¿En qué consiste el fluido de perforación a base de agua?

Reductor de pérdida de fluido, aceite blanco, ácido húmico, barita, etc. son algunos agentes de tratamiento, algunos de los cuales se utilizan para ajustar las propiedades del lodo. La barionita se utiliza para aumentar la gravedad específica de cada agente de tratamiento. tiene diferentes funciones, si desea escribir un proyecto de graduación, debe leer algunos libros relacionados usted mismo. Recomiendo varios libros, como fluidos de perforación y lodos de ingeniería geotécnica, ingeniería de perforación geotécnica, etc.

I I. Le enviaré un informe del curso que escribí antes,

1. Tasa coloidal

La tasa coloidal del líquido formador de poros es el grado de hidratación y dispersión del material líquido y la Estabilidad de la suspensión. Métricas simples y efectivas. 8.5 Determinación de la proporción de coloide: 8.5 Coloque 100 ml de lodo en una probeta medidora, tape bien la botella y después de 24 horas de reposo, observe el volumen (ml) del líquido transparente en la parte superior de la probeta medidora. 8?5 La proporción de coloide se expresa como porcentaje:

2. Gravedad específica

La gravedad específica del líquido formador de poros se refiere a la proporción del peso del poro. formando líquido al peso del mismo volumen de agua.

3. Contenido de sólidos

El contenido de sólidos del líquido formador de poros se refiere al porcentaje en peso o volumen de partículas sólidas en el líquido formador de poros.

La fase sólida en el fluido formador de poros incluye una fase sólida útil y una fase sólida inútil. La primera es arcilla para pulpa, barita, etc., y la segunda son recortes de perforación.

La fase sólida en el líquido formador de poros se puede dividir según la gravedad de la fase sólida y se puede dividir en fases sólidas pesadas (la barita tiene una gravedad específica de 4,5, la hematita es 6,0, la galena es 6,9, etc.) y fase sólida ligera (la gravedad específica de la arcilla generalmente está entre 2,3 y 2,6, y la gravedad específica de los fragmentos de roca generalmente está entre 2,2 y 2,8). 8?3 Método de determinación del contenido de fase sólida

"Principio de separación por destilación":

A. Tome una cierta cantidad (20 ml) de líquido formador de poros y colóquelo en la destilación. tubo;

B. Utilice calentamiento eléctrico a alta temperatura para evaporarlo hasta sequedad;

C. El vapor de agua ingresa al condensador y utiliza un cilindro graduado para recoger la fase líquida condensada. ;

D. Luego pesar el peso seco de la fase sólida en el alambique;

E. Leer el volumen de la fase líquida en la probeta graduada;

F. Calcula el contenido de fase sólida;

G. La unidad es porcentaje de peso o volumen.

4. Contenido de arena

El contenido de arena del fluido de perforación se refiere al porcentaje de partículas de arena en el fluido de perforación que no pueden pasar a través del tamiz de malla 200, es decir, las partículas de arena. con un tamaño de partícula superior a 74 μm representan el volumen total del fluido de perforación. En aplicaciones de campo, cuanto menor sea el valor, mejor y generalmente se requiere controlarlo por debajo del 0,5%. Esto se debe a que un contenido excesivo de arena provocará los siguientes peligros en la perforación:

(1) Aumentar la densidad del fluido de perforación, lo que es perjudicial para aumentar la velocidad de perforación.

(2) La torta de lodo formada será blanda, lo que provocará una mayor pérdida de filtración, lo que no favorece la estabilidad de la pared del pozo y afecta la calidad de la cementación.

(3) El contenido excesivo de arena gruesa en la torta de lodo aumentará el coeficiente de fricción de la torta de lodo y fácilmente causará que la perforación por presión diferencial se atasque.

(4) Aumenta el desgaste de las brocas y herramientas de perforación y acorta su vida útil.

La forma más eficaz de reducir el contenido de arena en el fluido de perforación es hacer pleno uso de cribas vibratorias, desarenadores, desarenadores y otros equipos para controlar eficazmente el contenido de arena sólida del fluido de perforación.

