lsrv параметр бурового раствора что это
Petroleum Engineers
Вы здесь
Вопрос к специалистам по буровым растворам
Здравствуйте!
Нужна консультация. К нам на скважину приезжает супервайзер. Записывает параметры бурового раствора. Затем делит значение пластической вязкости на значение ДНС. Если получается 0,01 и меньше, то вопросов не возникает, если получается 0,1, то просит привести раствор в порядок, хотя все параметры в рамках проекта. Раствор полимерный хлоркалиевый.
Подскажите, что это он такое делает? Я вообще не вижу логики данных вычислений, но может кто то сталкивался. Заранее большое спасибо!
Перенаправил ваш вопрос знакомому «растворщику», посмотрим что ответит.
Нашел только обратную величину: Коэффициент пластичности бурового раствора
Чем больше отношение динамического сопротивления сдвига к пластической вязкости или меньше показатель неньютоновского поведения жидкости, тем значительнее «сплющена» эпюра скоростей и выше при данной средней скорости выносящая способность бурового раствора.
Суть оптимизации промывки состоит в том, чтобы подобрать скорость циркуляции и показатели реологических свойств бурового раствора, при которых обеспечивается максимальная гидравлическая мощность на долоте в пределах «рабочего окна» диаграммы напряжение сдвига — скорость сдвига.
Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.
Большое спасибо, Rasty. Полезная информация. А не могли бы Вы дать ссылку на источник информации?
вот в этом файле посмотри
страница 27-32 по теме
Нашел только обратную величину: Коэффициент пластичности бурового раствора
Чем больше отношение динамического сопротивления сдвига к пластической вязкости или меньше показатель неньютоновского поведения жидкости, тем значительнее «сплющена» эпюра скоростей и выше при данной средней скорости выносящая способность бурового раствора.
Суть оптимизации промывки состоит в том, чтобы подобрать скорость циркуляции и показатели реологических свойств бурового раствора, при которых обеспечивается максимальная гидравлическая мощность на долоте в пределах «рабочего окна» диаграммы напряжение сдвига — скорость сдвига.
Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.
а в чем суть?
Т.е. ДНС должно быть как можно меньше, а ПВ больше?
Так?
Нет. Не так, наоборот. Желательно иметь низкие значения ПВ. При ДНС=40 и ПВ=10 коэффициент =4, при ДНС=40 и ПВ=15 коэффициент =2,6. А если ДНС будет меньше 40, то коэффициент станет еще ниже.
По моему неплохая тема ))) Может поделимся различными проблемами и путями решения оных.
Вот к примеру до сих пор неясно, при extended reach drilling, угол > 30, грят что высоковязкие пачки бесполезны, лучше тупо увеличить, при возможности, обороты инструмента и поднять LSRV.
Параметры буровых растворов
В зависимости от горно-геологических условий бурения к показателям буровых растворов предъявляются различные требования, предусмотренные геолого-техническим нарядом. Для оценки показателей буровых растворов используются доступные общепринятые методы и стандартные приборы. Определен комплекс показателей, которые необходимо измерять при бурении любых скважин. Он включает измерение плотности, показателя фильтрации, условной вязкости, статического напряжения сдвига СНС и водородного показателя pH.
Состояние бурового раствора в процессе бурения контролируют непосредственно на буровой измерением обязательных показателей проб, отобранных при циркуляции вблизи устья скважины, т. е. до очистных устройств, до того как жидкость прошла очистку и дегазацию.
Это давление называется гидростатическим и в любой точке скважины определяется уравнением
Для измерения плотности бурового раствора применяют ареометр АГ-ЗПП, который состоит из мерного стакана, который крепится к поплавку со стержнем. На стрежне имеются две шкалы измерения плотности: для измерения плотности от 0,9 до 1,7 гр/см 3 на мерный стакан навинчивается грузик, а при измерении от 1,6 до 2,4 гр/см 3 грузик снимается. Ареометр поставляют в комплекте с ведерком и крышкой для наполнения ведерка раствором.
