Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние проблем уменьшения сил сопротивления при бурении наклонных скважин и задачи исследований 9
2. Экспериментальное исследование влияния реагентов--стабшшзаторов на силы трения 26
2.1. Описание экспериментальной установки и методика проведения экспериментов 26
2.2. Выбор реагента-стабилизатора для уменьшения сил трения 34
3. Исследование смазывающей способности буровых раство ров путем регулирования водородного показателя 42
3.1. Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на смазывающую способность бурового раствора, обработанного комбинированными химическими реагентами 43
3.2. Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на смазывающую способность гипсового раствора 50
4. Экспериментальное исследование влияния кощентрадйй компонентов твердой фазы бурового раствора на силы трения и прочность фильтрационной корки 65
4.1. Исследование влияния твердой фазы и химической обработки на силы трения и прочность фильтрационной корки 67
4.2. Влияние вида твердой фазы бурового раствора на критериальные показатели сил трения и прочность фильтрационной корки 79
4.3. Математическая обработка результатов проведенных экспериментов 85
4.4. Выбор оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе 98
4.5. Графический способ определения оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растввре 104
5. Внедрение результатов экспериментальных исследований при бурении глубоких наклонных скважин и оценка их эффективности 108
основные выводы и рекомендации 116
список литературы 118
приложение 122
- Экспериментальное исследование влияния реагентов--стабшшзаторов на силы трения
- Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на смазывающую способность гипсового раствора
- Влияние вида твердой фазы бурового раствора на критериальные показатели сил трения и прочность фильтрационной корки
- Графический способ определения оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растввре
Введение к работе
Директивами ХХУІ съезда КПСС по XI пятилетнему плану развития народного хозяйства предусмотрено довести добычу нефти, включая газовый конденсат, до 620-640 млн.т., природного газа - до 600-640 млрд.м3. Успешное решение поставленных задач требует повышения эффективности буровых работ, сокращения сроков строительства скважин за счет увеличения скорости бурения,внедрения новых технических и технологических средств и методов. В решении этих задач важная роль также принадлежит приобщению к эксплуатационным фондам новых месторождений.
За последние годы при освоении богатых нефтяных месторождений как Советского Союза, так и зарубежных стран (особенно арабских - Ирак, Кувейт, Ливия, Алжир) значительно увеличились глубины скважин и отклонения их забоев от вертикали.
Бурение глубоких и сверхглубоких наклонных скважин выдвигает ряд технических и технологических проблем, в большинстве своем связанных с преодолением больших сил сопротивления, возникающих как при спуско-подъемных операциях, так и во время вращения бурильного инструмента. Рост сил сопротивления вызывает увеличение натяжения на крюке, затрат мощности на вращение и расха-живание бурильного инструмента, снижает эффективность воздействия на управляемые параметры искривления ствола скважины, ухудшает возможность передачи и контроля требуемой осевой нагрузки на долото и перегружает спуско-подъемные механизмы, а также приводит к прихвату бурильного инструмента.
Одними из основных факторов, способствующих росту сил сопротивления перемещению бурильных труб в стволе скважины, являются фрикционные и адгезионные свойства фильтрационных корок, а
также их низкая прочность.
В связи с изложенным, особую актуальность приобретает вопрос создания таких буровых промывочных сред, которые обеспечили бы снижение фрикционных и адгезионных составляющих сил трения, повышение прочности фильтрационной корки, улучшение и интенсификацию буримости горных пород.
Цель работы. Исследование влияния реагентов-стабилизаторов, соотношения количеств утяжелителя и глины, а также водородного показателя бурового раствора на силы трения. Разработка технологических мероприятий по совершенствованию методов повышения смазывающей способности буровых растворов с целью уменьшения сил сопротивления при перемещении колонны бурильных труб в стволе наклонных скважин.
Основные задачи исследований.
Выбор реагента-стабилизатора, обладающего наилучшей способностью к уменьшению сил трения.
Разработка математической модели, описывающей характер изменения сил трения в зависимости от значения водородного показателя, процентного содержания твердой фазы и температуры.
Исследование совместного влияния водородного показателя, процентного содержания твердой фазы и температуры на смазывающую способность буровых растворов.
Исследование влияния соотношения между компонентами твердой фазы буровых растворов на силы трения.
Разработка экспресс-метода по выбору оптимального содержания утяжелителя и глины в буровом растворе.
Методы исследований. Задачи, поставленные в работе, решаются путем экспериментальных исследований с использованием ме-
- б -
тодов планирования эксперимента, регрессионного и дискриминант-ного анализов, а также метода группового учета аргументов.
Научная новизна. Проведенные экспериментальные исследования, выполненные с использованием математических методов, позволили дополнить методы снижения сил трения и по новому осветить вопрос смазывающей способности буровых растворов, на основании которых представляется возможным получать зависимости коэффициента трения, силы адгезии, прочности фильтрационной корки от соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе.
Исследовано влияние реагентов-стабилизаторов на силы трения. Впервые исследована смазывающая способность буровых растворов путем регулирования водородного показателя, процентного содержания твердой фазы и температуры.
Разработан экспресс-метод по определению оптимального содержания утяжелителя и глины в буровом растворе.
Практическая ценность. Разработанные технологические мероприятия по повышению смазывающей способности буровых растворов позволяют: уменьшить силы трения колонны бурильных труб о стенки скважины и затраты времени на ликвидацию осложнений и аварий, увеличить механическую и коммерческую скорости бурения, вследствие чего снижается себестоимость І м проходки.
Подтверждено преимущество реагента-стабилизатора тилозы над КМЦ и серогелем и предложено его широкое применение.
Разработан экспресс-метод, позволяющий в промысловых условиях оперативно определять концентрацию утяжелителя и глины в буровом растворе и в любой момент времени регулировать содержание каждого из них с целью уменьшения сил трения и повышения прочности фильтрационной корки.
Графики зависимости сил трения от процентного содержания твердой фазы позволяют в промысловых условиях прогнозировать значение сил трения, возникающих при перемещении бурильных труб в стволе скважины и оперативно принимать меры по их снижению.
Основные результаты работы получены в рамках исследований по проблеме "Техника и технология наклонно-направленных и горизонтально-разветвленных скважин", координируемой МНП СССР.
Реализация работы в промышленности. Разработанные технологические мероприятия были опробованы на скважинах Приморского МУБР ПО "Каспбурнефтегазпром", при этом было достигнуто сокращение затрат времени на ликвидацию осложнений, увеличение коммерческой и механической скоростей бурения, снижение стоимости I м проходки.
Данные в работе рекомендации по выбору реагента-стабилизатора и оптимального соотношения количеств компонентов твердой фазы, а также по регулированию значения водородного показателя были использованы при составлении новых рецептур буровых растворов на ряде буровых предприятий ПО "Каспбурнефтегазпром".
Годовой экономический эффект от внедрения указанных технологических мероприятий в Приморском МУБР ПО "Каспбурнефтегазпром" составил более 335 тыс.рублей.
Апробация работы. Результаты выполненных исследований докладывались и обсуждались на республиканских научных конференциях аспирантов ВУЗов Азербайджана в 1982 г и 1983 г (г.Баку), на конференциях по итогам научно-исследовательских работ Азй-НЕФТЕХИМ им.М.Азизбекова с 1981 по 1983 гг (г.Баку).
Публикация. OcHOBHoetсодержание диссертации изложено в трех статьях и в фондовых отчетах.
Соискатель выражает благодарность зав.отраслевой лабораторией "Кустовое бурение наклонно-направленных скважин на континентальном шельфе", к.т.н.Мамедтагизаде А.Н. за оказанную научную помощь при постановке задачи исследований.
Экспериментальное исследование влияния реагентов--стабшшзаторов на силы трения
Процесс проводки нефтяных и газовых скважин выдвигает ряд технических и технологических проблем, в основном связанных с преодолением больших сил сопротивлений, возникающих как при спу-ско-подъемных операциях, так и во время подачи и вращений бурильного инструмента. Рост сил сопротивлений вызывает увеличение натяжения на крюке, затрат мощности на вращение, снижает эффективность воздействия на управляемые параметры искривления и ухудшает возможность передачи и контроля требуемой осевой нагрузки на долото, а также является причиной возникновения ряда других отрицательных явлений.
Многообразие факторов, встречающихся при бурении реальной скважины (перепада давлений и температур, проницаемости горных пород, слагающих стенки скважины, пространственные перегибы ствола скважины, различные соотношения диаметров скважины и бурильных труб и т.д.) затрудняют определение сил сопротивления аналитическим путем и предопределяет промысловый и лабораторный путь исследований.