El contenido de arena del fluido de perforación generalmente se mide utilizando un medidor de contenido de arena especialmente diseñado. El instrumento consta de un recipiente de vidrio graduado similar a un tubo de ensayo de centrífuga y un cilindro tamiz con un embudo. El tamiz utilizado es de malla 200. Al medir, inyecte un cierto volumen de fluido de perforación en el recipiente de vidrio y luego inyecte agua limpia hasta la marca. Después de agitar vigorosamente, vierta el líquido del recipiente en el cilindro del tamiz y tamice. Después de tamizar, gire el embudo sobre el cilindro de criba e inserte la boca del embudo en el recipiente de vidrio. Vierta la arena que no pueda pasar por el colador en el recipiente de vidrio con agua limpia. Después de que todas las partículas de arena se hayan asentado, lea la escala de volumen. Finalmente, el contenido de arena N en el fluido de perforación se calcula a partir de la siguiente fórmula

N= (V granos de arena/V fluido de perforación) × 100%

5. >

La reología del fluido formador de poros se refiere a las propiedades de flujo y deformación del fluido de perforación, que toma la viscosidad del fluido formador de poros como su principal objeto de investigación. Los indicadores que reflejan la viscosidad de los líquidos tienen diferentes métodos de expresión según los diferentes patrones de flujo del líquido y su base se basa en la relación constitutiva reológica. La viscosidad del fluido formador de agujeros es crucial para el impacto de la expansión del pozo de perforación sin zanjas. 8?3 Instrumentos de prueba de rendimiento reológico: viscosímetro de embudo, viscosímetro rotacional 8?3 Viscosímetro rotacional de seis velocidades

Notas:

Para cargar y descargar el cilindro exterior, sostenga el cilindro exterior con con una mano Sostenga el cilindro exterior con la otra mano y gírelo en el sentido de las agujas del reloj hasta que la bayoneta del cilindro exterior esté alineada con el pasador del cilindro exterior y luego retire el cilindro exterior. Al instalar el cilindro exterior, alinee la muesca del cilindro exterior con el pasador del cilindro exterior, luego gire el cilindro exterior en sentido antihorario y evite colisiones con el cilindro interior.

Al cargar y descargar el cilindro interior, sujete firmemente el eje del cilindro interior con una mano y gire el cilindro interior internamente con la otra mano. No doble el eje del cilindro interior.

Al transportar distancias largas, asegúrese de retirar el cilindro interior e instalar el cilindro exterior para evitar que el eje del cilindro interior se doble.

No se permite ajustar la rigidez del resorte de torsión a voluntad.

6. Pérdida de agua y propiedad de formación de muros

Bajo la acción de la diferencia entre la presión del líquido en los poros y la presión del fluido de los poros de la formación, el agua libre en los poros. El fluido formador fluye a través de los poros o grietas en la pared de los poros. La penetración en la formación se denomina pérdida de agua del fluido formador de poros. Mientras pierden agua, las partículas sólidas en el fluido formador de poros se adhieren a la pared del pozo para formar una capa de lodo (torta de lodo), lo que se denomina construcción de paredes.

8.3 El impacto de la pérdida de agua en la perforación: 8.5 El impacto beneficioso de la pérdida de agua en el fluido formador de poros en la perforación es: la pérdida de agua inicial puede mojar la roca y el suelo, reduciendo su resistencia, lo que favorece que la broca la aplaste. , mejorando la velocidad de perforación; 8.5 En formaciones de lutita, loess y arcilla, la pérdida excesiva de agua hará que la pared del pozo absorba agua y se expanda, se contraiga, se desprenda y colapse. 8.5 Para formaciones con zonas de fractura y grietas, la libertad; de penetración El agua lava la unión entre las superficies de contacto de los objetos rotos, reduciendo la resistencia a la fricción. Los objetos rotos pueden deslizarse fácilmente dentro de los agujeros, provocando el colapso de la pared del agujero, el pegado del taladro y otros accidentes. 8.5 Cuanto más agua se pierde en las formaciones solubles; , mayor será el grado de disolución de la formación de la pared del pozo; 8.5 La capa gruesa de lodo aumentará la adsorción de las herramientas de perforación y aumentará la resistencia a la rotación de la tubería de perforación; 8.5 La capa gruesa de lodo reducirá el área de flujo anular, lo que provocará resistencia y presión de circulación; aumentar.

7. Propiedad inhibidora

La propiedad inhibidora del fluido formador de poros se refiere a la capacidad del fluido formador de poros para inhibir la hidratación, expansión y dispersión de la roca y tierra en la pared del hoyo. 8.5 Métodos de evaluación: 8.5 Método de prueba de remojo; 8.5 Probador de expansión; 8.5 Método de recuperación por laminación en horno de rodillos; 8.5 Método de tiempo de absorción capilar; 8.5 Método experimental del índice de estabilidad de la esquisto.

8. Lubricidad

La lubricidad del fluido formador de poros está estrechamente relacionada con el desgaste de la herramienta de perforación, la resistencia del flujo de circulación, el consumo de energía del equipo, etc.

Mejore la lubricidad del líquido formador de poros: agregue aceite, polímeros, lubricantes y polvo de grafito.

La lubricidad del líquido formador de poros se mide con un coeficiente de lubricación; instrumento.

9. Valor de pH

El valor de pH del filtrado del fluido de perforación se utiliza generalmente para indicar la acidez y alcalinidad del fluido de perforación. Dado que la fuerza de la acidez y la alcalinidad está directamente relacionada con el grado de dispersión de las partículas de arcilla en el fluido de perforación, afectará en gran medida la viscosidad, la fuerza de corte y otros parámetros de rendimiento del fluido de perforación.

Cuando el valor del pH es superior a 9, la viscosidad aparente aumenta bruscamente a medida que aumenta el valor del pH. La razón es que cuando aumenta el valor del pH, se adsorberá más OH- en la superficie de la capa de cristales de arcilla, mejorando aún más la carga negativa en la superficie, haciendo que la arcilla se hidrate y disperse más fácilmente bajo cizallamiento.

En aplicaciones prácticas, se requiere controlar el valor de pH de la mayoría de los fluidos de perforación entre 8 y 11, es decir, para mantener un ambiente alcalino débil. Esto se debe principalmente a las siguientes razones: (1) Puede reducir la corrosión de las herramientas de perforación (2) Puede prevenir daños a las herramientas de perforación y a la carcasa causados ​​por la fragilización por hidrógeno (3) Puede inhibir el calcio y la disolución de las sales de magnesio; (4) Hay bastantes agentes de tratamiento antisépticos que requieren un medio alcalino para ejercer plenamente su eficacia, como los agentes de tratamiento de taninos, lignito y lignosulfonato;

Para diferentes tipos de fluidos de perforación, los rangos de pH requeridos también son diferentes. Por ejemplo, generalmente se requiere que el valor de pH de los fluidos de perforación dispersos sea superior a 10, y el valor de pH de los fluidos de perforación tratados con calcio. que contiene cal está más controlado En 11~12, el valor del pH del fluido de perforación tratado con calcio que contiene yeso se controla principalmente en 9,5~10,5, mientras que en muchos casos solo se requiere controlar el valor del pH del fluido de perforación de polímero en 7,5~. 8.5.

Capítulo 4 Agentes de tratamiento de fluidos formadores de poros de uso común

Sección 1: Principales tipos de fluidos formadores de poros

Con el desarrollo continuo de la tecnología de perforación, la perforación fluidos Cada vez hay más tipos. En la actualidad, existen varios métodos de clasificación de fluidos de perforación en el país y en el extranjero. Entre ellos, los métodos de clasificación más simples son los siguientes: 8.3 Según su densidad, se puede dividir en fluido de perforación no ponderado y fluido de perforación ponderado. 8?3 Según la fuerza de hidratación con arcilla, se puede dividir en fluido de perforación no inhibidor y fluido de perforación inhibidor. 8?3 Según la diferencia en el contenido de sólidos, los fluidos de perforación con menor contenido de sólidos se denominan fluidos de perforación bajos en sólidos, y los fluidos de perforación que básicamente no contienen sólidos se denominan fluidos de perforación libres de sólidos.

Sin embargo, el método de clasificación generalmente referido se basa en las características de composición del medio fluido y del sistema en el fluido de perforación. Según los diferentes medios fluidos, generalmente se divide en tres tipos: fluido de perforación permanente, fluido de perforación a base de petróleo y fluido de perforación a base de gas. Recientemente, ha aparecido un tipo de fluido de perforación de base sintética. Para ser más específico, se divide en 7 tipos como se muestra en la Figura 1-1.

Dado que los fluidos de perforación a base de agua siempre han ocupado una posición dominante en las aplicaciones prácticas, se dividen en varios tipos según sus diferentes composiciones. Los siguientes son varios tipos de fluidos de perforación reconocidos en China según la referencia a estándares extranjeros de clasificación de fluidos de perforación.

Los principales tipos de fluidos formadores de poros se muestran en la Tabla 4-1-1

Tabla 4-1-1

Tipo Nombre Composición del material

Agua clara, agua clara

Lodo bentonita, agua, agente de tratamiento

Solución compuesta compuesta, agua

Emulsión agua, aceite, emulsionante

Lechada de espuma, aire, agente espumante, estabilizador de espuma

Lechada salina NaCl, bentonita, agua, agente de tratamiento

Lechada de cemento, agua, aditivos

Sección 2 Agentes de tratamiento inorgánicos de uso común

1. Ceniza de sosa

El nombre científico es carbonato de sodio, también conocido como carbonato de sodio, y su fórmula molecular es Na2CO3. Polvo blanco, densidad de 2,5 g/cm3, fácilmente soluble en agua. Es fácil absorber la humedad y aglomerarse, así que tenga cuidado de evitar la humedad. La solución acuosa es alcalina (el valor de pH es 11,5) y es fácil de ionizar e hidrolizar en agua.

Entre ellos, la ionización y la hidrólisis de primer nivel son fuertes, por lo que hay principalmente iones Na+, C032-, HCO3- y OH- en la solución acuosa de carbonato de sodio. La fórmula de reacción es: Na2CO3=2Na+. +CO32-

CO32-+H2O=HCO3-+OH-

La ceniza de sosa puede convertir la arcilla cálcica en arcilla sódica mediante el intercambio iónico y la precipitación, es decir,

Arcilla Ca + Na2CO3→ Arcilla Na + CaCO3

Función:

A. Mejorar las propiedades de hidratación y dispersión de la arcilla, por lo que se puede añadir una cantidad adecuada de carbonato de sodio. Reduzca la pérdida de filtrado de la nueva mezcla y aumente la viscosidad y la fuerza de corte.

B. El exceso de carbonato de sodio hará que las partículas de arcilla se aglomeren, destruyendo el rendimiento del fluido de perforación.

C. Cuando el tapón de cemento de perforación o el fluido de perforación son invadidos por calcio, agregue una cantidad adecuada de carbonato de sodio para precipitar Ca2+ en CaCO3, mejorando así el rendimiento del fluido de perforación, es decir, un compuesto orgánico. que contiene un grupo funcional carboxilato de sodio (-COONa). Cuando la solubilidad del agente de tratamiento se reduce debido a la intrusión de calcio (o a una concentración excesiva de Ca2+), la eficacia generalmente se puede restaurar añadiendo una cantidad adecuada de carbonato de sodio.

2. Soda cáustica

La soda cáustica es hidróxido de sodio y su fórmula molecular es NaOH.

Características: Aspecto de cristal blanco lechoso, densidad 2,0 ~ 2,2 g/cm3, fácilmente soluble en agua y libera mucho calor cuando se disuelve. La solución acuosa es fuertemente alcalina. La soda cáustica absorbe fácilmente la humedad y el dióxido de carbono del aire y reacciona con el dióxido de carbono para formar carbonato de sodio. Debe almacenarse en una cubierta a prueba de humedad.

Función:

a. Se utiliza principalmente para ajustar el valor del pH del fluido de perforación

b. Conviértalos en ingredientes activos como tanino de sodio y humato de sodio respectivamente;

c. También se puede utilizar para controlar la concentración de Ca2+ en fluidos de perforación tratados con calcio.

3. Cal

La cal viva es óxido de calcio y su fórmula molecular es CaO. Después de absorber agua, se convierte en cal apagada, es decir, hidróxido de calcio Ca(OH)2.

Características: La solubilidad en agua es baja, 0,16% a temperatura ambiente, y su solución acuosa es alcalina. Y la solubilidad disminuye a medida que aumenta la temperatura.

Función:

a. En el fluido de perforación tratado con calcio, la cal se utiliza para proporcionar Ca2+ para controlar la capacidad de hidratación y dispersión de la arcilla para mantenerla en un estado de floculación moderada. /p>

b. En el fluido de perforación con emulsión de agua en aceite, el CaO se utiliza para convertir emulsionantes como el alquilbencenosulfonato de sodio en alquilbencenosulfonato de calcio y ajustar el valor del pH.

