Практическое занятие №4 Расчеты при изменении плотности бурового раствора.

4.1. Материалы для повышения плотности

Статическое давление, создаваемое буровым раствором на стенки скважины, должно быть несколько больше пластового давления, для того, чтобы предотвратить газонефтепроявления (исключение составляет бурение при сбалансированном давлении, которое подробно дается в курсе лекций).

В то же время, давление бурового раствора не должно превышать давления поглощения или разрыва пластов, ибо в противном случае неизбежно возникновение поглощения. Это условие можно выразить следующим образом:

К_n > ρ_о > К_а , (4.1)

где ρ_о - относительная плотность бурового раствора, равная отношению плотности этого раствора к плотности пресной воды.

Плотность, часто являющаяся определяющим фактором при выборе циркуляционного агента, может колебаться от плотности воздуха до плотности, более чем 2,5 раза превышающей плотность воды.

Для повышения плотности буровых растворов пригодны различные мелко измельченные твердые материалы (табл.4.1).

Таблица 4.1 - Материалы, используемые для повышения плотности буровых растворов

Материал	Главный компонент	Плотность, кг/м3	Твердость по шкале Мооса
Галанит	PbS	7400-7700	2,5-2,7
Гепатит	Fe203	4900-5300	5,5-6,5
Магнетит	Fe304	5000-5200	5,5-6,5
Оксид железа (искусственный)	Fe203	4700	-
Ильменит	PeОТЮ2	4500-5100	5-6
Сидерит	FeCO3	3700-3900	3,5-4,0
Целестит	rSO4	3700-3900	3,0-3,5
Кальцит	CaCO3	2600-2800	3,0
Мел	-	2500-2700	3,0

Совершенно ясно, что плотность утяжелителя имеет определяющее значение при его выборе, особенно для буровых растворов очень высокой плотности. Часть объема, которую занимает добавляемое твердое вещество, является одним из главных факторов, ограничивающих его использование. На рис.2 показано влияние плотности утяжеляющего материала на его содержание в утяжеленных растворах. Например, для получения плотности бурового раствора 2250 кг/м³ объемная доля утяжелителя плотностью 4200 кг/м³ должна составить 39,5% по сравнению с 30% при использовании утяжелителя плотностью 5200 кг/м³.

На выбор вещества в качестве утяжелителя помимо химической инертности и плотности, влияет еще ряд факторов. Прежде всего требуется, чтобы это вещество имелось в больших количествах. Оно должно легко измельчатся до нужного гранулометрического состава и быть сравнительно неабразивным, а также иметь умеренную стоимость, не причинять вреда буровой бригаде и окружающей среде. С учетом всех этих факторов для повышения плотности буровых растворов в США стали пользоваться исключительно баритом.

Буровые растворы, приготовленные из наиболее распространенных глин, имеют плотность 1150 – 1250 кг/м³ . Если использовать бентониты, то можно приготовить раствор с плотностью 1050 ÷1080 кг/м³. В объединении «Татнефть» для приготовления растворов используют грубодисперсную «комовую» биклянскую глину. Глины некоторых типов (нефтеабатская в Средней Азии, лепрозорская в Краснодарском крае, чесноковская в Оренбургской области и др.) обеспечивают получение бурового раствора плотностью 1400÷ 1450 кг/м³ без применения специальных утяжелителей. В остальных случаях, когда необходим раствор с более высокой плотностью, используют добавки инертных порошкообразных материалов – утяжелителей. Однако, нужно помнить, что основное назначение глины – создание структурно – механических свойств. Причем нужно подбирать компоненты бурового раствора таким образом, чтобы получить минимальное содержание твердой фазы.

Утяжелители, используемые в нефтяной и газовой промышленности, в зависимости от плотности подразделяют на три группы.

Первая группа – ρ = 3000 кг/м³. К ней относятся материалы низкой плотности (2600÷2900 кг/м³⁾ со сравнительно невысокой гидрофильностью. Это малоколлоидные глины, мергели, мел, известняки и др. Вследствие инертности они могут быть введены в раствор в больших количествах, чем глины плотностью до 1700 кг/м³, но при этом получается высокое содержание твердой фазы, что отрицательно сказывается на эффективности бурения, регулируемости параметров растворов и приводит к перерасходу химических реагентов. На практике с помощью утяжелителей этой группы увеличивают плотность раствора до 1400÷ 1500 кг/м³ при нормальных остальных параметрах. Как показал опыт, выгоднее даже при небольшом утяжелении добавлять небольшие количества высококачественного утяжелителя, чем большое количество низкосортного или малоколлоидные глины.

Вторая группа – ρ= 3800÷5000 кг/м³ . К ней относятся барит и железистые утяжелители. Барит (ВаSО₄) – минерал белого цвета, который в чистом виде (без примесей) имеет плотность 4480 кг/м³, невысокую твердость (3÷ 3,5 по шкале Мооса) и малую абразивность. В нашей стране применяют преимущественно баритовые концентраты производства обогатительных фабрик цветной металлургии и в небольшом количестве баритовые руды. Качество флотационных баритовых концентратов ниже, чем жильного барита или барита, получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд. Это объясняется тем, что во флотационном барите содержатся вредные примеси флотореагентов, ухудшающие смачивание его в буровом растворе и вспенивающие раствор, а также водорастворимые соли, тонкодисперсные и глинистые частицы.

Гематит (Fе₂О₃) – один из главных железных руд вишнево – красного цвета. Плотность его до 5300 кг/м³ (без примесей), твердость высокая (5,5÷ 6,0 по шкале Мооса) и высокая абразивность. Применение его ограничено.

Магнетит (FеО · Fе₂О₃) – представляет собой двойной окисел с содержанием FеО до 31%. Он мало отличается от гематита по твердости и плотности, но обладает магнитными свойствами. Применение магнетита ограничено.

Третья группа -ρ = 6000÷ 7000 кг/м³ и более. К ним относятся ферромарганец, феррофосфор, ферросилиций, но они не получили применения из-за гидротермического разложения железных сплавов с образованием токсичных и взрывчатых продуктов.

Высокие степени утяжеления обеспечивают концентраты свинцовых руд, а также железисто – мышьяковые руды, при добавлении которых можно получить раствор плотностью 3800 кг/м³. Вводить эти утяжелители следует в раствор плотностью 2200 кг/м³ и выше. В ряде районов при бурении скважин, а также при ликвидации нефтегазоводопроявлений необходимы буровые растворы плотностью 2700 ÷3000 кг/м³.

Плотность бурового раствора.

Плотность бурового раствора ρ_m определяется как отношение массы данной пробы бурового раствора к его объему. Плотность зависит от количества твердой фазы в буровом растворе. Плотность бурового раствора можно определить по формуле:

ρ_m = (М_ω+ М_ѕ) / V_ω+V_s , (4.2)

где М_ω, М_s – масса воды (или нефти) и твердой фазы соответственно;

V_ω, V_s - объем воды (или нефти) и твердой фазы.

В большинстве случаев ставится задача увеличить или уменьшить плотность бурового раствора. Плотность можно увеличить, добавив твердую фазу, а уменьшить, разбавив его водой, дизельным топливом или путем аэрирования бурового раствора.