Раздел 7. Промывочные жидкости для строительства скважин (стр. 12 )

Цилиндр с разбавленной водой промывочной жидкостью закрыть при­тертой пробкой, энергично взболтать в течение 1 мин и оставить в покое на некоторое время.

После опадения пены определить объем жидкости в цилиндре Vж и вы­числить объемное процентное содержание газа по следующей формуле:

где Vж - объем жидкости в цилиндре после удаления газа, см3;

250 - суммар­ный объем жидкости и газа, см3;

2 - множитель для получения результата в процентах.

7.4.8. Определение объемной концентрации в промывочной жидкости твердой фазы и частиц коллоидных размеров

Механическая скорость бурения в значи­тельной степени зависит от величины дифференциального давления, опреде­ляемой разностью между гидродинамическим давлением промывочной жид­кости на забой скважины и поровым (пластовым) давлением. При этом на величину дифференциального давления преимущественное влияние оказывает плотность промывочной жидкости.

Однако промывочные жидкости с одной и той же плотностью могут со­держать разное количество твердой фазы. Объемная концентрация твердой фазы и степень ее дис­персности оказывают на механическую скорость бурения не менее значи­мое влияние, чем дифференциальное давление. Это влияние обусловлено об­разованием на забое фильтрационной корки, проницаемость которой по мере роста объемной концентрации и степени дисперсности твердой фазы снижа­ется, что препятствует выравниванию давлений в скважине и в порах горных пород (трещине отрыва) и затрудняет тем самым удаление выбуренных час­тиц с забоя скважины.

Наибольшее негативное влияние на vмех объемной концентрации глины объясняется высокой степенью ее дисперсности, т. е. высокой концентрацией в ней частиц коллоидных размеров (менее 2 мкм), которые, главным обра­зом, и обусловливают низкую проницаемость образующейся на забое фильтрационной корки.

В этой связи в соответствии с рекомендациями ВНИИКРнефти объемное содержание частиц коллоидных размеров (Ск, %) в неутяжеленной промы­вочной жидкости с r< 1200 кг/м не должно превышать 2-3 %.

Концентрация в промывочной жидкости той или иной твердой фазы и других компонентов может быть определена с помощью установки ТФН-1.

Установка ТФН-1 состоит из следующих основных узлов: нагреватель­ного устройства, конденсатора, испарителя и измерительного цилиндра. Все основные узлы и детали установки расположены внутри металлического корпуса, имеющего откидную крышку.

Нагревательное устройство (рис. 7.16) включает в себя электронагрева­тель 1 и термостат 2. Конденсатор представляет собой цилиндр 3, наполнен­ный теплопоглощающим материалом 4. Внутри цилиндра расположена труб­ка 5, на верхнем конце которой приварена крышка 6, к которой крепится ис­паритель.

Испаритель (рис. 7.17) состоит из нижней камеры 1, верхней камеры 2, калибровочной крышки 3 и фильтра 4.

Измерительный цилиндр объемом 10 см3 имеет шкалу с ценой деления 0,2 см3. Нагрев пробы промывочной жидкости в нижней камере испарителя производится теплом корпуса термостата, который в свою очередь нагревается от электронагревателя. Пары жидкой фазы промывочной жидкости через верх­нюю камеру испарителя и фильтр попадают в дренажную трубку, проходят конденсатор и в виде капель стекают в измерительный цилиндр. Разделение конденсата в измерительном цилиндре на составные части (вода и углеводо­родная жидкость) происходит за счет различных значений их плотности.

Техническая характеристика ТФН-1:

Объем выпариваемой пробы промывочной жидкости, см3.................. 10

Температура нагрева промывочной жидкости, °С.......................450 ± 50

Продолжительность анализа, мин...........................................не более 60

Основная приведенная погрешность определения

концентрации твердой и жидкой фаз, %................................... не более 4

Электрическое питание установки

напряжением 220 ± 45 В................................…………...переменный ток

Порядок работы. Взвешиванием определить общую массу (m1) предварительно очищен­ных от пыли и грязи деталей испарителя (нижняя камера, калибровочная крышка, верхняя камера и фильтр).

Заполнить промывочной жидкостью нижнюю камеру испарителя, за­крыть ее калибровочной крышкой, соединить с верхней камерой и фильтром, после чего определить массу испарителя вместе с исследуемой промывочной жидкостью (m2).

Испаритель соединить с конденсатором; гаечными ключами затянуть все резьбовые соединения, прикладывая момент 20 - 40 Н·м; вставить испаритель в гнездо термостата; против сливного отверстия конденсатора установить измерительный цилиндр.

Закрыть откидную крышку и включить установку в сеть. Начало нагрева установки контролируется по загоранию сигнальной лампочки на передней панели.

