– КССБ 20– Вода 920– 2.1. Бентонит 80– Окзил 15– NaOH 5– 7 110 30– 50 – – 200– Ca(OH)2 3,5– КМЦ 2– Вода 950– 2.2 2.2. Лигно- Бентонит 40– суль- Окзил 10– фонат- NaOH 3– 5 160 20– 30 300 – – ный и КМЦ 3– поли- Вода 970– мерно- 2.2. лигно- Бентонит 40– сульфо Окзил 20– нат- NaOH 3– 5 180 20– 30 600 – – ный КССБ 20– Вода 945– 2.2. Бентонит 40– Окзил 10– NaOH 2– Полиакрилаты 3– 5 200 20– 30 200 – – (метас, М-14, гипан) Вода 970– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 2 2.2 2.2. Лигно- Бентонит 40– сульфо КССБ 40– 50 180 20– 30 600 – – нат- NaOH 1– ный и Вода 945– поли- 2.2. мерно- Бентонит 40– лигно- ФХЛС 20– сульфо КМЦ 3– 5 160 20– 30 300 – – нат- NaOH 3– ный Вода 960– 2.2. Бентонит 40– ФХЛС 20– 30 180 20– 30 600 – – КССБ 20– NaOH 3– Вода 945– 2.2. Бентонит 40– ФХЛС 20– Полиакрилаты 3– 5 200 20– 30 200 – – NaOH Вода 3– 960– 2.3 2.3. Недис- Бентонит 50– перги- КМЦ 1– рую- ГКЖ-10 5– 6 160 100 300 – – щий (ГКЖ-11) Вода 975– 2.3. Бентонит 30– ПАА 0,1–0,4 100 20– 30 200 – – ГКЖ-10 2– (ГКЖ-11) Вода 988– 2.3. Бентонит 50– КССБ 3– 6 180 100 300 – – ГКЖ-10 5– (ГКЖ-11) Вода 970– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 3 3.1 Бентонит 80– Гипсо- Окзил 20– извест- (ФХЛС) ковый CaSO42H2O 15– Ca(OH)2 1–3 160 20– 30 – – 1200– КМЦ-600 3– 5(20– 30) (КССБ) NaOH 3– Вода 960– 3.2 Бентонит 100– Хлор- КССБ 25– каль- КМЦ-600 10– 20 100 50– 100 – – 200– цие- Ca(OH)2 2– вый CaCl2 5– 6, Вода 920– 3.3 3.3. Хлор- Бентонит 50– калие- КССБ 30– вый КМЦ 3– KOH 3– 6 160 50– 100 300 – – KCl 30– Вода 930– 3.3. Бентонит 50– Крахмальный 10– реагент (МК, ЭКР) KOH 3– 6 130 50– 100 300 – – KCl 30– Вода 955– 3.3. Бентонит 50– Полиакрилаты 10– KOH 3– 6 200 50– 100 200 – – KCl 30– Вода 955– 3.4 3.4. Мало- Бентонит 80– сили- Na2SiO3 20– катный КМЦ 10– 20 180– 190 До насы-- 350 – – щения Вода 950– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 3 3.4 3.4. Мало- Бентонит 80– сили- Na2SiO3 20– 50 До на- катный МК (ЭКР) 10– 20 130 сыще- 350 – – Вода 950– 890 ния 3.4. Бентонит 80– Na2SiO3 20– Полиакрилаты 10– 20 180 То же 200 – – Вода 950– 4 4.1 4.1. Хлор- Бентонит 50– калие- КССБ 30– вый КМЦ 5– 10 160 50– 100 300 – – KOH 3– KCl 50– Вода 920– 4.1. Бентонит 50– МК (ЭКР) 10– KOH 3– 6 130 50– 100 300 – – KCl 50– Вода 945– 4.1. Бентонит 50– КМЦ 10– KOH 3– 6 160 50– 100 300 – – KCl 50– Вода 945– 4.1. Бентонит 50– Полиакриты 10– KOH 3– 6 200 50– 100 200 – – KCl 50– Вода 945– 4.2 4.2. Хлор- Бентонит 80– каль- КССБ 20– цие- КМЦ-600 10– 20 100 50– 100 – – 2500– вый Ca(OH)2 2– CaCl2 6,5– Вода 935– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л кг/м твора 4 4.3 4.3. Мало- Бентонит 80– сили- КМЦ 10– катно- Na2SiO3 20– 50 160 До на- 300 – – соле- NaCl 102– 155 сыще вой Вода 905– 855 ния 4.4 4.4. Мине- Бентонит 100– рали- (палыгорскит) (60– 80) зован- МК (ЭКР) ный NaCl 10– 20 130 То же 500 – – NaOH 103– Вода 3– 4.4.2 920– Бентонит (палыгорскит) 100– КМЦ (60– 80) NaCl NaOH 10– 20 160 " 300 – – Вода 103– 4.4.3 3– Бентонит 920– (палыгорскит) Полиакрилаты 100– NaCl (60– 80) NaOH Вода 10– 20 200 " 200 – – 103– 3– 920– 5 5.1 5.1. Из- Дизельное вест- топливо ково- Битум высо- битум- коокисленный ный Известь – Вода 320 220 " До – Сульфонол 62 насы 12 щения П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 5 5.2 5.2. Ин- Дизельное верт- топливо или ный нефть (л) эмуль- СМАД (л) 30– сион- Эмультал (л) 15– ный Бентонит 10– 15 70 До на- До – – Вода 410– 395 сы- насы CaCl2 или 235– 225 щения щения MgCl 5.2. Дизельное топливо или нефть (л) СМАД (л) 30– Эмультал (л) 15– Бентонит 10– 15 100– 150 То же То же – – Битум высо- коокисленный Вода CaCl2 или 400– MgCl2 230– 5.2. Дизельное топливо или нефть (л) СМАД (л) 30– Эмультал (л) 15– Бентонит 10– 15 120– 130 " " – – Битум высо- коокисленный Вода CaCl2 или 390– MgCl2 225– 5.2. Дизельное топливо или нефть (л) СМАД (л) 30– Эмультал (л) 15– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 5 5.2 Бентонит 15– 20 150 До на- До на- – – Ин- Битум высо- 30 сыще- сыще верт- коокисленный ния ния ный Вода эмуль- CaCl2 или 380– сион- MgCl2 220– ный 5.2. Дизельное топливо (л) или нефть ИКБ-2 Вода 420 150 То же То же – – CaCl2 или MgCl Мел высоко- дисперсный 5.2. Дизельное топливо или нефть (л) СМАД (л) Известь 30 50 " " – – (окись каль- ция) Бентонит АБДМ-хлорид CaCl Вода 5.2. Нефть СПСК CaCl2 190 120– 130 " " – – NaOH 1– ГКК-10 (ГКК- 15– 11) Вода 314– 5.3 5.3. Солена- Бентонит 100– сыщен- (палыгорскит) (60– 80) ный П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 5 5.3 МК (ЭКР) 10– Соле- NaOH 3– 5 130 До на- 500 318 – насы- NaCl 300– 293 сыще щен- (306– 296) ния ный Вода 810– (825– 800) 5.3. Бентонит 100– (палыгорскит) (60– 80) КМЦ NaOH 10– NaCl 3– 5 160 То же 300 318 – 300– Вода (306– 296) 810– (825– 800) 5.3. Бентонит 100– (палыгорскит) (60– 80) Полиакрилы NaOH 10– NaCl 3– 5 180 " 200 318 – 300– Вода (306– 296) 810– (825– 800) 5.3. Бентонит 100– (палыгорскит) (60– 80) МК (ЭКР) КМЦ 10– NaOH 10– NaCl 3– 5 130 " 300 318 – 300– Вода (306– 300) 810– (820– 810) 5.3. Бентонит 100– (палыгорскит) (60– 80) МК (ЭКР) 8– П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л кг/м твора 5 5.3 КССБ 20– 30 130 До на- 500 318 – Соле- NaOH 3– 5 сыще насы- NaCl 300– 295 ния щен- (302– 298) ный Вода 800– (815– 800) 5.3. Бентонит 100– (палыгорскит) (60– 80) МК (ЭКР) ССБ (КБП, 10– КБЖ) 30– 50 130 То же 500 318 – NaOH NaCl 5– Вода 296– 795– 5.3. NaCl 318 – " – 318 – Вода 5.3. Бентонит 100– (палыгорскит) (60– 80) NaCl Нефть 298– 303 – " – 318 – Вода 50– 800– 5.4 5.4. Гидро- MgCl2 200– гель- NaOH или 18– 30 130 " (11,5 300 – маг- Ca(OH)2 10) ние- МК (ЭКР) 20– вый Вода 880– 5.4. MgCl2 200– NaOH или 18– 20 110 " (11,5 300 – Ca(OH)2 10) КМЦ-600 20– Вода 880– 6 6 6. Вода – – – – – – П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Предельно допу- Регламетирумый стимая концен- состав фильтрата Рецептура трация в пласто- по содержанию Предел вом флюиде солей термо Тип Вид стойко Компонент- Расход хим Ca2+, об- Ca2+, сти, °С ный состав реагентов и NaCl, Mg2+, щий, Mg2+, бурового рас- материалов, г/л мг/л г/л мг/л твора кг/м 7 7 7. Аэри- Бентонит 100– рован- Сульфонол 1– ный (сульфонат) 1–2(535) – – – – – рас- NaOH 898– твор (Na2CO3) Вода (894– 851) 8 8 8. Воздух Воздух – – – – – – 9 9 9. Пены Сульфонол 0,5– (Прогресс") КМЦ (ПАА, 2– 7, ПВС) NaCl (тринат- 1–5 – – – – – рийфосфат) Вода 996– Примечания. 1. Концентрации химических реагентов и материалов приведены в расчете на сухое вещество. 2. Приведены рецептуры при применении КМЦ-500 (КМЦ 600);