гидравлическое сопротивление течению, измеряется в секундах временем свободного истечения определенного объема бурового раствора через вертикальную трубку. По мере увеличения условной вязкости возникают гидравлические сопротивления, ухудшаются условия очистки забоя от выбуренной породы, затрудняется перенос энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляется интенсивность размыва породы на забое скважины. Величина вязкости зависит от размера и формы используемого прибора.
Вискозиметр полевой ВП-5 представляет собой металлическую воронку, вмещающую 700 мл раствора. В её нижней части находится трубка диаметром 5 мм. В верхней части размещена проволочная сетка с отверстиями 1,5 мм. В комплекте имеется кружка, разделенная на две емкости вместимостью 200 и 500 мл.
Перед измерением воронку и кружку следует промыть водой, закрыть конец трубки пальцем и измерительной кружкой залить в воронку 700 мл бурового раствора, отобранного из циркуляционного желоба. После этого измерительную кружку моют и подставляют под воронку таким образом, чтобы наполняемость кружки составляла 500 мл. Открывая отверстие трубки, одновременно включают секундомер. Секундомер выключают в тот момент, когда кружка наполняется до краев, или в момент прекращения течения жидкости. В последнем случае вязкость определяется как «не течет».
Точность вискозиметра периодически следует проверять. Вискозиметр пригодный для измерения обеспечивает истечение воды в объеме 500 мл из воронки наполненной 700 мл воды за 15±0,5 с.
За показатель фильтрации принимают количество жидкости, отфильтровавшейся через круглый бумажный фильтр диаметром 75 мм за 30 мин при перепаде давления в 0,1 МПа и комнатной температуре. Для определения показателя фильтрации или водоотдачи применяют прибор ВМ-6.
В этом приборе избыточное давление в фильтрационной камере, равное 0,1 МПа, создается массой плунжера. Прибор состоит из фильтрационного стакана, напорного цилиндра с плунжером и кронштейна. Раствор помещают в фильтрационный стакан, на дне которого выкладывают бумажный смоченный водой фильтр. Давление на раствор осуществляется плунжером через масло, которым заполняется напорный цилиндр. В результате происходит фильтрование воды через фильтр и отверстия в дне фильтрационной камеры, плунжер опускается вдоль цилиндра, что и позволяет по положению плунжера относительно мерной шкалы определять значения показателя фильтрации, измеряемые в см 3 за 30 мин.
Статическое напряжение сдвига определяют только у растворов имеющих структуру, например, глинистых растворов и растворов из полимеров.
Для определения статического напряжения сдвига применяют прибор СНС-2. В данном приборе измеряется угол закручивания стальной нити, на которой подвешен цилиндр, помещаемый в емкость с буровым раствором. Измерения производят через одну и десять минут после начала вращения емкости с буровым раствором.
отношении. Для определения концентрации примесей используют специальные отстойники типа ОМ-2.
Обоснование реологической модели утяжеленных буровых растворов на углеводородной основе для гидравлических расчетов
В последние годы отечественные сервисные компании освоили и стали широко использовать на практике эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе (далее РУО).
В последние годы отечественные сервисные компании освоили и стали широко использовать на практике эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе (далее РУО).
Несмотря на наличие всех необходимых компонентов таких систем в России, несмотря на наработанный опыт эксплуатации углеводородных буровых растворов малой и средней плотности, подробная информация о физико-химических и реологических параметрах утяжеленных РУО отсутствует.
Особенно важны знания о реологическом поведении утяжеленных РУО, так как на основании этой информации проводятся расчеты гидравлических потерь при промывке скважин.
А вязкость и плотность утяжеленных РУО таковы, что уже несущественные изменения режима промывки, либо несущественные превышения скорости спускоподъёмных операций (далее СПО) способны вызывать гидравлические разрывы пластов, нефегазоводопроявления, либо вовсе остановку прокачки из-за отсутствия достаточной гидравлической мощности.