После прекращения выпадания капель конденсата в измерительный цилиндр, что свидетельствует об окончании анализа, отключить установку от сети.

Открыть откидную крышку, извлечь испаритель с конденсатором и уста­новить их в специальной подставке для охлаждения (температура испарителя перед разборкой и взвешиванием должна быть не выше 50 °С).

Определить полученные в измерительном цилиндре конденсатные объе­мы воды Vb и углеводородной жидкости (нефти, эмульсионного концентрата и др.) Vh с точностью до 0,1 см3.

Охлажденный испаритель отсоединить от конденсатора и взвесить (т3). По приведенным ниже формулам рассчитать плотность анализируемой промывочной жидкости; объем, плотность и объемную концентрацию всей твердой фазы и отдельных ее составляющих, а также объемную концентра­цию в промывочной жидкости водорастворимых солей

где m1, m2, m3, - масса соответственно пустого испарителя, испарителя с про­бой промывочной жидкости и испарителя с твердой фазой, г;

r, rф, rг, rу, rт - плотность соответственно промывочной жидкости, ее фильтрата, глины, утяжелителя и твердой фазы в целом, г/см3;

Сг, Су, Ст, СН, Сс - объемная кон­центрация в промывочной жидкости соответственно глины, утяжелителя, твердой фазы в целом, нефти (углеводородной жидкости) и соли, %;

VТ, Vc - объем соответственно твердой фазы и соли в пробе промывочной жидкости, см ;

Vв, VН - конденсатный объем соответственно воды и нефти (углеводо­родной жидкости) в измерительном цилиндре, см3.

Если rф = 1 г/см3; rт »2,65 г/см3 и VН= 0, то водорастворимые соли, утяжелитель и нефть (углеводородная жидкость) в исследуемой промывоч­ной жидкости отсутствуют.

7.4.8. Состав твердой, жидкой и газообразной фаз

Расчет содержания твердой фазы, утяжелителя, соли, объемные проценты нефти, воды позволяет определить ретортный анализ.

При применении реторты объемные проценты жидкости (нефти и воды) необходимо рассчитать:

Ф (нефть) - объемные проценты = V см3 х 10

Ф (вода) - объемные проценты = V см3 х 10

Ф (тв. ф.) - объемные проценты = 100 - общая сумма жидкостей.

Расчет содержания твердой фазы в неутяжеленных буровых растворах

Для расчета твердых частиц в неутяжеленных буровых растворах необходимо иметь следующие результаты анализа: плотность, содержание хлоридов, результаты разгонки на реторте (% содержание воды, нефти, твердой фазы) и содержание бентонитовых частиц, определенное методом титрования метиленовой сини. Если содержание хлоридов в растворе более 10000 мг/л, рассчитайте объемные проценты соли, пользуясь номограммой на рис. 7.18 или нижеуказанным расчетом.

Объемные проценты соли, Ф (соли), в буровом растворе рассчитываются по формуле:

где Ф(соли) - объемный процент соли;

Ф(воды) - объемный процент воды из реторты;

мг/л Cl - концентрация хлоридов, мг/л.

Расчет концентрации соли в буровом растворе производится по формуле:

Соль, кг/м3 = 2,853 [Ф(воды) + Ф(соли)] + 0,058

Количество частиц с низким удельным весом рассчитывается по формуле:

LSGS, кг/куб. м = 2,853 × {68,25 × [D – 8,33 (1 - )+

+1,33]-(0,375 × S)

где D - плотность бурового раствора, фунт/галлон;

Ф (нефти) - объемный процент нефти, рассчитанный выше;

S - концентрация нефти в буровом растворе, фунт/баррель.

Количество выбуренных частиц подсчитывается приблизительно:

DS, кг/м3 = LSGS - МВТ

где LSGS - количество частиц с малой плотностью;

МВТ - количество глинистых частиц, определенных методом адсорбции метиленовой сини.

Если буровой раствор содержит барит, то есть является утяжеленным. расчеты производятся следующим образом:

Сначала определяют объемный процент соли Ф (соли) по формуле:

Следующей рассчитывают концентрацию соли в буровом растворе по формуле:

Соль, кг/м3 = [Ф(воды) + Ф(соли)] + 0,058 × 2,853

Затем вычисляют общее количество нерастворенных частиц в буровом растворе:

Тв. ф., кг/м3 = {(42×D) - [(3×Ф(нефти)+(3,5×Ф(воды)+S]}×2,853

где: D - плотность раствора, фунт/галлон;

Ф(нефти) - объемный процент нефти (ретортный);

Ф(воды) - объемный процент воды (ретортный);