при использовании КМЦ-350 норма расхода увеличивается соответственно в 1, раза. 3. При температуре на забое более 70 °С в буровые растворы, содержащие лигно сульфонаты или гуматы, вводят бихроматы натрия или калия массой 0,1–0,5 кг на 1 м бурового раствора. 4. В качестве смазочной добавки в буровой раствор необходимо вво дить 20– 40 кг СМАД-1, 20– 40 кг СГ, 100– 120 кг нефти, 5– 10 кг графита, 50– 70 кг Т- на 1 м3 раствора. 5. При вспенивании бурового раствора вводят пеногасители (в расчете на 1 м3): 20– 30 кг РС;

0,05– 0,2 кг МАС-200;

10– 20 кг ПЭС;

30– 100 кг Т-66;

0,1–0,5 кг трибутилфтолата. 6. В качестве сероводороднейтрализующих добавок могут быть ис пользованы следующие материалы: 0,05– 2,0 кг ВНИИТБ-1, (растворы, относящиеся к типу 2), 5– 40 кг ЖС-7 на 1 м3 раствора.

Рекомендуемые типы буровых растворов для перебуривания таких горных пород представлены в табл. 7.31.

При выборе буровых растворов для разбуривания нефтенасыщен ных коллекторов учитывают их степень катагенетического уплотне ния: стадии химико-минералогического преобразования осадочных пород, проницаемость и активность компонентов пластовой жидкости, характеризующейся преобладающим видом катионов (Na+ или Ca++) в воде.

Т а б л и ц а 7. Рекомендуемые типы буровых растворов для разбуривания глинистых пород (по А.И. Булатову и А.Г. Аветисову) Минера Основ Плотность Коэф- Обменная Рекомен- Рекомен лизация ной Рекомендуемый глинистой фициент емкость, Глуби- дуемый дуемый поровой катион раствор по табл. Глубина, м Глубина, м породы, порис- 10–3 моль/ на, м раствор по раствор по воды, 7. Na+ или г/см3 тости, % 100 г табл. 7.28 табл. 7. г/л Ca2+ Na+ < 400 2.2.2;

2.2.4;

2.2.6 400– 700 3 700– 1200 1, Ca2+ 1 2.1–2.2. 1,71– 1,8 >30 <5 > 44 Na+ <700 2.2.2;

2.2.4;

2.2.6 700– 1200 3 1200– 1800 Ca2+ 2.1–2.2.7 1,81– 1,9 Na+ <1200 3 1200– 1800 3 1800– 2500 Ca2+ 2 2.1–2.2.7 1,91– 2,0 30– 22 5– 13 44– 37 Na+ < 1700 3 1700– 2400 3 2400– 3500 Ca2+ 2 2.1–2.2.7 2,01–2,1 Na+ < 2300 3 2300– 3000 3 3000– 4500 Ca2+ 2 2,11– 2,2 22– 15 13– 22 37– 28 Na+ < 3000 3 3000– 4000 4 4000– 6000 5,1 5, Ca2+ 2,21– 2,3 <3800 3 3800– 5000 4 >5000 5. 2,31–2,4 15– 8 22– 80 28– 16 – < 5000 3 > 5000 4 – – 2,41– 2,5 <6000 1;

2.2 >6000 1;

2.2 – – >2;

51 <8 >80 <16 – < 6000 1;

2.2 >6000 1;

2.2 – – П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Минера Плотность Коэффи- Обменная Основной лизация глинистой циент емкость, катион Рекомендуемый рас- Рекомендуемый рас поровой Глубина, м Глубина, м породы, пористо- 10–3 моль Na+ или твор по табл. 7.28 твор по табл. 7. воды, г/см3 сти, % /100 г Ca2+ г/л Na+ 1200– 1800 4 > 1800 1, Ca2+ 1,71– 1,8 >30 <5 > 44 Na+ 1800– 2500 4 >2500 Ca2+ 1,81– 1,9 Na+ 2500– 3500 5 >3500 5.1;

5.2;

5.3.1–5.3. Ca2+ 1,91– 2,0 30– 22 5– 13 44– 37 Na+ 3500– 5000 5 >5000 5.1;

5.2;

5.3.1–5.3. Ca2+ 2,01–2,1 Na+ 4500– 6000 5.1;

5.2;

5.3.1– 5.3.6 > 6000 5. Ca2+ 2,11– 2,2 22– 15 13– 22 37– 28 Na+ > 6000 5,1 – – Ca2+ 2,21– 2,3 – – – – 2,31–2,4 15– 8 22– 80 28– 16 – – – – – 2,41– 2,5 – – – >2;

51 <8 >80 <16 – – – – – Примечания: 1. В графах "Рекомендуемый раствор" в числителе и знаменателе – рекомендуемые буровые растворы для разбуривания глинистых пород с преобладанием в качестве основного катиона соответственно Na+ и Ca2+ (см. табл. 7.28). 2. В глинистых породах воз можно применение раствора типа 6 (вода), если время бурения не превышает 6 сут.

Т а б л и ц а 7. Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания хемогенных пород (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Рекомендуемый раствор Химиче- Основные свойства по Хемогенная на глубине, м (см. табл. 7.29) ский род, влияющие на выбор порода состав бурового раствора 1000 1500 1500– 3000 > Галит NaCl Растворимость в водной 5.3.7 5.3.8 5.3.1–5.3.6 5.1;

5,2;

фазе бурового раствора;

5.3.1– пластическое течение с 5.3. глубины 3000 м Галит с NaCl, KCl, Растворимость в водной 5.3.8 5.3.1– 5.1;

5.2;

5.1;

5.2;

прослоями MgCl2 фазе бурового раствора;

5.3.6 5.4 5. карналлита 6H2O выпадение KCl и NaCl и (или) при растворении MgCl2, бишофита пластическое течение би шофита с глубины 1500 м Галит с NaCl, Растворимость галита в 5.3.8 5.3.8 5.3.1– 5.3.6 5.1;

5.2;

прослоями гипс, водной фазе бурового 5.3.1– сульфатов ангидрит раствора;

увеличение 5.3. и др. ангидрита в объеме при взаимодействии с водой на 30 %, кальциевая аг рессия Галит с NaCl, Растворимость галита в воде;

5.1;

5.2;

5.3.1–5.3.6;

5. прослоями песчани- осмотическое разуплотне терриген- ки, гли- ние глинистых пород;

по ных пород нистые верхностная гидратация, породы склонность к набуханию, осыпям, обвалам Т а б л и ц а 7. Рекомендуемые растворы для бурения в твердых и многолетнемерзлых породах (по А.И. Булатову и А.Г. Аветисову) Рекомендуемый раствор при условиях рпл < 0,3ргст рпл = 0,30,8ргст рпл = рпл > > Породы = ргст ргст Катастрофи Приток Приток Приток ческое по воды воды воды глощение <150 л/ч >150 л/ч <30 л/ч Твердые, не склонные к об- 8 9 7 8 1–6 1– валообразованию (известня ки, доломиты, песчаники, аргиллиты, слабосцементи рованные пески) Многолетнемерзлые 9 9 9 9 – – Рекомендуемые типы буровых растворов для вскрытия продуктив ных горных пород-коллекторов в зависимости от указанных факторов приведены в табл. 7.32.

Т а б л и ц а 7. Рекомендуемые буровые растворы для вскрытия нефтенасыщенных пород-коллекторов (по А.И. Булатову, А.Г. Аветисову) Рекомендуемые буровые рас Сочетание творы при преобладании в ос Кате- Проницае- типов Характеристика таточной воде гория мость (поро- пластовых пород пород вая), мкм2 жид катионов катионов каль костей натрия ция 1 2 3 4 5 Песчано-алевроли 1 0,001–0,01 Л 5.1;

5.2 5.1;

5. товые, слабоуплот 0,01–0,1 А (5.2) 3.3;

4.1 (5.2) 3.1;

3.2;

ненные. Цемент Н (5.2) 3.1;

3.2;

4.2;

4.4;

5.3 с преимущественно 4.2;

3.3;

4.1 с ПАВ, кроме глинистый ПАВ, кроме 5.3.7;

5.3. 5.3.7;

5.3. >0,1 А 3.3;

4.1 3.1;

3.2;

4.2;

Н 3.1;

3.2;

4,2;

4.4;

5.3 с ПАВ 3.3;

4.1 с ПАВ 2 Песчано-алевроли- 0,001– 0,04 Н (5.2) 3.1;

3.2;

(5.2) 3.1;

3.2;

товые со степенью 4.2;

3.3;

4.1 с 4.2;

4.4;

5.3 с уплотнения. Цемент ПАВ ПАВ, кроме глинисто-карбонат- А 3.1;

3.2;

4,2;

5.3.7;

5.3. ный со следами рас- 3.3;

4.1 с ПАВ кристаллизации 0,04– 0,1 Н 3.1;

3.2;

4.2;

3.1;

3.2;

4.2;

3.3;

4.1 с ПАВ 4.4;

5.3 с ПАВ, А 3.3;

4.1 кроме 5.3.7;

5.3. >0,1 Л 1.5 с ПАВ кроме 3.4;

4. 3 Песчано-алевроли- 0,001– 0,002 Н (5.2) 4.4;

5.3;

(5.2) 4.4;

5.3;

товые сильно уплот- 3.1;

3.2;

4.2;

3.1;

3.2;

4.2 с ненные;

цемент 3.3;

4.1 с ПАВ, ПАВ, кроме кварцевый и карбо- кроме 5.3.7;

5.3.7;

5.3. натно-глинистый с 5.3. признаками кальци- А (5.2) 3.3;

4. тизации, окремнения 0,02– 0,05 Н 4,4;

5.3;

3.1;

4,4;

5.3;

3.1;

и окварце-вания 3.2;

4.2;

3.3;

4.1 3.2;

4.2 с ПАВ, Карбонатные с на с ПАВ, кроме кроме 5.3.7;

чальными признака 5.3.7;

5.3.8 5.3. ми трещиноватости 3.3;

4. А > 0,05 Н 1,5 с ПАВ, 1,5 с ПАВ, кроме 3.4;

4.3 кроме 3.4;

4. А 3.3;

4. П р о д о л ж е н и е т а б л. 7. Рекомендуемые буровые рас Сочетание творы при преобладании в ос Кате- Проницае- типов Характеристика таточной воде гория мость (поро- пластовых пород пород вая), мкм2 жид катионов катионов каль костей натрия ция 1 2 3 4 5 4 Сильно уплотненные 0,001– 0,05 Н 4,4;

5.3;

3.1;

4,4;

5.3;

3.1;

песчаники, алевро- 3.2;

4.2;

3.3;

4.1 3.2;

4.2 (с ПАВ литы, известняки, (с ПАВ и на- и напол доломиты, полнителем), нителем), кро мергели, аргиллиты, кроме 5.3.7;

ме 5.3.7;

5.3. порфириты, ба- 5.3. зальты и другие с А 3.3;

4. развитой > 0,05 Л 1–5 с наполни- 1–5 с наполни трещиноватостью телем кроме телем кроме 3.4;

4.3 3.4;

4. Примечания: 1. А – сочетание активных нефти и воды;

Л – любое сочетание типов нефти и воды, в том числе и А, Н – любое сочетание нефти и воды, кроме А. 2. Указан ный в скобках тип бурового раствора следует применять при значении проницаемости породы (базисный), составляющем менее половины от указанного в графе 3 интервала ее значений. Целесообразность широкого применения в этом случае указанного типа раствора для вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах необхо димо оценивать для каждого нефтяного месторождения.

7.7. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА БУРЕНИЯ СКВАЖИН Основные задачи при составлении гидравлической программы буре ния скважины определяют выбор технологически необходимого рас хода бурового раствора по интервалам, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравличе ской мощности буровых насосов.

Расход бурового раствора (м3/с) определяется по формуле Q = (D2 - d )vв.п, (7.32) где D – диаметр скважины, м;

d – диаметр бурильных труб, м;

vв.п – скорость восходящего потока, м/с, для мягких пород vв.п = = 1,5 м/с, для очень крепких – vв.п = 0,4 м/с.

Выбранный расход бурового раствора должен удовлетворять сле дующим требованиям:

гидродинамическое давление на вскрываемый пласт ргд должно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта ргр;

при вскрытии интервалов, сложенных неустойчивыми породами, склонными к кавернообразованию (обвалам, осыпям), необходимо поддерживать ламинарный режим течения бурового раствора в коль цевом пространстве скважины.

Технические характеристики очистных устройств должны обеспечи вать требуемую степень очистки бурового раствора при выбранном его расходе и заданной, максимально допустимой концентрации шла ма в потоке.

Режим течения промывочной жидкости определяется средней скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования лами нарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяет ся условием:

Re Reкр = 2100, (7.33) где Re – критерий Рейнольдса.

При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитыва ется по формулам:

для бурильных (утяжеленных) труб:

4Q Reт = (7.34) d0µ (µ – динамический коэффициент вязкости воды, Пас;

d0 – внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб, м;

Q – объемный расход бу рового раствора, м3/с);

для кольцевого пространства 4Q Reк.п =. (7.35) (D - d)µ Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Reкр, то режим течения будет турбулентным.

При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема (He):

для бурильных труб 0d Heт = (7.36) (0 – динамическое напряжение сдвига, Па;

– пластическая вязкость, Пас);

для кольцевого пространства 0 (D - d) Heк.п =, (7.37) Если критерий Рейнольдса меньше критического значения Reкр, т.е.

Re Reкр = (He), (7.38) режим течения ламинарный. При Re > Reкр режим течения турбулент ный. Критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

Reкр = 2300 + 7,8He0,56.

(7.39) Для определения режима течения бурового раствора в бурильных трубах или кольцевом пространстве необходимо по формулам (7.34) или (7.35) рассчитать критерий Рейнольдса Re. В случае если при про мывке скважины используют вязкопластичную промывочную жид кость, в этих формулах величину µ следует заменить на пластическую вязкость, по формулам (7.36) или (7.37) вычислить критерий Хедст рема Не, а затем по формуле (7.39) найти соответствующее значение Reкр и сопоставить его с вычисленным значением критерия Re.