Существующие для этой цели экспериментальные установки /7, 15, 56, 61/ не полностью моделируют реальные условия скважины, в них не предусмотрена возможность исследования совместного воздействия температуры и давления на процесс формирования фильтрационной корки на стенках ствола скважины и на ее фрикционные, адгезионные свойства. Кроме того, в этих установках не представляется возможным исследовать в идентичных условиях влияние вида движения на величину сил сопротивления, возникающих при перемещении и при вращении колонны труб в стволе скважины.
Учитывая изложенное, на кафедре "Бурение нефтяных и газовых скважин" АзйНЕФТЕХИМ разработана и сконструирована новая экспериментальная установка, учитывающая недостатки и достоинства существующих установок и обеспечивающая возможность реализации поставленных задач в условиях, максимально приближенных к реальным. Установка отличается от известных тем, что проницаемый элемент (цилиндрический фильтр, имитирующий ствол скважины) помещается в утепленную, автоматически термостатированную камеру высокого давления, в которой обеспечивается изменение как температуры и давления промывочного раствора, находящегося внутри цилиндрического фильтра, так и противодавления и температуры пластовой жидкости, находящейся в кольцевом пространстве, т.е. за пределами наружной поверхности цилиндрического фильтра. Измерительная часть установки позволяет замерять в идентичных условиях как усилие перемещения, так и усилие вращения цилиндрической трубы по фильтрационной корке.
Экспериментальная установка рис.2.1 состоит из гидравлического узла (I), рабочего узла (П) и измерительного блока (3).
Гидравлический узел состоит из баллона со сжатым воздухом для создания давления внутри цилиндрического фильтра и в колце-вом пространстве и из насоса (I) с емкостью (2) для осуществления циркуляции промывочной жидкости.
Рабочий узел, который включает в себя утепленную термостатированную камеру высокого давления 3, цилиндрический фильтр 4-, стальной образец 5, нагревательный элементы б - для нагрева жидкости в кольцевом пространстве и 7 - для нагрева промывочного раствора внутри скважины, контактные термометры 8,9 и манометры 10,II располагаются на подвижной панели 12. Последнюю можно зафиксировать на разных углах наклона,обеспечивая тем самым различные величины прижимающих нагурзок на фильтрационную корку от веса стального образца. Контактные термометры, обеспечивающие заданный температурный режим промывочной жидкости и жидкости в кольцевом пространстве, монтируются в герметичных кожухах.
В измерительный блок входит синхронный реверсивный двигатель 13 со ступенчатым шкивом (обеспечивающим перемещение образца со скоростью, не влияющей на величину сил трения /23, 56/), тен-зометрические узлы 14 - для изменения усилия сдвига при движении имитатора бурильных труб.
Таким образом, в основу экспериментальной установки положено моделирование комплекса факторов (состав нластового флюида, температура и давление пласта и в стволе скважины), имеющих место в реальных условиях скважины на различных глубинах как в статическом, так и в динамическом состояниях и их совместного влияния на фрикционные и адгезионные свойства фильтрационной корки 9, как следствие, на силы сопротивления при различных видах движения бурильной колонны по фильтрационной корке, а также на прихват колонны труб с учетом прижимающих сил и скоростей движения.
Порядок проведения эксперимента на данной установке заключается в следующем. Кольцевое пространство рабочего узла заполняется жидкостью требуемого состава, а цилиндрическая полость фильтра и камеры - буровым раствором, после чего камера герметично закрывается. Затем на контактных термометрах кольцевого пространства и камеры устанавливаются заданные значения температуры и через блок управления включаются электронагреватели, которые при повышении температуры от заданного значения автоматичес ки отключаются, а при понижении - включаются. Таким образом, температура в зонах, имитирующих пласт и ствол скважины, стабильно поддерживаются на заданных уровнях. После этого в кольцевом пространстве и в камере, в зависимости от величины перепада давления, которую необходимо создать в системе скважина-плат, создаются соответственно давление и противодавление. Давление осуществляется при помощи гидравлического узла и контролируется манометрами. При необходимости исследования фильтрационных корок, сформулированных в режиме динамической фильтрации, подача давления в цилиндрический фильтр осуществляется насосом, обеспечивающим циркуляцию глинистого раствора через полость фильтрационного элемента.