Nota: El fluido de perforación de cal puede sufrir una reacción de solidificación en condiciones de alta temperatura, lo que hace que el rendimiento no cumpla con los requisitos. Por lo tanto, debe usarse con precaución en pozos profundos de alta temperatura. Además, la cal también se puede formular como agente sellador de lechada de cal para sellar la capa de fuga.

4. Yeso

El nombre químico del yeso es sulfato de calcio y su fórmula molecular es CaSO4. Existen dos tipos de yeso de París (CaSO4?6?12H2O) y yeso anhidro (CaSO4).

Características: El yeso es un polvo blanco con una densidad de 2,31~2,32g/cm3. La solubilidad a temperatura ambiente es baja (alrededor del 0,2%), pero ligeramente mayor que la de la cal. Antes de 40 ℃, la solubilidad aumenta con el aumento de la temperatura; después de 40 ℃, la solubilidad disminuye con el aumento de la temperatura. Se formarán grumos duros después de absorber la humedad, así que tenga cuidado de evitar la humedad al almacenarlo.

Función: En el fluido de perforación tratado con calcio, el yeso y la cal tienen aproximadamente la misma función, ambos se utilizan para proporcionar una cantidad adecuada de Ca2+. La diferencia es que el yeso proporciona una mayor concentración de iones de calcio que la cal. Además, el tratamiento con yeso puede evitar que el valor del pH del fluido de perforación sea demasiado alto.

5. Cloruro de calcio

Características: El cloruro de calcio anhidro es extremadamente absorbente de agua y suele contener seis aguas cristalinas. Su apariencia es de cristales ortorrómbicos incoloros con una densidad de 1,68 g/cm3. Es fácilmente delicuescente y soluble en agua (alrededor del 75% a temperatura ambiente). Extremadamente soluble.

Función: Su solubilidad aumenta con la temperatura. En los fluidos de perforación, el CaCl2 se utiliza principalmente para preparar fluidos de perforación con alto contenido de calcio con mejores propiedades anticolapso. El tratamiento de los fluidos de perforación con CaCl2 a menudo provoca una disminución del pH.

Sección 3 Agentes de tratamiento orgánicos de uso común

1. Ácidos húmicos

El ácido húmico (ácido húnfico) se deriva principalmente del lignito. El lignito es un carbón inmaduro con un valor de combustión relativamente bajo. Su ingrediente activo es el ácido húmico. El contenido de ácido húmico del buen lignito puede alcanzar el 70-80%. La estructura del ácido húmico es muy compleja y la masa molecular relativa no es uniforme.

Principales grupos funcionales: grupo hidroxilo fenólico, grupo ácido carboxílico, grupo hidroxilo alcohólico, grupo quinona, grupo metoxi y grupo carbonilo, etc. Debido a su gran peso molecular, generalmente son difíciles de disolver en agua, pero son fácilmente solubles en soluciones alcalinas, formando El humato de sodio es un ingrediente activo como reductor de pérdida de fluidos en los fluidos de perforación.

Los grupos hidratantes como el grupo carboxilato de sodio y el fuerte efecto hidratante hacen que el humato de sodio no solo tenga un buen efecto de reducción de la pérdida de filtración, sino que también tenga un cierto efecto de reducción de la viscosidad.

2. Celulosa

La celulosa es un compuesto polimérico de cadena larga compuesto por muchas unidades de glucosa cíclicas. A partir de la celulosa se pueden producir una serie de aditivos para la pérdida de fluidos de perforación, entre los cuales los más utilizados son la carboximetilcelulosa de sodio. se denomina CMC y la hidroxietilcelulosa se denomina HEC.

(1) Propiedades físicas de la carboximetilcelulosa de sodio

La carboximetilcelulosa de sodio pura es un polvo fibroso de color blanco, que es higroscópico y forma un gel cuando se disuelve en agua. Es un reductor de pérdida de fluidos ampliamente utilizado con buen rendimiento.

(2) Características y propiedades estructurales

En el proceso de elaboración de carboximetilcelulosa sódica a partir de celulosa, además de la evidente reducción en el grado de polimerización, otro cambio es que -CH2COONa (carboximetilo sódico) está unido a las unidades de glucosa de la celulosa mediante enlaces éter. Por lo general, entre los tres grupos hidroxilo de cada unidad de glucosa de la molécula de celulosa, el número de hidrógenos de los grupos hidroxilo que se sustituyen para formar éteres se denomina grado de sustitución o grado de eterificación. Las investigaciones muestran que hay dos factores principales que determinan las propiedades y usos de la carboximetilcelulosa de sodio: uno es el grado de polimerización n y el otro es el grado de sustitución d.

(3) El mecanismo de reducción de la pérdida de fluido de la carboximetilcelulosa de sodio

CMC se ioniza en el fluido de perforación para generar aniones multivalentes de cadena larga. Los grupos de oxígeno hidroxilo y éter de la cadena molecular son grupos de adsorción, mientras que el grupo carboxilato de sodio es un grupo de hidratación. Los grupos de oxígeno hidroxilo y éter forman enlaces de hidrógeno con el oxígeno en la superficie de las partículas de arcilla o forman enlaces de coordinación con Al3+ en los bordes que rompen los enlaces de las partículas de arcilla para que la CMC pueda adsorberse en la arcilla mientras que los múltiples grupos carboxisodio; hacer que la CMC se adsorba en la arcilla a través de la hidratación. La película de hidratación en la superficie de las partículas de arcilla se vuelve más espesa, el valor absoluto del potencial eléctrico en la superficie de las partículas de arcilla aumenta y la carga negativa aumenta, evitando así que las partículas de arcilla. de la aglomeración en partículas grandes debido a la colisión (efecto de protección de gel) y múltiples partículas finas de arcilla. Se adsorberá en una cadena molecular de CMC al mismo tiempo, formando una estructura de red mixta que cubre todo el sistema, mejorando así la estabilidad de la coalescencia. de partículas de arcilla, lo que ayuda a mantener el contenido de partículas finas en el fluido de perforación y forma una torta de filtración densa. Reduce la pérdida por filtración.

3. Polímeros acrílicos

Los polímeros acrílicos son uno de los principales tipos de agentes de tratamiento para fluidos de perforación con bajo contenido de polímeros sólidos. Las principales materias primas para la preparación de este tipo de polímeros incluyen acrilonitrilo, acrilamida, ácido acrílico y ácido propilensulfónico.

Se pueden sintetizar una serie de agentes de tratamiento de fluidos de perforación en función de los grupos funcionales introducidos, el peso molecular relativo, el grado de hidrólisis y las sales generadas.

Sección 4: Principio de acción de los agentes de tratamiento orgánicos comúnmente utilizados

1. Reducir la pérdida de agua: formando hielo filtrante de baja permeabilidad, flexible, delgado y denso en la pared del pozo. puede reducir la pérdida de agua tanto como sea posible. Puede reducir la pérdida del filtro de fluido de perforación;

2. Dilución: desmantelar la estructura del extremo entre las partículas de arcilla, destruir la estructura de la red dentro del sistema de lodo. libera agua libre y mantiene la arcilla dispersa, reduciendo así la viscosidad y la fuerza de corte;

3. Floculación: la base de adsorción en las macromoléculas adsorbe o captura las partículas de los recortes, lo que hace que los recortes floculen y luego. los elimina a través del sistema de control de sólidos;

4 . Aumento de la viscosidad: los compuestos poliméricos cíclicos de cadena larga con fuertes grupos hidrófilos son solubles en agua y tienen una alta viscosidad. Las cadenas moleculares pueden formar una estructura de red debido a. enlaces de hidrógeno o agentes reticulantes, aumentando así la viscosidad;

6. Ajuste del patrón de flujo: los compuestos poliméricos lineales con cadenas moleculares largas tienen una gran flexibilidad, unen más moléculas de agua y tienen una pequeña fricción interna entre las moléculas. que puede mejorar la función de dilución por corte del lodo y mejorar la capacidad del lodo para transportar recortes.

