Промывка скважин. Виды буровых растворов и их основные параметры
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ЧЕЛЯБИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт экономики отраслей, бизнеса и администрирования
Кафедра экономики отраслей и рынков
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
По дисциплине «Строительство нефтяных и газовых скважин»
На тему: Промывка скважин. Виды буровых растворов и их основные параметры.
Выполнила: студентка группы 25ПЗ-401
Челябинск
2013
Содержание
Введение…………………………………………………………
1.Промывка скважин………………………………
2.Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей…….8
3.Классификация буровых растворов…………………………………………10
4.Параметры буровых растворов и методы их измерения……………………12
5.Отбор пробы
бурового раствора и
6. Промысловые
испытания бурового раствора………
6.1. Удельный вес и плотность бурового раствора………………………..15
6.2. Стабильность и суточный отстой………………………………………16
6.3. Реологические свойства бурового раствора…………………………..18
6.4.Условная вязкость……………………………………………………….
6.5. Фильтрационные и коркообразующие свойства………………………19
6.6.Определение
содержания песка……………………………………
Заключение……………………………………………………
Используемая
литература……………………………………………………
Введение
Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота.
Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились. Теперь сюда входят:
-вынос частиц выбуренной породы из скважины;
-передача энергии турбобуру или винтовому двигателю;
-предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды;
-удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
-охлаждение и смазывание трущихся деталей долота;
-уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины;
-предотвращение обвалов пород со стенок скважины;
-уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.
При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения. При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.
Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.
В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.
1.Промывка скважин
Промывка скважин - циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое.
Схема общей прямой промывки скважин: 1 - ёмкость для бурового раствора; 2 - насос; 3 - гибкий шланг; 4 - вертлюг; 5 - ведущая труба; 6 - бурильная колонна; 7 - гидравлический двигатель; 8 - насадки долота; 9 - кольцевой канал; 10 - желоба; 11 - вибросито; 12 - отстойник; 13 - вспомогательный насос; 14 - гидроциклон; 15 - центрифуга.
Существует три способа промывки скважин: с выходом промывочной жидкости на поверхность земли: прямая, обратная и комбинированная.
Прямая промывка, когда промывочная жидкость, нагнетаемая насосом, проходит по колонне бурильных труб, затем (при бурении кольцевым забоем) между керном и колонковой трубой омывает забой, охлаждает породоразрушающий инструмент, захватывает с забоя частицы разрушенной породы, поднимается вверх по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины и, наконец, выходит на поверхность.
Достоинства прямой промывки: 1) буровой раствор, выходя из суженных промывочных отверстий коронки приобретает большую скорость и с силой ударяет о забой, размывая разбуриваемую породу, что способствует увеличению скорости бурения; 2) применяя специальные промывочные жидкости при бурении в сыпучих, рыхлых и трещиноватых породах обеспечивает закрепление стенок скважины путем скрепления частиц неустойчивой породы.
Недостатки прямой промывки: 1) возможен размыв стенок скважины при бурении в мягких породах вследствие большой скорости восходящего потока; 2) пониженный процент выхода керна в результате динамического воздействия струи на верхний торец керна, что приводит к его размыву; 3) при бурении скважин большого диаметра повышенный расход промывочной жидкости, необходимый для создания такой скорости восходящего потока, при которой все разбуренные частицы породы будут выноситься на поверхность. Прямая промывка имеет преимущественное применение в практике разведочного бурения.
Обратная промывка, когда промывочная жидкость движется к забою по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия породоразрушающего инструмента, при наличии керна проходит пo кольцевому зазору между керном и колонковой трубой, проходит по внутреннему каналу бурильной колонны и, обогащенная шламом, выходит на поверхность земли.
Достоинства обратной промывки: интенсивная очистка забоя от частиц разрушенной породы и возможность гидравлического транспорта кернов через бурильные трубы на поверхность. Основной недостаток обратной промывки — невозможность обеспечения нормального процесса бурения при наличии в разрезе поглощающих горизонтов, в которых теряется полностью или частично промывочная жидкость. В связи с более сложной организацией обратной промывки она имеет ограниченное применение.
Комбинированная промывка, когда движение промывочной жидкости над колонковой трубой осуществляется по схеме прямой промывки, а ниже с помощью специальных устройств по схеме обратной промывки. Техническое исполнение комбинированной промывки связано с применением устройств, преобразующих прямую промывку в обратную в призабойной зоне. Комбинированная промывка применяется с целью повышения выхода керна.
2. Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей
В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки - обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.
В условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения, способствующие выпучиванию пород, сужению ствола и обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит не только от горного давления, но и от давления промывочной жидкости.
В бурении горное давление всегда превышает гидростатическое столба промывочной жидкости в скважине и способствует разрушению стенок скважины, если прочность самой породы недостаточна или значительно ослаблена в результате воздействия промывочной жидкости. Наиболее интенсивна деформация породы непосредственно у стенок скважины, где боковое давление не уравновешивается гидростатическим и силами сцепления горной породы. Характер изменения сил сцепления в породе обусловлен геолого-минералогическими особенностями горной породы и ее взаимодействием с промывочной жидкостью, главным образом физико-химическим.
Физико-химическое воздействие жидкости на горную породу проявляется в трех основных формах:
1) активное воздействие, основанное на процессах гидратации, диссоциации, ионообмена и химических превращений;
2) адсорбционное воздействие;
3) осмотическое воздействие.
Основное отрицательное влияние промывочной жидкости на прочность горных пород сводится к физико-химическим изменениям в структуре пород под действием фильтрата. Действие фильтрата сопровождается диспергацией глинистой составляющей породы, набуханием, капиллярным и динамическим расклиниванием. На контакте промывочной жидкости со стенками скважины происходит химическое растворение, выщелачивание, гидромеханическое разрушение породы. Процесс усиливается механическим воздействием бурильной колонны на стенки скважин.
3. Классификация буровых растворов
В практике бурения в качестве буровых растворов используются:
1) вода;
2) водные растворы;
3) водные дисперсные системы на основе:
– добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные растворы);
– жидкой дисперсной фазы (эмульсии);
– конденсированной твердой фазы;
– выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);
4) дисперсные
системы на углеводородной
5) сжатый воздух.
В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть).
Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 - 22%) и повышенным содержанием (более 20 - 22%) твердой фазы. Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.
По назначению буровые растворы подразделяются на:
1) жидкости для нормальных геологических условий бурения (вода, некоторые водные растворы, нормальные глинистые растворы);
2) жидкости для осложненных геологических условий бурения.
Функции бурового раствора
1. Удаление продуктов разрушения из скважины;
2. Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб;
3. Удержание частиц выбуренной
породы во взвешенном
4. Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт";
5. Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов;
6. Перенос энергии от насосов к забойным механизмам;
7. Обеспечение проведения геофизических исследований;
8. Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;
9. Закупоривание каналов
с целью снижения поглощения
бурового раствора и
10. Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений;
11. Снижение коэффициента трения.
4. Параметры буровых растворов и методы их измерения
Буровой раствор не может в одинаковой мере выполнять все функции. И главное не всегда это необходимо. Поэтому для конкретных условий бурения определяется набор основных функций бурового раствора и те свойства, которые обеспечат их выполнение. Задаче получения заданных свойств должны быть подчинены все работы по подбору рецептур (состава) раствора и их регулированию. При этом необходимо сохранить на приемлемом уровне остальные параметры промывочного агента.
В процессе бурения
буровой раствор
Нередко чередование пород в геологическом разрезе вызывает необходимость в изменении некоторых функций бурового раствора. Поэтому, если можно не заменять раствор, его свойства регулируют в процессе бурения на подходе к соответствующему интервалу.
Таким образом, необходимость в регулировании свойств бурового раствора возникает в следующих случаях:
1. при приготовлении - для получения раствора с заданными свойствами;
2. в процессе бурения - для поддержания требуемых функций;
3. в процессе бурения - для изменения параметров применительно к изменяющимся геологическим условиям.
Свойства бурового раствора регулируют:
-химической обработкой (путем введения специальных веществ - реагентов);
-физическими методами (разбавление, концентрирование, диспергация, утяжеление, введение наполнителей);
-физико-химическими методами (комбинация перечисленных методов).
5.Отбор пробы бурового раствора и подготовка ее к измерению
Чтобы свойства
пробы бурового раствора соответствовали
свойствам циркулирующей
Когда требуются сведения о жидкости, циркулирующей в скважине, пробу следует отбирать вблизи места ее выхода из скважины (устья) до того, как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Пробу необходимо отбирать только во время циркуляции.
Для получения характеристик жидкости, закачиваемой в скважину, пробу отбирают в конце желобов, по которым она подается к приемам насосов. При необходимости характеризовать неоднородность циркулирующего бурового раствора, содержащей отличающиеся от всей жидкости так называемые «пачки», пробы отбирают на устье скважины из этих «пачек».
Если анализ производят непосредственно у буровой, пробу отбирают в количестве, необходимом для одного анализа. Если пробу отбирают для анализа в лаборатории, удаленной от буровой, объем ее составляет 3 - 5 л. Для получения этого объема через каждые 5 - 15 мин отбирают по 0,5 л жидкости и сливают в одну посуду, например ведро, пропуская ее при этом через сетку от вискозиметра.
Существенную роль играет время между отбором пробы и анализом. Газ, вынесенный буровым раствором из скважины, может быстро улетучиться, в результате чего увеличивается ее плотность. Нагретый буровой раствор остывает, и многие характеристики ее изменяются, особенно это сказывается на величинах плотности, вязкости и содержания газа. Поэтому их определяют непосредственно у желобов буровой.
6. Промысловые испытания бурового раствора
Часть свойств бурового раствора могут измеряться буровой бригадой, обычно это плотность бурового раствора, условная вязкость, и водоотдача. Кроме того, бригадой могут измеряться содержание песка, а также концентрацию солей и щелочность раствора
Однако для качественного управления свойствами бурового раствора, позволяющего обеспечивать эффективное выполнение им заданных функций, такого набора параметров явно недостаточно.
6.1. Удельный вес и плотность бурового раствора
Удельный вес - вес 1 см3 промывочной жидкости - обозначается Y и выражается в г/см3. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему. Обозначается она r и выражается в г/см3.
Прибор АБР-1. В комплект входит собственно ареометр и удлиненный металлический футляр в виде ведерка с крышкой, служащей пробоотборником для раствора (рис. 6.2.).
Прибор состоит из мерного стакана, донышка, поплавка, стержня и съемного калибровочного груза.
Кроме ареометра поплавкого типа для определения плотности бурового раствора может быть использован рычажный плотномер (рис 6.3.).
6.2. Стабильность и суточный отстой
Эти параметры используются в качестве технологических показателей устойчивости промывочной жидкости как дисперсной системы.
Показатель стабильности С измеряется с помощью прибора ЦС-2 (рис. 6.4.), представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см3 со сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываемым раствором, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину раствора сливают в отдельную емкость. Ареометром определяют плотность верхней и нижней частей раствора. За меру стабильности принимают разность плотностей раствора в нижней и верхней частях цилиндра.
Чем меньше значение С, тем стабильность раствора выше.
Суточный отстой измеряют с помощью стеклянного мерного цилиндра объемом 100 см3, обозначают буквой 0 (рис. 6.5.).
Испытываемую жидкость осторожно наливают в мерный цилиндр до отметки 100 см3, закрывают стеклом и оставляют в покое на 24 ч, после чего визуально определяют величину слоя прозрачной воды, выделившейся в верхней части цилиндра. Отстой выражают в процентах выделившейся жидкости от объема пробы. Чем меньше суточный отстой, тем устойчивее, стабильнее промывочная жидкость.
Эти параметры
следует измерять при температурах,
соответствующих температуре
Стабильным считается раствор, у которого С = 0,02-0,03 г/см3, 0 = 3-4%.
6.3. Реологические свойства бурового раствора
Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние:
-на степень очистки забоя скважины от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента
-транспортирующую способность потока
-величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины
-величину гидродинамического давления на ее стенки и забой в процессе бурения
-амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны
-интенсивность обогащения бурового раствора шламом
-скорость эрозии стенок скважин и др.
6.4.Условная вязкость
Стандартные полевые измерения вязкости бурового глинистого раствора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша.
Вискозиметр ВБР-1, служащий для измерения условной вязкости, состоит из воронки, герметично соединенной трубки, сетки и мерной кружки.
Порядок определения. Взяв в руку воронку, устанавливают сетку на выступы, зажимают нижнее отверстие пальцем правой руки и заливают через сетку испытуемую жидкость до верхней кромки вискозиметра. Подставив мерную кружку под трубку вискозиметра, убирают палец и одновременно левой рукой включают секундомер. Воронку необходимо держать вертикально (допускается отклонение не более 100). Когда мерная кружка наполнится до края, останавливают секундомер, а отверстие воронки вновь закрывают пробкой.
Условная вязкость определяется временем истечения 500 см3 раствора через трубку из воронки вискозиметра, заполненной 700 см3 раствора.
За исходный результат принимают среднее значение результатов трех измерений, отличающиеся между собой не более чем на 2 с.
6.5. Фильтрационные и коркообразующие свойства
Процессом фильтрации называют процесс разделения фаз дисперсной системы, происходящий при движении системы через пористую среду, размер пор которой того же порядка, что и размер частиц дисперсной фазы или меньше их.
Объем фильтрата принято измерять через 30 мин после начала процесса. Логарифмическая зависимость позволяет ускорить измерение: объем фильтрата, выделившийся через 7,5 мин, практически равен половине объема, получаемого после 30 мин фильтрации.
Различают статическую и динамическую фильтрацию. В первом случае единственным видом движения дисперсной системы над фильтрующей поверхностью является ее постепенное поступление в пористую среду. При динамической фильтрации дисперсная система принудительно, например с помощью мешалки, перемещается относительно фильтрующей поверхности и при достаточно высокой скорости размывает фильтрационную корку. Уменьшение толщины последней вызывает рост скорости фильтрации.
Существующие
приборы для измерения
6.6. Определение содержания песка
Под песком понимается
количество (объем) всех крупных частиц,
имеющихся в промывочной
Таким образом, содержание песка характеризует устойчивую загрязненность промывочной жидкости твердыми включениями. Чрезмерное содержание песка приводит к абразивному износу гидравлического оборудования и бурового снаряда, уменьшению механической скорости бурения. Содержание песка определяют с помощью отстойника ОМ-2.
Для промывочных жидкостей нормальным считается содержание песка до 4%.
Заключение
Таким образом, все рассмотренные выше приборы и методики прошли достаточно широкую апробацию, результаты которой убедительно свидетельствуют о высокой результативности их использования в процессе оптимизации составов промывочных жидкостей для бурения скважин в сложных геолого-технических условиях.
Рост технологических показателей глубокого бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.
Технологические свойства буровых растворов существенно влияют на работоспособность буровых долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.
Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых растворов, успех проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.
Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием - залог успешного проведения операций.
Используемая литература
1.Булатов А.И., Габузов Г.Г. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. - М.:, 1992. - 368 с.
2. Воздвиженский Б.И. Разведочное бурение / Б.И. Воздвиженский, О.Н. Голубинцев, А.А. Новожилов. – М.: Недра, 1979. - 510 с.
3. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. - М.: Недра, 1985. - 230 с.
4. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972. - 392 с.
5. Маковей Н. Гидравлика бурения. - М., Недра, 1986. - 600 с.
6. Паус К.Ф. Буровые растворы. - М.: Недра, 1973 - 304 с.
7. Советов Г.А. Основы бурения и горного дела / Г.А. Советов, Н.И. Жабин. – М.: Недра, 1991. – 368 с.
8. http://burrastvor.blogspot.ru/
