Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 [ 86 ] 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

ролита достаточна лишь для гидрофобизации незначительной части поверхности частиц, взаимодействие частиц дисперсной фазы происходит лишь в этих активных центрах, благодаря чему в растворе образуется пространственная структура. В результате гидрофильной коагуляции раствор приобретает свойства твердого тела (точнее, геля), а попавшая в ячейки структуры дисперсионная среда теряет свою подвижность. Однако перемешивание системы нарушает коагуляционно-тиксотропную структуру и возвращает раствору свойства жидкости (золя).

Дальнейшее добавление электролита гидрофобизирует значительную часть поверхности глинистых частиц, давая им возможность слипаться по всей поверхности. Происходит гидрофобная коагуляция. Концентрированные системы при этом затвердевают, выпрессовывая воду (синерезис), а разбавленные - разжижаются и обретают подвижность вследствие выпадения осадка и потери структуры (коагуляционное разжижение).

Для промышленного использования буровых (глинисти) растворов большое значение имеет их способность вновь восстанавливать структуру в покое после механического разрушения (явление тиксотропии). Перечислим факторы, которые при наличии теплового движения обусловливают тиксот-ропию системы: 1 ) достаточно большое число частиц дисперсной фазы в единице объема с вытянутой формой, облегчающей построение пространственной сетки; 2) наличие коллоидной фракции, играющей роль склеивающего материала для грубодисперсных частиц; 3) не слишком высокая прочность структуры и ее способность к остаточным деформациям.

Характерной тенденцией современного бурения является уменьшение значения положительного перепада давления и поддержание его на уровне 2 - 6 % от значения давления пластовых флюидов.

Можно полагать, что существование предельного статического и динамического напряжения сдвига в таких системах оказывает определенное влияние на значение положительного перепада давления.

Рассмотрим статическую задачу определения значения давления (назовем его "гидростатическим") столба бурового раствора на забой или стенки скважин на некоторой глубине.

Для ньютоновской жидкости, не обладающей структурно-механическими свойствами и заполнившей такую скважину,

давление p на глубине h определяется по известной формуле:

P = gph + P0, (4.17)

где р - плотность жидкости; p0 - давление на свободной поверхности жидкости (обычно атмосферное).

Если скважина заполняется буровым раствором плотностью р с определенными структурно-механическими свойствами, давление на глубине h нельзя точно определить по формуле (4.17). Для упрощения задачи предположим, что предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора в начальный момент времени равно нулю, а затем мгновенно возрастает до 9 и в дальнейшем не изменяется во времени. Тогда залитый в скважину буровой раствор в начальный момент времени создает давление, равное давлению столба истинной жидкости с той же плотностью и определяемое по формуле (4.17). Возникновение структуры в последующие моменты времени не будет влиять на значение этого давления, если непрерывно не происходит: 1 ) увеличение или уменьшение столба бурового раствора, например, при доливе или оттар-товывании; 2) приток жидкости из пласта; 3) отфильтровыва-ние дисперсионной среды бурового раствора в пласт.

Пусть столб бурового раствора плотностью р увеличивается на величину Аh. Если при этом добавочная сила Ahgp

не превысит силы nD(h + Ah)9, необходимой для сдвига всего столба раствора в скважине диаметром D, то давление на забое останется прежним. И только тогда, когда избыточное давление превысит сопротивление сдвигу, давление на забое

скачком увеличивается на величину D- Ahgp, где Аh больше

некоторой критической величины Ahкрит. Для условия равновесия имеем:

gpAhкрит = nD(h + Ahкрит)9. (4.18)

Точно так же при уменьшении высоты столба бурового раствора в скважине выброс раствора может произойти мгновенно, при достижении некоторого значения уровня при определенных значениях 9.

В случае притока высоконапорной жидкости или газа в скважину столб бурового раствора высотой h до тех пор не придет в движение, пока избыточное давление не превысит

значение, необходимое для его сдвига. Давление, которому может препятствовать столб структурированной жидкости,

pc = 4nDh6 = 4h6. (4.19)

Т.е. давление в скважине, в частности на ее забое, без видимого движения структурированного бурового раствора может возрастать до максимального значения

Р = Р0 + gph + . (4.20)

При отфильтровывании дисперсионной среды бурового раствора у забоя скважины в пласт давление на глубине h может также снизиться на значение рс, в то время как верхний уровень в скважине не изменит свое положение.

Давление в результате такого отфильтровывания может достичь минимального значения

Р = Р0 + gph - . (4.21)

При определенных условиях (отфильтровывание воды или уход бурового раствора в пласт) давление со стороны скважины на пласт станет равным нулю, если столб бурового раствора "зависнет" на стенке скважины благодаря значительной прочности пространственной структуры.

Условие равновесия в результате "зависания" единицы длины столба бурового раствора имеет вид:

gp - лО6 = лО g - 61 = 0. (4.22)

Чем меньше p и О, тем при меньших значениях 6 может наступить указанное явление.

Рассмотренные выше закономерности в значительной степени усложняются, если учитывать изменение значения предельного статического напряжения сдвига во времени, т.е. тиксотропию растворов. Значение р0 при этом будет изменяться плавно.

Следующий пример позволяет проиллюстрировать порядок изменения значения рс для цилиндрической вертикальной скважины глубиной 3000 м и диаметром 25,4 см, заполненной буровым раствором плотностью 1 ,35 г/см3. Предельное статическое напряжение сдвига этого раствора равно 350 мгс/см2.