Имея схожую ситуацию с буровым раствором EWO DrillTM компании ПетроИнжиниринг, нами была сформулирована цель исследования: изучить реологического поведение утяжеленного РУО EWO DrillTM и предложить наиболее точную модель для расчета гидравлических потерь при промывке скважин.
Важной для разработки буровых растворов особенностью геологического строения таких объектов в интервале бурения под горизонтальный хвостовик является:
— практически горизонтальное залегание пластов, что говорит о наличии острого угла между плоскостью напластования и осью скважины в горизонтальном участке;
— высокое значение коэффициента кавернозности (до 1,4), что говорит о потенциально возможных осложнениях, связанных с обрушением горной породы в скважину, высокой вероятностью прихватов бурильного инструмента и обсадной колонны;
— аномально высокие давления в юрских продуктивных пластах (коэффициент аномальности до 1,3), вызванные активным использованием технологий поддержания пластового давления для интенсификации отборов;
— нормальный градиент пластового давления в надпродуктивных толщах кайнозойского возраста, представленных чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов.
В таких условиях при проектировании системы бурового раствора важное внимание должно быть уделено предотвращению поглощений бурового раствора надпродуктивными кайнозойскими горными породами, предотвращению осложнений, связанных с дифференциальными прихватами бурильного инструмента и обсадных колонн, с возможными проявлениями при СПО.
Не взирая на недостатки, связанные со стоимостью раствора и мерами безопасности при обращении с ним, в целом применение РУО на таких объектах позволило снизить аварийность и сократить сроки строительства скважин. В то же время, при проводке горизонтальных скважин с большой протяженностью ствола возникли новые проблемы, связанные с особенностями промывки скважины утяжеленными и, следовательно, высоковязкими буровыми растворами.
Для экспериментального изучения был взят буровой раствор компании ПетроИнжиниринг с торговым наименованием EWO Drill™. Для технологов буровой и сервисных инженеров по буровым растворам, применяющим этот буровой раствор более 4 лет, актуальной является задача управляемого снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины. Задача может быть решена лишь после детального изучения реологического поведения бурового раствора и проведения адекватных установленной реологической модели расчетов потерь давления.
По данным сервисной компании ПетроИнжиниринг, общие сведения о буровом растворе EWO Drill™ следующие. EWO Drill™ представляет собой обратную эмульсию водного раствора солей в минеральном масле. В зависимости от требуемых плотности и вязкости бурового раствора, при приготовлении могут использоваться различные соли и типы масел. Экологичность раствора обеспечивается использованием чистых синтетических масел, не содержащих ароматических соединений.
Разработанная в ПетроИнжинириг программная рецептура бурового раствора представлена минеральным маслом (70-80 % об.), водным раствором хлорида кальция (20-30% об.), органофильным глинопрошком EWO Gel, первичным эмульгатором обратной эмульсии EWO Mul, известью для регулирования рН водной фазы и управления эмульгируемостью, модификатором вязкости EWO Mod, понизителем фильтрации EWO Block (при необходимости), маслосмачивающим агентом для кондиционирования раствора EWO Wet (при необходимости) и баритом для создания необходимой плотности. Содержание мраморной крошки определяется с использованием программного продукта MarCS Engineer® (НИИЦ Недра-тест, Москва).
В лабораторных условиях в целом придерживались заданного регламентом на буровой раствор порядка приготовления раствора. Последовательность ввода реагентов не изменялась. Эмульгирование проводили в стальных стаканах с использованием высокооборотной мешалки (10000-27 000 об/мин) Hamilton Beach HMD-400. Усреднение раствора после ввода всех компонентов проводили на верхнеприводной мешалке пропеллерного типа Daihan Scientific HS-100D при скорости вращения вала 2000 об/мин. Приготовленные растворы в лаборатории хранили в плотно закрытой таре, без контакта с воздухом. Общее время хранения каждой порции приготовленного раствора не превышало одной недели. За время хранения не наблюдали расслаивание эмульсии, каких-либо изменений цвета и запаха. Измерения характеристик бурового раствора проводили через сутки после приготовления. Термообработку бурового раствора проводили в специализированных ячейках высокого давления из нержавеющих сплавов. Герметичные ячейки с буровым раствором помещали в вальцовую печь OFITE, где ячейки вращались при заданной в эксперименте температуре в течение 16 часов. По окончании термообработки ячейки вынимали из печи, устанавливали вертикально на поверхности стола, на воздухе. Остывание ячеек происходило естественным образом в среднем за 2-4 ч до комнатной температуры (порядка 24-26ºС). После открывания ячеек визуально оценивали расслаивание эмульсии, наличие осадка барита на дне ячейки. Убедившись в визуальной однородности эмульсии, проводили перемешивание на верхнеприводной мешалке и измерения параметров бурового раствора по методикам ISO 10414-2 [7].
В ходе многочисленных экспериментов была отработана седиментационно стабильная рецептура, устраивающая заказчика по всем физико-химическим параметрам (табл. 1). Результаты определения параметров раствора EWO DrillTM по указанной рецептуре приведены в табл. 2. Как видно из полученных экспериментальных данных, удалось добиться невысоких значений вязкости, при этом снижение вязкости с ростом температуры оказывается несущественным, что при бурении будет проявляться в однородности реологического поведения раствора по стволу скважины.
Однородность раствора важна с технологической точки зрения, так как только при наличии однородности свойств технологи могут надежно прогнозировать режимы промывки, гидравлические потери и другие параметры скважины по результатам замеров исключительно поверхностных охлажденных проб бурового раствора. Показатель фильтрации рецептуры низкий.
Напряжения пробоя, характеризующие стабильность созданной эмульсии, высоки и в необработанном растворе превышают 1000 В. Вязкость при низких скоростях сдвига растворов достаточно высока для обеспечения нормального выноса шлама.
Таблица 1. Рецептура бурового раствора EWO DrillTM
Управление свойствами инвертно-эмульсионного бурового раствора
Control over properties of invert-emulsion drilling mud
G. ISHBAEV, M. DIL’MIEV, A. KHRISTENKO, O. MAMAEVA, A.MAKHMUTSHINA, «BURINTECH» SPE LLC
Результаты исследований испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» по устойчивости раствора на углеводородной основе (РУО) к загрязнению глинистым шламом и пластовой водой и рекомендации по определению устойчивости инвертной эмульсии к загрязнению твердой фазой.
«BURINTECH» SPE LLC’s drilling mud test laboratory’s survey results about oil-base mud’s resistance against contamination by clayish slush and bed fluid and recommendations for determining of invert emulsion’s resistance against contamination by solid phase.
Традиционно в инвертно-эмульсионных буровых растворах определяются основные параметры, такие как плотность, электростабильность, реологические свойства и фильтрация при высоком давлении и высокой температуре. Дополнительно могут также оцениваться химический состав водной фазы и ее активность, содержание и состав твердой фазы, анилиновая точка углеводородной среды. Однако существуют и другие параметры, которые, по мнению некоторых авторов, представляют меньший практический интерес [1].
При бурении скважины буровой раствор подвержен различного рода загрязнениям: попаданию пластовой воды, наработке глины, загрязнению цементом, влиянию карбонатной и бикарбонатной агрессии, сероводорода.
Поскольку считается, что инвертная эмульсия инертна к карбонатной и бикарбонатной агрессии и не подвержена воздействию сероводорода, то исследование влияния наработки глины и загрязнения пластовой водой, на наш взгляд, заслуживают внимания, и мало рассмотрены в литературе.
