Выбор и расчёт параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий
⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 8 Параметры бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов. Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пласта и проникновение пластовых флюидов в скважину рассчитывается по формуле:
где,
Расчёт плотности бурового раствора производится по формуле: где
Плотность бурового раствора при вскрытии газоводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину: · 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2; · 5-10 % для скважин глубиной более 1200 м (интервалов от 1200 до проектной глубины), но не более 25 кгс/см2; Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см3 (1000 кг/м3) от кровли пласта до поверхности. Аномальное пластовое давление характеризуется любым отклонением от нормального.
Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям. Таким образом, в случае репрессии на пласт при вскрытии нефтеводонасыщенных, газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин, необходимую плотность бурового раствора (
где
g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
пластового давления, м. В случае бурения скважин в интервалах залегания непроницаемых горных пород с депрессией на стенки скважины необходимую плотность бурового раствора (
Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости и динамического напряжения сдвига. Усредненное значение динамического напряжения сдвига (
Пластическую вязкость (
Вязкость (Т, с) качественно определяет величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины, а также проникновение промывочной жидкости в поры и трещины горных пород. Оценочно вязкость определяется по формуле:
Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:
Рассчитаем параметры бурового раствора по интервалам 0-450 (467). Интервал 0-450 (0-467)м:
Среднее значение динамического напряжения сдвига:
Пластическая вязкость:
Условная вязкость:
Водоотдача:
Аналогично рассчитываем параметры бурового раствора для других интервалов. Расчетные данные представим в таблице 14.
Таблица 14. – Типы и параметры буровых растворов
Рецептуры буровых растворов и потребность в компонентах для их приготовления представлены в таблице 15. Таблица15. – Рецептуры буровых растворов и потребность в компонентах для их приготовления
Воспользуйтесь поиском по сайту: ![]() ©2015 - 2025 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|