Баланс давления. Уравнение баланса давления в бурящейся сква жине имеет вид р0 = рм + рб.к + рк.п + рд + рдв, (7.40) где р0 – рабочее давление буровых насосов;

рм – потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования;

рб.к – потери давления в бурильной колонне;

рк.п – потери давления в кольцевом пространстве;

рд – потери давления в насадках долота;

рдв – перепад давления в забойном двигателе.

Рабочее давление буровых насосов следует устанавливать в преде лах р0 = (0,65 0,85)р0max, (7.41) где р0max – максимальное (паспортное) давление буровых насосов при заданных их подаче и размере втулок.

Потери давления в циркуляционных элементах наземного обо рудования с достаточной для практики точностью можно определить по формуле:

рм = aмQ2. (7.42) Коэффициент гидравлических потерь aм находится по табл. 7.33, как сумма коэффициентов потерь aмi в отдельных элементах циркуля ционной системы:

n aм =.

aмi i= Т а б л и ц а 7. Диаметр проходного сече- Коэффициент Элементы циркуляционной системы ния d10–3, м aмi104, м Стояк 114 3, 141 1, 168 0, Буровой шланг 76 1, 90 0, 100 0, Вертлюг 75 0, 90 0, 103 0, Ведущая труба 74 1, 85 0, 100 0, Потери давления (в Па) в бурильной колонне складываются из по терь давления в гладкой части бурильных труб рт, дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) рзам соединениях и потерь давления в утяжеленных бурильных трубах рубт:

рб.к = рт + рзам + рубт. (7.43) Потери давления (в Па) в гладкой части бурильных труб и в утяже ленных бурильных трубах определяются по формуле:

8 Li рт(убт) = т(убт) 5 Q2, (7.44) d0i где т(убт) – коэффициент гидравлического сопротивления;

Li – длина i го участка бурильной колонны (УБТ), м;

d0i – внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ), м.

При ламинарном режиме течения т(убт) = 64/У1Re.

(7.45) Безразмерный коэффициент У1 находят по кривой 1 (рис. 7.2), зная соответствующее значение критерия Сен-Венана:

0d Senубт =. (7.46) 4Q Рис. 7.2. Зависимость безразмерного параметра У1 от критерия Сен-Венана (Sen) при ламирном режиме высокопластичных буровых растворов в бурильных трубах (1) и кольцевом пространстве (2) При турбулентном режиме течения т(убт) определяется по кривой 1, рис. 7.3 в зависимости от значения критерия Рейнольдса.

Для легкосплавных бурильных труб при турбулентном режиме те чения коэффициент следует принимать равным 0,85 от значения, найденного для стальных бурильных труб по рис. 7.3. Потери давления (в Па) в замковых (муфтовых) соединениях определяются по формуле:

8 Q рзам = n, (7.47) 2 d Рис. 7.3. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от крите рия Рейнольдса (Re) при турбулентном течении вязкопластичных буровых раство ров в бурильных трубах (1), в обсаженном (2) и необсаженном (3) кольцевом про странстве скважины где n – число замковых соединения по длине колонны;

– коэф фициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) со единения, d = 2 -1 ;

(7.48) dmin dmin – минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом (муфтовом) соединении, м.

Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве складываются из потерь давления на участках с постоянными замерами поперечного сечения р и дополнительных потерь на местные сопротивления к.п (замковые соединения, элементы компоновки низа бурильной колон ны) р :

к.п рк.п = р + р. (7.49) к.п к.п Потери давления (в Па) в кольцевом пространстве рассчитываются раздельно для обсаженной и необсаженной частей ствола скважины по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральны ми размерами проходного сечения:

8 Lк.пQ р = к.п. (7.50) к.п (D - d)3(D + d) При ламинарном режиме течения бурового раствора к.п определя ется по формуле (7.45). Величину У1 можно найти по кривой 2 (см.

рис. 7.2), имея значение критерия Сен-Венана (Sen) для кольцевого пространства:

0 (D - d1)2(D + d1) Senкп =. (7.51) 4 Q При турбулентном режиме течения промывочной жидкости к.п оп ределяется по кривым 2 и 3 (см. рис. 7.3) для обсаженного и необса женного участков ствола скважины соответственно. При промывке водой к.п определяется по формуле (7.45) при У1 = 1 для ламинарного режима течения и принимается постоянной и равной 0,022 для турбу лентного режима течения.

Дополнительные потери давления (в Па) для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве определяются по формуле 8 к.пQ р = к.п, (7.52) к.п (D2 - di2 ) где к.п – сумма коэффициентов местных сопротивлений i в кольцевом пространстве скважины;

- d D2 i = -1.

(7.53) D2 - di Гидравлическое давление на пласт (в Па) ргд = к.пgH + рк.п, (7.54) где Н – глубина забоя скважины по вертикали, м;

g – ускорение сво бодного падения, м/с2.

Перепад давления, в забойном двигателе рдв, определяется по пас портной характеристике двигателя при соответствующих значениях плотности и расходе бурового раствора.

Определение перепада давления и диаметров насадок гидромо ниторных долот. Эффективность очистки забоя бурящейся скважины обусловлена режимом подачи бурового раствора на забой: расположе нием промывочных узлов долота, количеством подводимого к забою бурового раствора Qд и скоростью ее истечения из насадок долота vд.

Перепад давления (в Па) на долоте должен удовлетворять уравнению баланса давления (7.40):

рд р0 – рм – рб.к – рк.п – рдв.

(7.55) Если в долоте устанавливаются насадки с одинаковыми внутрен ними диаметрами выходных сечений, то последнее можно определить по формуле:

Qд dн =, (7.56) 2 z2µ Рд где z – число насадок в долоте.

Пример 7.11. Составление гидравлической программы бурения скважин. Назначе ние скважины – эксплуатационная, проектная глубина 1200 м, скважина вертикальная.