Поэтому специалистами испытательной лаборатории буровых растворов ООО НПП «БУРИНТЕХ» были проведены исследования устойчивости раствора на углеводородной основе (РУО) к загрязнению глинистым шламом и пластовой водой.
Устойчивость эмульсии к загрязнению глинистым шламом характеризуется глиноемкостью. Глиноемкость обратных эмульсий – параметр, характеризующий устойчивость системы бурового раствора к обращению фаз при попадании в нее мелкодисперсной выбуренной породы. Обращение фаз регистрируется визуально по резкому загущению системы или по значениям электростабильности, равным нулю [1].
Целью данного исследования являлись определение глиноемкости эмульсии и разработка рекомендаций по определению устойчивости инвертной эмульсии к загрязнению твердой фазой. Для проведения экспериментов выбран раствор на углеводородной основе с водонефтяным соотношением 80:20, наиболее часто применяемый в практике бурения. Состав раствора представлен в табл. 1.
Модификаторы реологии и трения для руо: тонкий «тюнинг» бурового раствора на углеводородной основе для бурения сложных скважин или зачем смазке смазка
RHEOLOGY AND FRICTION MODIFICATORS FOR OBM: Fine «TUNING» OF oil BASED mud FOR DRILLING DIFFICULT WELLS OR WHY LUBRICATE LUBRICANT
SHIROKOV M.N.1
1 «Cloto»
Arkhangelsk, 163012,
Russian Federation
Для решения проблем, связанных с реологией бурового раствора, необходимо использовать специальную добавку – модификатор реологии. Особенно важно снизить зависимость реологических свойств от температуры. Применение модификатора реологии «РЕОМОД® Жидкий» позволяет получать оптимальные значения LYSP – реологии при низких скоростях сдвига; формировать плоский реологический профиль для минимизации негативного воздействия разницы давлений на стабильность скважины; снижать зависимость реологических параметров от температуры.
МОДИФИКАТОРЫ РЕОЛОГИИ
Бурение нефтегазовых скважин часто проходит в широком диапазоне температур – от самых низких на поверхности до 200 °С и более на забое скважины.
Повышение реологических параметров при охлаждении традиционных буровых растворов на углеводородной основе в верхних интервалах скважины приводит к увеличению эквивалентной циркуляционной плотности (ECD). Когда ECD превышает градиент гидроразрыва породы, возникает ряд осложнений – поглощение бурового раствора, нестабильность ствола скважины, прихваты, и т.д. Это приводит к большим потерям драгоценного времени и денег.
Особенно часто эта ситуация встречается при восстановлении циркуляции после длительных остановок, когда буровой раствор находился в покое длительное время. За спуском бурильного инструмента или обсадной колонны (surge&swab), резким запуском насосов и быстрым выходом «на режим» часто следует падение давления и снижение или полное отсутствие бурового раствора на выходе из скважины – первый признак потери циркуляции. 
Для решения проблем, связанных с реологией бурового раствора, необходимо использовать специальную добавку – модификатор реологии. Зачем она нужна?
• Во-первых, она снижает зависимость реологии бурового раствора от температуры– снижает значение пусковых давлений при восстановлении циркуляции, то есть снижает риск образования искусственных трещин и ухода раствора в пласт.
• Во-вторых, эта добавка формирует плоский реологический профиль бурового раствора, снижает давления Surge&Swab– залог стабильности скважины.
• В-третьих, модификатор реологии повышает значения вискозиметра при 6 и 3 оборотах (LSRV – реология при низких скоростях сдвига). Это свойство необходимо для качественной очистки скважин с зенитным углом более 70°.
Особенно важно снизить зависимость реологических свойств от температуры. В табл. 1–3 приводятся результаты лабораторного тестирования реологических параметров бурового раствора РУО с модификатором реологии «Реомод® Жидкий» при 10, 50, 70 и 100 °С и давлении 0, 100, 400 и 550 атм соответственно.