После формирования на внутренней стенке проницаемого элемента фильтрационной корки, давление из камеры стравливается и на корку устанавливается цилиндрический стальной образец, который посредством гибкого элемента связан со шкивом электродвигателя в измерительном блоке. Усилие перемещения воспринимается тензобалками и регистрируется тензоизмерительным устройством. Измерение усилий перемещения остального образца осуществляется после создания гидростатического давления внутри камеры. При определении силы адгезии, величина которой согласно двучленному закону трения, не зависит от прижимающей нагрузки, давление из камеры стравливается и устаеовка устанавливается в вертикальном положении.
Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на смазывающую способность гипсового раствора
Экспериментальное исследование влияния водородного показателя на сманивающую способность гипсового раствора, содержащего С- в пределах 1200 -1900 мг/л. Для дальнейшего исследования смазывающей способности промывочных жидкостей путем регулирования водородного показателя был выбран гипсовый раствор, как представитель ингибирующих растворов, которые Б последнее время стали получать широкое применение. доверительного интервала Q. . На основе этого уравнение регрессии Адекватность полученных выражений проверялась по критерию Фишера.
Преобразив уравнения 3.5 и З.б в натуральный вид и подставив в двучленный закон трения (I.I), получим выражение, описывающее характер изменения сил трения в зависимости от влияющих факторов.
Анализ выражений (3.5 и З.б) показывает, ЧТБ повышение значения водородного показателя раствора приводит к увеличению как фрикционной, так и адгезионной составляющих сил трения. Объясняется это тем, что емкость поглощения гипса при рН = II в три раза больше, чем при рН = 7, что способствует повышению реологических свойств раствора. Послежнее приводит к увеличению критериальных показателей сил трения /2.7/.
Из уравнения З.б видно, что при увеличении процентного содержания твердой фазы в гипсовом растворе, незначительно уменьшается сила адгезии. Это связано с тем, что увеличение общей концентрации твердой фазы приводит к повышению содержания барита и гипса; фильтрационная корка, намываемая из такого раствора, содержит меньше количества влаги, что способствует уменьшению адгезионных составляющих сил трения.
Как было отмечено в первой главе, одной из серьезных причин прихвата бурильных труб и резкого увеличения сил сопротивления перемещению бурильного инструмента является низкая прочность фильтрационной корки. В этой же главе было указано и на то, что наименьшей прочностью обладает корка, намываемая из раствора, обработанного смазочными добавками. В связи с этим,большое практическое значение приобретает вопрос исследования прочности фильтрационной корки вследствие уменьшения водородного показателя бурового раствора.
С целью исследования прочности корки нами был использован пресс, предназначенный для измерения твердости горных пород в переконструированном виде. Переконструированию подвергалась механическая часть пресса. В этой части были смонтированы имитатор бурильной трубы и индикатор деформации.
Принцип работы установки заключается в создании нормальной прижимающей нагрузки на поверхность фильтрационной глинистой корки. Прочность корки оценивается по ее сопротивляемости вдавли-ванию имитатора бурильной трубы Рв н/см ,
Как видно из рисунка 3.1, установка состоит из трех узлов -гидравлического, механического и измерительного.
В гидравлическую часть входят: рычаг ввода жидкости (I), корпус установки (2). Механическая часть состоит из поршня (3), имитатора бурильной трубы (4-), индикатора деформации (5) и двух гаек (б) для регулирования высоты установки имитатора бурильной трубы. Третья часть включает в себя манометр (7), регистрирующий усилие, возникающее при вдавливании корки.
Принцип работы и измерения:Намываемая на приборе ВМ-6 глинистая корка наносится на поршень. Имитатор бурильных труб опускается до соприкосновенияс поверхностью глинистой корки, затем закрепляется в таком положении с помощью двух гаек. После этого установка приводится в действие путем перемещения рычага I сверху вниз. При этом поршень 3 постепенно поднимается, в этот момент начинается процесс вдавливания. Он продолжается до полного разрушения фильтрационной корки. Усилие, расходуемое при этом, регистрируется манометром 7.