Capítulo 5: Diseño y preparación de fluido formador de poros

Sección 1: Proceso de diseño básico de fluido formador de poros

De acuerdo con las condiciones de ingeniería reales, en orden: 8?4 Diseñar los principales indicadores técnicos y parámetros de rendimiento importantes del líquido formador de poros 8.4 Seleccionar el tipo de líquido formador de poros 8.4 Seleccionar los materiales básicos y agentes de tratamiento para la pulpa 8.4 Diseñar la fórmula del líquido formador de poros agente de tratamiento 8.4 Materiales del líquido formador de poros Cálculo de la dosis 8.4 Determinar el método de preparación del líquido formador de poros 8.4 Desarrollar un plan de circulación, purificación y manejo del fluido formador de poros 8.4 Otros asuntos que necesitan atención

Sección 2: Principios de diseño de fluidos formadores de poros de uso común

1. Determine la reología del fluido formador de poros considerando los requisitos para el lastre de perforación suspendido y el sellado de paredes. La viscosidad aparente está generalmente entre 10 mPa·6·1s y 100 mPa·6·1s, y la fuerza de corte está entre 0 y 20 Pa.

2. Calcular la gravedad específica del fluido formador de poros de acuerdo con los requisitos de equilibrio de la presión de formación. Generalmente, la gravedad específica del fluido formador de poros está entre 0,60 y 1,30.

3. El rango de referencia de otros indicadores de diseño del fluido formador de poros es: la pérdida de agua no debe ser superior a 15 ml/30 min, el contenido de arena no debe ser superior al 8 % y la tasa de coloide no debe ser superior. menos del 90%, y el valor del pH depende de diferentes condiciones. Ajuste entre 6 y 11, y el coeficiente de lubricación debe controlarse entre 0,02 y 0,50.

Sección 3 Tipos de fluidos formadores de poros clasificados por formación

Según las condiciones aplicables, los fluidos formadores de poros se pueden dividir en: 8 a 4 para capas de arena, capas de guijarros, triturados Lodo para estratos dispersados ​​mecánicamente, como lodo de capa suelta; 8.4 Lodo para estratos sensibles al agua, como suelo, lutita, esquisto, etc.; lodo inhibidor sensible al agua. 8.4 Se utiliza para sal de roca, sal de potasio, Lodo para formaciones solubles en agua; como trona - lodo inhibidor soluble en agua 8.4 Lodo utilizado para perforación de roca dura relativamente estable con pequeñas fugas - lodo de perforación de roca dura 8.4 Utilizado para formaciones de presión anormalmente baja o anormalmente alta Lodo de baja gravedad específica o lodo pesado;

Sección 4 Preparación del fluido formador de poros

El proceso básico de un diseño de lodo más integral es: diseñar el peso, la reología y la reducción de pérdidas del lodo. Principales indicadores técnicos, como las propiedades del agua; determinar la tasa de coloide, el contenido de arena permitido, el contenido de sólidos, el valor de pH, la lubricidad, la permeabilidad, la calidad de la piel del lodo y otros parámetros importantes del lodo; seleccionar la arcilla productora y los agentes de tratamiento; realizar el cálculo de la fórmula del material del lodo; dosificación; determinación de métodos de preparación de lodo; formulación de medidas de circulación, purificación y manejo del lodo.

(1). Calcule el peso del lodo ν de acuerdo con los requisitos de la presión de formación en equilibrio. Es decir νh=PC o νh=P0. PC y P0 son la presión del lado de la formación o la presión del fluido de los poros de la formación a la profundidad del pozo H, respectivamente. Consulte la Sección 3 para conocer sus métodos de determinación. Por lo tanto, si calcular en base a PC o P0 depende de qué equilibrio de presión es más importante en la situación real. Si es necesario equilibrar ambos, los dos resultados deben calcularse por separado y sopesarse un valor entre los dos. Generalmente, la gravedad del lodo de perforación está entre 1,02 y 1,40.

(2). Determine la reología del lodo considerando los requisitos de lastre de perforación suspendido y sellado de paredes. Los principales indicadores de reología son la viscosidad η y la fuerza cortante τ. Los rangos de ajuste de eta y τ son muy amplios. Generalmente, el rango de eta está entre 10 cP y 100 cP, y el rango de τ está entre ~, que debe determinarse de acuerdo con las diferentes condiciones de perforación. Para obtener más detalles, consulte el Capítulo 2 y el. introducción en las Secciones 6 a 10 de este capítulo. Además, en algunos casos, también se debe considerar el efecto de adelgazamiento por cizallamiento y la tixotropía del lodo.