Как видно из табл. 1–3, при изменении температуры в диапазоне 10–100 °С:
• наблюдается значительное снижение показателя пластической вязкости, которая характеризует вязкость дисперсионной среды;
• наблюдается незначительное снижение ДНС в допустимых пределах от 35 до 22 (37 % в диапазоне температур 10 до 100 °С);
• реологические параметры при низких скоростях сдвига (показания вискозиметра при 6 и 3 оборотах и LSYP) практически не меняются.
Применение модификатора реологии «РЕОМОД® Жидкий» позволяет:
1) получать оптимальные значения LYSP – реологии при низких скоростях сдвига – для качественной очистки наклонно-направленных и горизонтальных скважин;
2) формировать плоский реологический профиль для минимизации негативного воздействия разницы давлений на стабильность скважины;
3) снижать зависимость реологических параметров от температуры.
МОДИФИКАТОРЫ ТРЕНИЯ ДЛЯ РУО
«Зачем смазке смазка?» – многие инженеры по бурению слышали этот вопрос от бывалых бурильщиков.
Этот же вопрос задают себе неискушенные в этом вопросе люди, которые выбирают моторное масло: «зачем я буду платить за масло на эстерах в два раза больше, чем за обычную «минералку»?
Чем же отличается обычная «минералка» от масла с добавлением эстеров (эфиров)? Концентрация эфиров в масле обычно очень низкая – до 2 %. Но преимущества, которыми они наделяют масло, трудно переоценить.
Эстеры (эфиры) используются в моторном масле в качестве «модификаторов трения». Полярные головы молекул эфиров адсорбируются на металлических поверхностях, образуя смазочную «подушку» из неполярных (углеводородных) хвостиков. Эта «подушка» способствует свободному скольжению твердого тела и меняет режим смазки с «пограничного» на «гидродинамический».
То же самое происходит в скважине при использовании бурового раствора на углеводородной основе (РУО) при добавлении модификатора трения. Молекулы эфиров формируют прочный адсорбционный слой на металлической поверхности бурильной и обсадной колонны, а также на стенке скважины («обнаженных» заряженных краях). По этой «смазочной подушке» бурильная колонна или обсадная колонна свободно перемещается относительно обсадной колонны или стенки скважины.
ПОЛЕВОЙ ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СМАЗКИ-МОДИФИКАТОРА ТРЕНИЯ ДЛЯ «СУПЕРСЛАЙДЕР® РУО»
Бурение секции под эксплуатационную колонну Ø178мм долотом Ø215,9 мм до глубины 2944 м осуществлялось на традиционном буровом растворе на нефтяной основе. Режим бурения представлен в табл. 4.
С глубины 2944 м начали вводить модификатор трения «Суперслайдер® РУО» с доведением концентрации до 1% по объему. На глубине 3056 м увеличили концентрацию смазки до 2 %.
Параметры бурового раствора представлены в табл. 5. После добавления смазки параметры бурового раствора не изменились, за исключением параметра электростабильности, значение которого незначительно повысилось.
Что касается крутящего момента, то после ввода смазки «Суперслайдер®РУО» (1 % по объему) наблюдалось снижение момента на забое на 34 % (с 35 до 23 кН•м ), момента над забоем – на 30 % (с 30 до 21 кН•м).
После повышения концентрации смазки до 2 % по объему наблюдалось дальнейшее снижение крутящего момента – на 18 и 22 % (на забое и над забоем соответственно). Результаты полевого опыта представлены в табл. 6.
Применение смазочной добавки «Суперслайдер®РУО» в буровом растворе на углеводородной основе позволило:
• значительно снизить крутящий момент (снизить энергозатраты, продлить срок службы скважинного оборудования);
• улучшить «хождение» инструмента, улучшить значения веса на крюке (на «вира» и «майна»);
• добурить скважину до проектного забоя и успешно спустить и зацементировать обсадную колонну.