Сопротивляемость корки вдавливанию определяется по формуле:X, - рабочая длина имитатора бурильной трубы, котораяконтактирует с глинистой коркой - 5 см, Б - ширина площади контакта (рис.3.2)П - глубина погружения имитатора бурильной трубы в корку,см R - радиус имитатора бурильной трубы - 1,63 см. На установке, конструкция и принцип работы которой приведены выше, нами были проведены двухфакторные эксперименты с целью исследования влияния водородного показателя на прочность фильтрационной корки. Переменными факторами были выбраны процентное содержание твердой фазы и водородный показатель бурового раствора. Уровни факторов и их интервалы варьирования приведены в таблицах (3.1 и 3.4). Результаты экспериментов занесены в таблицу 3.7.
Влияние вида твердой фазы бурового раствора на критериальные показатели сил трения и прочность фильтрационной корки
Для проведения экспериментов были использованы обработанные буровые растворы, имеющие различные концентрации утяжелителя и глины. Растворы распределялись на три группы в зависимости от плотности. В каждой группе переменными факторами являлись количества утяжелителя и глины. С целью исследования и оценки влияния вида твердой фазы на коэффициент трения м , силу адгезии А, силы трения Гк и прочность фильтрационной корки Р вводился коэффициент От , который характеризует соотношение количеств утяжелителя и глины в буровом растворе. Для растворов каждой группы брались шесть различных значений G , отражающих все возможные варианты, которые встречаются при бурении скважин. Эксперименты проводились в следующем порядке. После подготовки установки к работе осуществлялась циркуляция бурового раствора. По образовавшейся на имитаторе ствола скважины корке перемещался образец бурильной трубы при постояннной прижимающей нагрузке (30 н, за исключением опытов №№ 1,2,3 и 7) и замерялись силы трения. Придав установке вертикальное положение, замеряли силу адгезии. Податавив значения сил трения и адгезии в двучленный закон Кулона (I.I), находили коэффициент трения. На основе данных таблицы (4.4) построены графики зависимостей коэффициента трения, силы адгезии, сил трения и прочности фильтрационной корки от различных соотношений количеств утяжелителя и глины в буррвом растворе с плотностями 1400 кг/м3 (рис.4.5 и 4,6), 1600 кг/м3 (рис.4.7 и 4.8) и 1800 кг/м3 (рис. 4.9 и 4.10). Как следует от рис.4.5, с увеличением концентрации утяжелителя в растворе значения М и А повышаются. Однако, характер изменения каждого из них различен. Итак, с увеличением Сх интенсивность роста коэффициента трения повышается, в то время как интенсивность силы адгезии падает. При малых значениях G коэффициент трения почти стабилизируется или незначительно изменяется. Такой вывод качественно согласуется с выводами, сделанными в работах /14,56/. Иная картина наблюдается для А. При Qr до I рост силы адгезии прямо пррпорционален количеству утяжелителя в растворе. С повышением концентрации утяжелителя рост силы адЕезии затухает. Это значит, что глинистый материал больше влияет на 1, чем на М . На рис.4.6 показана зависимость сил трения и прочности фильтрационной корки от соотношения количеств утяжелителя и глины. Характер изменения Г К показывает, что влияние адгезионных составляющих на силы трения в основном больше фрикционных. Такой вывод справедлив и для других растворов независимо от общей концентрации твердой фазы (плотности). Из этого же рис. видно, что прочность фильтрационной корки повышается по мере увеличения содержания утяжелителя в буровом растворе. Зависимости м , г« и Pg от G независимо от концентрации твердой фазы носят параболический характер (рис.4.6-4.10), Для решения поставленной задачи, т.е. выбора оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе необходимо найти математическую модель, описывающую характер изменения критериальных показателей сил трения и прочности фильтрационной корки в зависимости от G . Это делается с целью подсчета значения сил трения в зависимости от задаваемых нами значений прижимающей нагрузки и соотношений количеств утяжелителя и глины в буровом растворе. 4.3. Математическая обработка результатов проведенных экспериментов. По результатам экспериментов вначале строим зависимости коэффициента трения м от „ О (рис.4.5). Эмпирическая диния регрессии показывает, что функция M = f ( G) целесообразна в виде степенной функции вида У=с Х +С мли показательной функ - 90 У=аех+с ции вида З- ис + . Проверим каждую из них. І - степенная функция вида J С(Х +С (4.16) Коэффициент С определяется графически по следующей формуле Тогда уравнение (4.16)выпрямляется и переходит в линейное Для определения коэффициентов А и В по результатам экспериментов применяем метод наименьших квадратов. В этом случае неизвестные параметры можно определить решением следующей системы линейных уравнений: Дпя решения данной системы составлена таблица.