Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Выбор и расчёт параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий




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:

(27),

где, - плотность промывочной жидкости, кг/м3;

- ускорение свободного падения, м/с2 ( м/с2);

- текущая глубина скважины, м;

- пластовое (поровое) давление на глубине , кг/м2;

- горное (геостатическое) давление на глубине , кг/м2;

 

Расчёт плотности бурового раствора производится по формуле:

(28),

где – коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым, величина которого зависит от глубины залегания пласта;

=1,1-1,15 при Lп <1200 м; =1,05-1,1 при Lп>1200 м.

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 ( , кг/м3) определяют по формуле:

(29),

где - пластовое давление, Па;

- допустимая репрессия на пласт, Па;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом

пластового давления, м.

В случае бурения скважин в интервалах залегания непроницаемых горных пород с депрессией на стенки скважины необходимую плотность бурового раствора ( , кг/м3) определяют по формуле:

(30).

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 ( , Па) глинистого раствора можно оценить по формуле:

(31).

Пластическую вязкость ( , Па*с) раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой системы очистки бурового раствора её в первом приближении оценивают по формуле:

(32).

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:

(33).

Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:

(34).

Рассчитаем параметры бурового раствора по интервалам 0-450 (467).

Интервал 0-450 (0-467)м:

Па, , м;

кг/м3,

кг/м3.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па*с.

Условная вязкость:

с.

 

Водоотдача:

см3/30мин.

Аналогично рассчитываем параметры бурового раствора для других интервалов. Расчетные данные представим в таблице 14.

Тип бурового раствора Интервал бурения по вертикали, м Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Водоотдача, см3 за 30 мин Корка, мм СНС, дПа Реологические характеристики Содержание песка, % рН
от (верх) до (низ) 1 мин 10 мин пластическая вязкость, Па·с динамическое напряжение сдвига, Па
Глинистый (467) 24,4 8-10 1,5 1-5 8-10 0,013 2,86 1,0 8-9
Глинистый (467) (1208) 22,7 8-10 1,5 5-10 10-15 0,009 2,18 1,0
Глинистый (1208) 2280 (2429) 23,5 6-8 1,0 15-40 20-50 0,011 2,52 1,0
Глинистый 2280 (2429) 2550 (2709) 23,9 4-6 1,0 15-40 20-50 0,012 2,69 1,0

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

  Интервал бурения (по стволу), м   Наименование химреагентов и материалов     ГОСТ, ТУ   Норма расхода. кг/м3   Потребность компонента на интервал, кг
0-450 (467) Бентонит КМЦ-700 Графит Гипан   ОСТ 39-202-86 ТУ 6-55-40-90 ГОСТ 17022-79 ТУ-49560-04-02- 90   0,24 0,2 0,5 54,3 45,3 113,3
450 (467)-1140 (1208) Бентонит KEM PAS POLY KEM D NaOH НТФ   ОСТ 39-202-86 Импортный Импортный ТУ-6-04-53-82 ТУ 02-2-11-72-79   12,7 0,12 0,4 0,3 0,21   3633,5 34,3 114,5 85,8 57,2  
1140 (1208)-2280 (2429) Бентонит KEM PAS POLY KEM D ВНИИЖ Графит   ОСТ 39-202-86 Импортный Импортный ТУ 6-04-53-82 ТУ 02-2-11-72-79   8,2 0,12 0,4 0,25 0,2   52,7 175,6 109,7 87,8
2280 (2429)-2550 (2709) Бентонит KEM PAS POLY KEM D ГКЖ-10   ОСТ 39-202-86 Импортный Импортный ТУ 6-02-696-75   8,2 0,12 0,4 0,2     1141,5 16,7 55,7 27,8

 





Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015- 2021 megalektsii.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.