Диаметр гидромониторного долота 215,9 мм. Тип турбобура 3ТСШ 195ТЛ. На буровой установлено два буровых насоса У8-6МА, коэффициент наполнения насосов н = 0,85. Бурильные трубы ТБПВ наружным диаметром 127 мм и толщиной стенки = мм. Утяжеленные бурильные трубы УБТ диаметром 178 мм, длиной 100 м и внутренним диаметром 80 мм.

Оборудование напорной линии включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 м, буровой шланг с внутренним диаметром 0,090 м, вертлюг с условным диамет ром проходного сечения 0,090 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0, м, горизонтальный нагнетательный трубопровод длиной 60 м выполнен из труб диамет ром 0,168 м с толщиной стенки = 12 мм. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 25,0 МПа. Перепад давления на турбобуре 3ТСШ 195ТЛ рдв = 5,5 МПа при течении бурового раствора плотностью 0 = 1000 кг/м3.

Реологические свойства раствора: 0 = 2,5 Па;

= 0,014 Пас. Давление гидроразры ва на глубине 1200 м ргр = 16,8 МПа.

Р е ш е н и е. 1. Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых на сосов.

Для обеспечения нормальной работы турбобура 3ТСШ 195ТЛ расход бурового рас твора Q принимается равным 0,040 м3/с. Такой расход может быть получен при работе двух насосов У8-6МА, оснащенных втулками диаметром 0,140 м (Q0 = = 0,047 м/c):

Q = нQ0 = 0,850,047 = 0,040 м3/с.

При работе с втулками диаметром 0,140 м паспортное максимально допустимое ра бочее давление бурового насоса У8-6МА р0max = 22,5 МПа. Согласно условию (7.41), с учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление принимается равным 0,85. Тогда р0 = 0,8522,5 19,0 МПа.

2. Определение режима течения бурового раствора. По формулам (7.36) и (7.37) вы числяют критерий Хедстрема:

В бурильных трубах (внутренний диаметр d0 = 0,109 м) 2,5 1100 (0,109) Нет = 1,67105;

(0,014) в кольцевом пространстве 2,5 1100(0,2159 - 0,127) Некп = 1,11 10.

(0,014) Согласно формуле (7.39) этим значениям критерия Хедстрема соответствуют крити ческие значения критерия Рейнольдса, в бурильных трубах Reкр.т 9,0103 и в кольцевом пространстве Reкр.к.п 7,5103.

По формулам (7.34) и (7.35) находят критерий Рейнольдса:

в бурильных трубах 4 0,040 Reт = 36,7 10 ;

3,14 0,109 0, в кольцевом пространстве 4 0,040 Reк.п = 11,7 10.

3,14 (0,2159 + 0,127)0, Поскольку полученные значения критерия Рейнольдса Re больше критических ве личин Reкр, режим течения в бурильных трубах и кольцевом пространстве будет турбу лентным. Можно показать, что в данном случае режим течения бурового раствора в УБТ и в кольцевом пространстве скважин в зоне УБТ тоже будет турбулентным. Результаты для интервала бурения 0– 1200 м следующие: для бурильных труб Нет = 1,67105;

Reкр.т = 9,0103;

Reт = 36,7103;

для кольцевого пространства Нек.п = 1,11105;

Reкр.к.п = 7,5103;

Reк.п = 11,7103.

3. Расчет потерь давления в циркуляционной системе. Рассмотрим баланс давления в скважине для интервала бурения до 1200 м. Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трубопровода находим по формуле (7.44):

2 8 LQ 8 0,02 60 1100 0, 0,03 МПа.

рм = = 27,6 2 5 (d - 2 ) (0,168 - 0,024) Здесь d = 0,168 м – наружный диаметр нагнетательного трубопровода;

= 0,012 м – толщи на стенки;

– коэффициент гидравлического сопротиления, принимается = 0,02.

Потери давления в элементах наземного оборудования определяются по формуле (7.42):

р = 2,93104 11000,0402 5,2104 Н/м2 0,05 МПа, м где согласно табл. 7.33 для данного оборудования ам = i= 1,07104 + 0,52104 + 0,044104 + 0,90104 = 2,93104 м4.

i= Потери давления в бурильных трубах внутренним диаметром d0 = 0,109 м (d0 = dт – 2 = 0,127 – 20,009) и длиной Lт = 1074 м (Lт = Нскв – Lдв – Lубт = 1200 – – 26 – 100) опреде ляются по формуле (7.44):

8 0,027 1074 1100 0, рт = 2,7 10 Н/м2 = 2,7 МПа, 2 3,14 0, где т = 0,027 определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для Reт = 36,7103 (см. п. 2 приме ра).

Потери давления в утяжеленных бурильных трубах внутренним диаметром d0 = 0,080 м и длиной Lубт = 100 м рассчитываются по формуле (7.44):

8 0,0255 100 1100 0, рубт = 1,1 10 Н/м2 = 1,1 МПа.

2 3,14 0, Здесь убт = 0,0255 – определяется по кривой 1 (см. рис. 7.3) для критерия Рейнольд са при течении в УБТ, вычисленного по формуле (7.34), Reубт = 5,0104.

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины диа метром D = 0,2159 м и бурильной колонной диаметром dт = 0,127 м, определяются по формуле (7.50):

8 0,038 1074 1100 0, рк.п.т = 0,7 10 Н/м2 = 0,7 МПа.

2 3,14 (0,2159 - 0,127) (0,2159 + 0,127) Здесь = 0,038 – находится при кривой 3 (см. рис. 7.4) для Reк.п = 11,7103.

к.п.т Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами диаметром dубт = 0,178 м, определяются по форму ле (7.50):

8 0,039 100 1100 0, рк.п. убт = 0,66 10 Н/м2 0,66 МПа.

2 3,14 (0,2159 - 0,178) (0,2159 + 0,178) Здесь к.п.убт = 0,039 – определяется по кривой 3 (см. рис. 7.) для Re = 10,2103, вычис ленного по формуле (7.35).

Потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и турбобуром диаметром dдв = 0,195 м, рассчитывается по формуле (7.50):

8 0,0395 26 1100 0, рк.п. дв = 0,94 10 Н/м2 = 0,94 МПа.

2 3 3,14 (0,2159 - 0,195) (0,2159 + 0,195) Здесь к.п.дв = 0,0395 – определяется по кривой 3 (см. рис. 7.4) для Re = = 9,7103, вычисленного по формуле (7.35).

Потери давления в турбобуре при течении промывочной жидкости плотностью = 1100 кг/м3 определяются по формуле:

рдв = рдв0 = 5,510–31100 = 6,05 МПа, Здесь рдв0 = 6,5 МПа – потери давления в турбобуре при течении жидкости плотно стью в = 1000 кг/м3.

Суммарные потери давления в циркуляционной системе рс = р + р + рт + рубт + рк.п. т + рк.п. убт + рк.п.дв + рдв = 0,03 + 0,05 + 2,7 + 1,1 + + 0,7 + 0, м м + 0,94 + 6,05 12,2 МПа.

Резерв давления для реализации в промывочных узлах (насадках) гидромониторного долота рд = р0 – рс = 19,0 – 12,2 = 6,8 МПа.

4. Оценка возможности гидроразрыва пластов. Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва ргд ргр.

Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора будет на забое скважины и определяется по формуле (7.54). Для глубины скважины Нскв = = 1200 м это давление будет ргд = gНскв + рк.п = gНскв + (рк.п.т + рк.п.убт + рк.п.дв) = 11009,81200 + (0,70 + 0,66 + + 0,94)106 15,24106 Н/м2 15,2 МПа.

Из сравнения значений гидродинамического давления на пласты и давлений гидро разрыва пластов следует, что ргд < ргр (15,2 < 16,8). Это означает, что гидроразрыва пла стов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5. Определение перепада давления на долоте и диаметров гидромониторных наса док. Зная действительный расход Qд и предполагая, что долото будет оснащаться тремя насадками одного диаметра dн, по формуле (7.56) определяют расчетный диаметр насад ки для интервала бурения до 1200 м:

Qд 8 8 1100 (0,0368) dн = = = 0,0124 м.

2 2 2 2 2 2 z µ Рд 3 (0,92) 6,8 Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемой промышленностью, получаем фактический размер насадки для этого интервала бурения d = 0,013 м. После чего из формулы (7.56) определяется фактический перепад давле н.ф ния на долоте:

8Qд 8 1100(0,0368) рд.ф = = = 5,6 10 Н/м2 = 5,6 МПа.

2 2 2 2 2 2 2 z µ dн.ф 3,14 3 (0,92) (0,013) Тогда действительное значение давления на буровых насосах р0ф в конце интервала бурения (1200 м) составит:

р0ф = р0 – (рд – рд.ф) = 19,0 – (6,8 – 5,6) = 17,8 МПа, что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может дости гать 25,0 МПа.

7.8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУВКИ И ВЫБОР КОМПРЕССОРА Скорость проходки скважины зависит от степени очистки забоя от шлама, которая в свою очередь определяется расходом воздуха и его давления.

На основании опыта бурения скважин с продувкой скорость восхо дящего потока воздуха можно принять: при бурении шарошечными и лопастными долотами 15–18 м/с, при твердосплавном бурении – 10– 12 м/с, расход воздуха определяется по следующей формуле:

Q = 47,1KK1 (D – d)V, (7.57) где K – коэффициент, учитывающий неравномерность скорости дви жения воздуха по скважине из-за увеличения диаметра ствола, нали чия каверн, K = 1,31,5;

K1 – коэффициент, учитывающий уменьше ние подъемной силы воздуха вследствие потерь давления в кольце вом пространстве;

V – скорость восходящего потока воздуха, м/с;

D – диаметр скважины с учетом его увеличения вследствие разработки, м;

d – диаметр бурильных труб, м.

Значения коэффициента K1 могут быть приняты равными 1,05–1, или рассчитаны по формуле K1 = рз р0, где рз – давление в призабойной зоне кольцевого пространства сква жины, Па;

р0 – атмосферное давление на поверхности, Па, р0 = 105 Па.

Расчет давления воздуха при продувке скважины рассчитывается по методике, предложенной Б.Б. Кудряшовым.

Поскольку потери давления воздуха зависят от скорости движения и плотности, которая является функцией давления и меняется по длине потока, давление рассчитывают в направлении, обратном движению воздуха, начиная с выходной линии от заранее известного атмосфер ного давления. При этом весь путь движения воздуха разбивается на участки, отличающиеся своим расположением и сечением канала по тока.

Для горизонтального участка нагнетательной линии потери напора рк = рн + аl, (7.58) для восходящего потока в кольцевом пространстве рн + (1+ Kгµ)аl + р (1+ µ)bl н рк =, (7.59) 1- (1- µ)bl для нисходящего потока воздуха по колонковой трубе, утяжелен ными и бурильными трубами, рн + а(l + lэ ) - рнbl рк =, (7.60) 1+ bl где G2RT g sin а = ;

b = ;

(7.61) DэF 2RT рн, рк – давление в начале и конце участка по ходу расчета, Па;

G – массовый расход воздуха, кг/с;

R – газовая постоянная для воздуха, R = 287 Дж/(кгк);

T – средняя температура в скважине, К;

Dэ – эквива лентный диаметр канала, м, для кольцевого пространства Dэ = D – d, для круглого сечения Dэ = d;

= угол наклона скважины к горизонту, градус;

l – длина участка потока, м;

g – ускорение свободного падения, м/с2;

F – площадь сечения канала, м2;

– безразмерный коэффициент аэродинамического сопротивления для любого участка постоянного сечения, рассчитывается по формуле Веймута:

= 0,009407 Dэ ;

(7.62) µ = Gп/G – расходная концентрация шлама в потоке воздуха;

Gп – масса породы, выносимой с забоя скважины, кг/с, Вк Gп = Dскв - Dк Vм;

(7.63) 4 Вк – выход керна, %;

Dк – диаметр керна, м;

Dскв – диаметр скважины, м;

– плотность горной породы, кг/м3;

Vм – механическая скорость бурения, м/ч;

Kг – безразмерный коэффициент Гастерштадта, опреде ляемый в зависимости от вида породоразру-шающего инструмента:

для алмазных коронок и долот Kг = 11,5;

для шарошечных, лопастных долот и пикобуров Kг = 1,52;

(значения Kг в указанных пределах нуж но принимать тем больше, чем мягче порода и крупнее шлам);

lэ – длина бурильных труб, аэродинамические потери давления на которой эквивалентны потерям давления на преодоление местных сопротивле ний в соединениях бурильной колонны, l=d1n ;

(7.64) n – число местных сужений;

– безразмерный коэффициент местного сопротивления:

d1 = а -1 ;

(7.65) d а – опытный коэффициент, а = 2 – для труб муфтозамкового соедине ния, а = 1,5 – для ниппельного соединения;

d1 – внутренний диаметр бурильных труб, м;

d2 – диаметр наименьшего проходного канала в соединении.

Массовый расход воздуха:

Qр G =.

60RT При расчете потерь давления вначале рассчитываются потери дав ления на горизонтальном участке выходной линии по формуле (7.58).

В качестве начального давления подставляется атмосферное давление рн = р0 = 105 Па. Найденное по формуле (7.58) конечное давление под ставляется в формулу (7.59) для восходящего потока в качестве на чального давления (рн). Если скважина имеет ступенчатую конструк цию, то расчет потерь давления ведется для каждой ступени.

Конечное давление на участке между колонковой трубой и стенка ми скважины принимается давление на забое (рз).

Потери давления в нагнетательном шланге и поверхностной нагне тательной линии определяются по формуле (7.58) и дают абсолютное суммарное давление на ресивере компрессора.

Приведенные расчетные зависимости принимают для случая буре ния по необводненным условиям.

На основании аэродинамических расчетов выбирают компрессор с запасом по расходу и давлению воздуха на 15–20 % для борьбы с воз можными осложнениями (табл. 7.34).

7.9. ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С ПРОДУВКОЙ Для бурения скважин с продувкой используется серийное буровое оборудование: станки и установки, породоразрушающий инструмент.

Т а б л и ц а 7. Краткая техническая характеристика передвижных компрессорных станций Производи Рабочее давле- Мощность Марка тельность, Тип двигателя ние, МПа двигателя, кВт м3/мин ЗИФ ВКС 5 5 0,7 МАК-92С ЗИФ 55В 5 0,7 ЗИЛ 157М АКС-5,25 5,25 0,7 АО2-32-4 ВКС-6Д 5,4 0,6 Д-54 ДК-9 8,5 0,7 КДМ-46 ПВ-10 10 0,7 ЯМЗ-23,6 ПД-12-25 12 25 ЯМЗ-23,6 Электродвигатель.

Бензиновый двигатель.

Дизель.

Рис. 7.4. Схема обвязки оборудования при разведочном колонковом бурении Принципиальное отличие заключается в устройстве выходной ли нии на поверхность и герметизации устья скважины. Схема обвязки оборудования при колонковом разведочном бурении с продувкой воз духом приведена на рис. 7.4.

Основное оборудование включает буровой станок 14, компрессор с коллектором 2 и буровой насос 15 с зумпфом 16. Насос можно ис пользовать в случае осложнений или при встрече сильно обводненных пород. В систему обвязки оборудования включают влагоотделитель для сбора конденсата, холодильник 5 для поддержания постоянной температуры воздуха, герме-тизатор устья скважины 11, шламоотвод ную линию 12 с циклоном 13 для очистки воздуха. В систему обвязки входят соединительные шланги 3, вентили 7 и отводящая линия 6. В качестве контрольно-измерительной аппаратуры используют манометр 9 для контроля за давлением воздуха, расходомер 8, термометр 10.

Температура сжатого воздуха не должна превышать 90 °С, так как это может вызвать разрушение резиновых шлангов. Выкидная линия обычно устанавливается в сторону господствующих ветров на рас стоянии не менее 10 м.

Для уменьшения попадания пыли на буровую иногда на конце вы кидной линии устанавливают вытяжной вентилятор. Трубопроводы поверхностной обвязки не должны иметь резких сужений и поворотов.

При бурении следует использовать бурильные трубы муфтозамко вого соединения с широкими проходными каналами и коническими резьбами. Такие соединения обеспечивают минимальные потери дав ления и утечки воздуха.

Породоразрушающий инструмент должен обеспечить свободный проход воздуха на забой. Поэтому предпочтительно использовать твердосплавные коронки с повышенным выходом резцов и с увели ченной площадью промывочных каналов.

Переход с промывки на продувку не вызывает существенных изме нений параметров режима бурения. Особое внимание уделяется расхо ду воздуха и его давлению в нагнетательной линии. Скорость бурения с продувкой в несколько раз выше, чем при бурении с промывкой. По этому на забое образуется много бурового шлама и его своевременно нужно удалять с забоя. Скорость бурения зависит от того, насколько своевременно и эффективно осуществляется очистка скважины.

Основная причина осложнений при бурении с продувкой – поступ ление воды в скважину.

При водопритоках до 10 % образующегося в единицу времени шлама последний начинает слипаться, что может привести в зашламо ванию скважины. Основная мера борьбы с этим осложнением – увели чение расхода воздуха, что способствует полному выносу шлама. При водопритоках от 10 до 35 % шлама происходит налипание шлама на стенки скважины и бурильные трубы, образование сальников, затяжки и обрывы инструмента при подъеме. При водопритоках свыше 35 % шлама сальники не образуются. Сальники в этом случае можно раз мыть водой. Эффективное средство борьбы с сальникообразованием – добавление в поток воздуха пенообразователей в виде 0,5–1,5%-ных водных растворов в количестве 10–50 л на рейс. В качестве пенообра зователей рационально использовать ОП-10, ОП-7.

При бурении по многолетнемерзлым породам важным фактором становится температура сжатого воздуха. Принудительное охлаждение воздуха от 5 до –10 °С полностью устраняет осложнения, связанные с растеплением стенок скважины и с их обвалами в процессе бурения.

Pages:     | 1 ||





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.