После решения этой системы получим Q = 0,032, 6= 1,07. Тогда уравнение регрессии (4-.1б)примет вид: 6- число коэффициентов в уравнении регрессии, Уі - экспериментальные значения параметров, У и - расчетное значение параметров Критерий Фишера показывает, 4TD ВО сколько раз уменьшается рассеяние полученной регрессии по сравнению с рассеянием отонси-тельно среднего, чем больше расчетное значение Гр ц превышает табличное Гиб , тем эффективнеее уравнение регрессии. Оценка тесноты нелинейной связи. Если считать, что уравнение регрессии найдено с достаточной точностью, то необходимо проверить силу связи между У и X Силу связи можно характе ризовать величиной Связь тем сильнее, чем меньше величина \ Проверим адекватность каждого из полученных уравнений и тесноту связи между У и \ . Для этого состави следующую таблицу. Результаты расчета показывают, что обе модели адекватно описывают характер изменения коэффициента трения и трудно отдать предпочтение какой-либо из них. В этом случае необходимо оценить меру идентичности и выбрать зависимость, имеющую большее значение этой меры. Мера идентичности определяется по формуле: где 3(М) - мера идентичности модели для определения коэффициента трения, - истинные значения коэффициента трения, полученные экспериментальным путем, Как видно, мера идентичности имеет одинаковую степень предпочтения. При этом возникает задача дискриминации зависимостей (4.17, 4.19) с целью выбора наилучшей из них для проведения расчетов коэффициента трения. С этой целью целесообразно проведение замеров в условиях, в которых можно было бы ответить на поставленный вопрос. Условия проведения замеров для дискриминации моделей определяются по методу Бокса-Хилла. Порядок проведения дискриминантного анализа следующий. I. Оцениваются параметры всех предложенных моделей с помощью линейной или нелинейной регрессии, а также дисперсии Ьр где і ь - число повторных измерении, fil - истинные значения, М - вычисленные значения по Z -й модели. 2. Для (П + 1)-го значения априорные вероятности либо вычисляются, либо ими задаются, исходя из эвристических соображений. Априорные вероятности (П + 1)-то опыта являются апостериорными вероятностями для П -го опыта. По теореме Байеса апостериорная вероятность вычисляется по где vz - априорная вероятность, относящаяся к Z -й моде D1 )СТИ г ли, если начальные вероятности Гт, неизвестны, то их прини мают равными l/t ; гг - плотность распределения вероятности для Ъ -й модели, вычисляется по формуле
Графический способ определения оптимального соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растввре
Результатами экспериментов был выявлен оптимальный интервал изменения соотношения количеств утяжелителя и глины в буровом растворе.Он представлен в виде графической зависимости обобщенного критерия Sc от коэффициента G рис.412.Такую зависимость однако трудно использовать для практических целей.С целью использования полученных результатов в промысловых условиях нами была построена номограмма 4.14.
Номограмма представлена в виде трех взаимосвязанных графиков А,Б и С. График А представляет собой ряд наклонных прямых, соответствующих плотности утяжелителя от 3900 до 4500 кг/м3, построенных в координатах; плотность твердой фазы (ось абсцисс) и концентрация барита в буровом растворе (ось ординат). График Б представляет собой ряд наклонных прямых, соответствующих плотности бурового раствора от 1200 до 2000 кг/м3, построенных в координатах: содержание утяжелителя в буровом растворе (ось ординат), плотность бурового раствора (ось абсцисс). График С - представлен в виде наклонных кривых, показывающих новые координаты любой точки после разбавления раствора водой с целью уменьшения его плотности (ниже кривые разбавления) и наклонных прямых, соответствующих плотности бурового раствора от 1200 до 2000 кг/м3, построенных в координатах: содержание барита в растворе от 0,2 до 1,68 т/м3 (ось абсцисс), содержание глины в растворе от 0,1 до 0,6 т/м3 или плотность глинистого раствора, состоящего из глины и воды от 1100 до 14-00 кг/м3 (ось ординат). На графике С показана оптимальная зона (а,б,в,г,д,е) содержания барита и глины в буровом растворе.
