 |
Выбор параметров промывочной жидкости
|
|
|
|
При бурении проницаемых пород плотность промывочной жидкости ρ, определяется условиями недопущения поглощения промывочной жидкости и проявления
ρ 
;(3)
ρ< 
, (4)
где k - коэффициент превышения давления столба промывочной жидкости
над пластовым, учитывающий уменьшение давления в скважине
при подъеме (таблица 13).
Поскольку на данном этапе величина ∆ Ркп ( перепад давления в кольцевом пространстве ) неизвестна, допускается условие недопущения поглощения представить в виде
ρ 
, (5)
с последующей проверкой условия (4).
При разбуриванни плотных непроницаемых пород условиями, определяющими выбор плотности промывочной жидкости, являются сохранение устойчивости стенок скважины и недопущение гидроразрыва пород
(6)
Для ограничения величины дифференциального давления желательно иметь
(7)
Значения k1 и ΔР приведены в таблице 13.
Таблица 13 – Значение коэффициентов резерва для выбора
плотности промывочной жидкости согласно
| