| n | 0,2 | 0,3 | 0,5 | 0,7 | Примечания |
| К, Па сn | 1,6 | 0,96 | 0,34 | 0,12 | |
| расход жидкости 6 л/с | |||||
| Общ потери, МПа | 0,352 | 0,333 | 0,29 | 0,249 | потери на 1230м |
| Vтеч/Vос | 2,8 | 2,8 | 2,8 | 2,8 | |
| ЭПРж, кг/м3 | 902,9 | 902,7 | 902,4 | 902,1 | эквивалентная циркуляционная плотность |
| ЭПРш, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 2,036,23 | 2,016,19 | 2,026,22 | 2,036,24 | рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V) |
| ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 904,9909,1 | 904,7908,9 | 904,4908,6 | 904,1908,3 | суммарная эквивалентная плотность |
| расход жидкости 8 л/с | |||||
| Общ потери, МПа | 0,382 | 0,373 | 0,346 | 0,318 | потери на 1230м |
| Vтеч/Vос | 3,8 | 3,8 | 3,8 | 3,8 | |
| ЭПРж, кг/м3 | 903,1 | 903,0 | 902,8 | 902,58 | эквивалентная циркуляционная плотность |
| ЭПРш, кг/м3V = 1 м/ч V = 3 м/ч | 1,344,09 | 1,334,08 | 1,334,09 | 1,344,10 | рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V) |
| ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 904,5907,2 | 904,3907,1 | 904,1906,9 | 903,9906,7 | суммарная эквивалентная плотность |
| расход жидкости 10 л/с | |||||
| Общ потери, МПа | 0,4 | 0,399 | 0,387 | 0,371 | потери на 1230м |
| Vтеч/Vос | 4,7 | 4,7 | 4,7 | 4,7 | |
| ЭПРж, кг/м3 | 3,25 | 3,24 | 3,15 | 3,02 | эквивалентная циркуляционная плотность |
| ЭПРш, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 1,03,05 | 0,993,04 | 1,03,05 | 1,03,05 | рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V) |
| ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 904,25906,3 | 904,2906,3 | 904,1906,2 | 904,0906,1 | суммарная эквивалентная плотность |
| Режим течения | ламинарный | во всех случаях прирасходе 6, 8 и 10 л/с | |||
| Режим осаждения | ламинарный | ||||
Методика расчетов движения псевдопластичных и аэрированных псевдопластичных жидкостей приведена в Приложении 1.
В табл. 7 использованы следующие обозначения и расчетные формулы:
ЭПРж - эквивалентная циркуляционная плотность, кг/м3:
ЭПРж = r + DРтр/gH
ЭПРш – рост эквивалентной плотности за счет накопления шлама, кг/м3:
ЭПРш = V Dк2 (rч - r)/ [(Dк2 – Dт2)(Uср – Vос)];
ЭПРоб – суммарная эквивалентная плотность, кг/м3:
ЭПРоб = ЭПРж + ЭПРш;
DРтр – потери давления на трение при течении в канале, Па :
DРтр = 4tL/(Dк – Dт),
Uср, Vос – средняя скорость течения и скорость осаждения частицы в движущейся жидкости соответственно, м/с:
Uср = 4Q/ [p(Dк2 – Dт2)], Vос = 0,268 tч [dчjч /(r)0,5],
где V – механическая скорость бурения, м/с; H – глубина кровли пласта по вертикали, м; L – длина канала, м; Dк – внутренний диаметр ЭК, м; Dт – наружный диаметр трубы (БТ), м; t, tч - напряжение сдвига жидкости и частицы соответственно, Па; Q – расход жидкости, м3/с; jч – скорость сдвига частицы, 1/с.
В качестве основы исходного бурового раствора предполагается использовать местную товарную нефть с плотностью 876 кг/м3. При лабораторных исследованиях состав бурового раствора подбирался для нефти, близкой по плотности (890 кг/м3). Реологические характеристики определялись по результатам замеров на 12-ти скоростном вискозиметре "Реотест-2". Концентрация УТЖ VIP изменялась от 2 до 10% мас. Результаты приведены в табл. 8. Помимо параметров nи К, для разработанной системы определялись традиционно измеряемые характеристики: динамическое напряжение сдвига (tо), пластическая вязкость (h) и условная вязкость.
Таблица 8
Реологические характеристики загущенных систем при Т = 20 оС
| Плотность,кг/м3 | Концентрация,VIP, % | Скорость сдвига, с-1 | tо, дПа | h,мПа·с | Условная вязк., с | |||
| ниже81 | выше 81 | |||||||
| n | К, Па∙сn | n | К, Па∙сn | |||||
| 890 | 0 | - | - | - | - | 24 | 36 | 68 |
| 910 | 2 | 0,88 | 0,12 | 0,88 | 0,12 | 69 | 43 | 88 |
| 910 | 4 | 0,69 | 0,58 | 0,69 | 0,58 | 90 | 52 | 150 |
| 910 | 6 | 0,65 | 0,78 | 0,65 | 0,78 | 102 | 60 | 180 |
| 920 | 8 | 0,54 | 1,63 | 0,64 | 1,05 | 162 | 63 | 272 |
| 920 | 10 | 0,37 | 4,41 | 0,56 | 1,86 | 249 | 65 | 500 |
Как определено ранее, при лабораторных исследованиях исходный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта должен подбираться таким образом, чтобы его параметры находились в следующих границах: 0,3<n<0,7 и К>0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, а при высоких и средних скоростях сдвига К< 1,0 Па∙сn. Следовательно, составы с концентрацией 2, 8,10% можно сразу отбросить. Остаются составы с интервалом изменения концентрации УТЖ VIP 4 – 6% мас., которые хорошо описываются одним участком во всем интервале изменения скорости сдвига. Системы с более высокой концентрацией характеризуются двумя участками, описываемыми степенным законом, точка перехода – j = 81 с-1.
В качестве исходного бурового раствора отобраны системы с концентрацией VIP 4- 6%мас., которые имеют следующие характеристики: n= 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78 Па·сn, tо = 125-136 дПа, h= 52-62 мПа·с и условную вязкость, равную 150-180 с. Гидравлические расчеты для кольцевого канала колонны, аналогичные предыдущим, были выполнены при тех же исходных данных: внутренний диаметр ЭК и наружный БТ соответственно 150,1 и 88,9 мм, длина 1230 м, механическая скорость бурения 1-3 м/ч, расход жидкости 6 – 10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы частицы 2500 кг/м3. Результаты расчетов для выбранных загущенных систем приведены в табл. 9. Для сравнения там же приведены результаты расчетов для систем с концентрацией VIP 8%. Кроме того, выполнен гидравлический расчет для течения выбранных жидкостей в БТ (толщина стенки 9,35 мм, внутренний диаметр 70,2 мм) длиной 1230 м (см. табл. 9). Во всех случаях режим течения и осаждения ламинарный.
Как следует из табл. 9, все системы обеспечивают высокую степень очистки ствола скважины (Vтеч /Vос > 8,5) и имеют хорошую удерживающую способность (скорость осаждения частицы в неподвижной жидкости от 0,09 до 0,05 м/мин). Но при этом система с концентрацией VIP 8% (при К >1 Па сn)действительно имеет потери давления на трение значительно выше (на 28-49%), чем выбранные системы, как это и было определено в предварительном расчете.
Таблица 9
Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP.
| Течение в кольцевом канале, плотность жидкости 900 кг/м3 | ||||||||
| Расход, л/с | 6 | 8 | 10 | |||||
| Концентрация VIP,% | 4 | 6 | 8 | 4 | 6 | 8 | 4 | 6 |
| Общие потери, МПа | 1,2 | 1,35 | 1,74 | 1,46 | 1,63 | 2,09 | 1,71 | 1,88 |
| Скор.теч./скор.осажден. | 8,5 | 9,7 | 14,7 | 11,3 | 13,0 | 19,5 | 14,2 | 16,2 |
| ППРж, кг/м3 | 9,76 | 11,0 | 14,1 | 11,9 | 13,2 | 17,0 | 13,9 | 15,3 |
| ППРш, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 1,484,45 | 1,464,38 | 1,404,21 | 1,083,23 | 1,063,19 | 1,033,10 | 0,852,54 | 0,842,51 |
| ЭПРоб, кг/м3V = 1 м/чV = 3 м/ч | 911,2914,2 | 912,4915,3 | 915,5918,3 | 913,0915,1 | 914,3916,4 | 918,0920,1 | 914,7916,4 | 916,1917,8 |
| Течение в трубах (БТ), режим течения ламинарный | ||||||||
| Общие потери, МПа | 1,55 | 1,71 | 2,20 | 1,90 | 2,07 | 2,64 | 2,21 | 2,39 |
| Суммарн. потери в трубах и затрубье, МПа | 2,75 | 3,06 | 3,94 | 3,36 | 3,70 | 4,73 | 3,92 | 4,27 |
| Скор.осажден. в непод-вижной жидк., м/мин | 0,087 | 0,055 | 0,013 | 0,087 | 0,055 | 0,013 | 0,087 | 0,055 |
Таким образом, в качестве исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта выбрана загущенная нефть с концентрацией УТЖ VIP от 4 до 6% со следующими параметрами при 20оС: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78, tо = 90 –102 дПа, h= 52-60 мПа·с, условная вязкость - 150-180 с.
Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 3 до 7%. При ее выборе нужно обеспечить выполнение следующих требований: 0,3 < n < 0,7, К > 0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, К < 1,0 Па∙сn - при высоких и средних скоростях сдвига, а такжеориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8.
Поддержание требуемых параметров бурового раствора в условиях поступления в ствол пластового флюида.
Как показали лабораторные исследования, разработанная углеводородная система сохраняет необходимые параметры при разбавлении нефтью до концентрации загустителя 3 - 3,5%. Максимально допустимый объем поступления пластового флюида составляет 7,5% от исходного объема. Для восстановления требуемых показателей бурового раствора необходимо на 1 куб. метр поступившей нефти добавить 2,5 л УТЖ VIP и 0,75л 30%-ного раствора каустика.