Исходными данными для использования номограммы являются: плотность твердой фазы Pr p , плотность утяжелителя Рут , плотность сухой глины Р и плотность бурового раствора р- .Кроме 0 , все остальные данные приводятся в справочниках. J т.ф
Плотность твердой фазы можно определить по следующему экспресс-методу: предварительно вымытый и просушенный стакан взвешивают В_, наливают 100 см3 бурового раствора и вновь взвешива-ют Bj. Стакан ставят в сушильный шкаф и высушивают до постоянной массы при температуре Ю5С. После охлаждения определяют массу стакана с твердым остатком В . Разность Bj-B-p равна массе выпарившейся воды В , тогда Ю0-Вв дает объем сухой твердой фазы в 100 м3 раствора CL , Следовательно, Ртт = — "" "с кг/м3.
Рассмотрим пример определения оптимального соотношения барита и глины в растворе при следующих исходных данных:плотность бурового раствора 1600 кг/м3, плотность утяжелителя 4100 кг/м3 и плотность сухой глины 2800 кг/м3.
В начале по предлагаемому эксперсс-методу определяем плотность твердой фазы. Находим, что Ртср = 3850 кг/м3.Из точки на оси абсцисс, соответствующей найденной J . , восстанавливаем перпендикуляр на линию,соответствующую Р = 4100 кг/м3.Затем из точки пересечения проводим горизонтальную линию,соответствующую Р =1600 кг/м3 на графике Б. Из точки пересечения опускаем перпендикулярную линию на ось абсцисс и определяем, что количество барита равно 0,785 т/м3. Затем продолжаем перпендикуляр до пересечения с линией, соответствующей плотности бурового раствора (график С). Из этой точки проводим горизонталь до пересечения с осью ординат графика С и определяем, что количество глины равно 0,22 т/м8. Таким образом, координаты точки пересечения содержат барита и глины находятся над оптимальной областью. Это значит, что соотношение между компонентами твердой фазы не оптимально. Для его оптимизации увеличить количество глины от 0,22 до 0,26 т/м3. Однако, при этом рр увеличивалась с 1600 до 1620 кг/м3. Чтобы снизить её, необходимо разбавлять раствор водой. Количество воды VB , необходимое для этой цели, определяется по следующей формуле:где Vfr.p-- объем раствора, подлежащего разбавлению, м3,jV.p.- исходная плотность, которую нужно уменьшить, кг/м3, Рг - требуемая плотность, кг/м3 и оказалось равным 0,033 м3/м3.
После этого координаты переносятся на линию, соответствующую Р&.р = I601-1 кг/м3, параллельно кривым разбавления. Новый раствор содержит 0,73 т/м3 барита и 0,24 т/м3 глины.
Таким образом, разработанная номограмма дает возможность определять количество утяжелителя и глины в растворе и в любой момент времени регулировать соотношение между ними с целью уменьшения сил трения и повышения прочности фильтрационной корки.
Результаты лабораторных и стендовых исследований по определению оптимальных значений водородного показателя и соотношений количеств утяжелителя и глины в буровом растворе, а также по выбору реагента-стабилизатора, были впервые опробованы и внедрены на скв.386,389,4-29,4-50 площадей Сангачалы-море и Дуван-ный-море объединения "Каспморнефтегазпром" за период 1980-1983гг.
Известно, что конечный результат внедрения комплекса технологических мероприятий по уменьшению сил сопротивлений и предотвращению связанных с ним осложнений, определяется увеличением механической и коммерческом скоростей и уменьшением времени,затраченного на ликвидацию осложнений и аварий. Результирующая эффективность может быть оценена по влиянию разработанных мероприятий на общую стоимость строительства скважин.
Данные исследования влияния реагентов-стабилизаторов (Г1 глава) на силы трения, утверждающие преимущество тилозы над другими понизителями водоотдачи, были применены при бурении скважин 386, 389 на площади Сангачалы-море. Геологический разрез этих скважин представлен глинами, песчаниками, алевролитами и слоистыми глинами с прослойками песка. Конструкция скважин: 42б-мм кондуктор на глубине 200 м; 299-мм техническая колонна - 2628 м; хвостовик диаметром 219 мм - от 2473 до 4194 м и комбинированная эксплуатационная колонна диаметром 146x168 мм - 4580 м.В качестве реагента-стабилизатора использовали тилозу взамен КМЦ и серогеля. Ввод понизителя водоотдачи начали с глубины