(3). El rango de referencia de otros indicadores de diseño del lodo es: la pérdida de agua generalmente no debe ser superior a 15 ml/30 min, el contenido de arena no debe ser superior al 8 %, la tasa de coloide no debe ser inferior al 90 %, el valor del pH varía entre 6 y 11 Dependiendo de los diferentes lodos, la lubricidad debe controlarse cuando sea necesario.

Los propósitos de perforación, las características de la formación, los métodos del proceso de perforación, etc. bajo diversas condiciones de perforación son muy diferentes, por lo que obviamente existen diferentes requisitos para el rendimiento del lodo de perforación, etc., y el enfoque del diseño también es diferente. Por ejemplo, en formaciones con lastre de perforación grueso y paredes de pozo sueltas, los indicadores reológicos como la viscosidad del lodo y la fuerza de corte se convierten en el foco del diseño cuando se perfora en roca dura estable, el foco del diseño del lodo está en el enfriamiento de la broca y la estabilidad de la herramienta de perforación, la lubricación, mientras que la protección de la pared y la descarga de polvo están en una posición secundaria en este momento. Otro ejemplo es cuando se perfora una formación que se expande cuando se expone al agua y colapsa. El diseño de lodo debe centrarse en reducir la pérdida de agua y proteger la pared. En formaciones sensibles a la presión, el diseño pesado del lodo es particularmente importante. De esta manera, para condiciones de perforación específicas, encontrar los puntos de diseño correspondientes en el diseño integral es la clave para un buen diseño del lodo.

Se pueden encontrar algunas situaciones contradictorias en el diseño del rendimiento del lodo. Cuando se cumplen algunos indicadores de diseño, no se cumplen otros. En este sentido, debemos comprender las cuestiones principales, tener en cuenta las cuestiones secundarias y ocuparnos integralmente del desempeño general.

En algunas situaciones donde los requisitos no son altos, el diseño del rendimiento del lodo se puede simplificar según corresponda, y los requisitos para algunos indicadores relativamente menores se pueden relajar adecuadamente para lograr el máximo bajo costo y alta eficiencia.

Sección 5: Cálculo del consumo de material

1. Cálculo del volumen total de lodo

La cantidad total de lodo requerida V es la cantidad de lodo en el pozo V1, la cantidad de lodo en la superficie La suma del volumen de lodo V2, fugas y otras pérdidas V3 del sistema de purificación circulante: V=V1+V2+V3

Entre ellos, el volumen de lodo en la El pozo es:

Lodo del sistema de purificación de circulación superficial El volumen es la suma de los volúmenes del tanque de lodo, el tanque de sedimentación, el tanque de circulación y el colector de superficie. Las fugas y otras pérdidas deben determinarse en función de las condiciones reales.

2. Cálculo de la cantidad de arcilla en polvo

El peso q de arcilla necesario para preparar 1m3 de volumen de lodo se deduce y calcula según el siguiente proceso:

En la fórmula: ――Gravedad específica de arcilla, 2,6 ~ 2,8;

——Proporción de lodo;

——Proporción de agua

3. Cálculo del consumo de agua para la preparación de lodo

La cantidad de agua Vw necesaria para preparar 1m3 de volumen de lodo es

4 Cálculo de la cantidad de tierra (o barita) añadida para aumentar el rendimiento específico gravedad

Al preparar lodo ponderado, la cantidad de agua necesaria para agregar 1 m3 de lodo. El peso W (Kg) del agente ponderante requerido es:

En la fórmula: —— La gravedad específica del agente de ponderación; ——La gravedad específica del lodo ponderado; ——La gravedad específica de la pulpa original

5 reducción La cantidad de agua requerida para la gravedad específica de la proporción de lodo.

6 Cálculo de la cantidad de agente de tratamiento de lodo

En términos generales, la cantidad de agente de tratamiento agregado al lodo es pequeña y generalmente solo representa el 0,1% del volumen total. del lodo en términos de contenido en volumen ~1%. Los valores específicos están determinados por diferentes fórmulas. Vale la pena señalar que la unidad de dosificación del agente de tratamiento debe clarificarse. Los polvos generalmente se calculan en función del peso agregado por unidad de volumen de lodo, mientras que los agentes líquidos se calculan en función del volumen agregado por unidad de volumen de lodo. En algunos casos especiales, también se calcula en función de la cantidad de agente de tratamiento que se agrega por unidad de peso de arcilla en polvo.