 |
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 |
|
|
|
|
|
|
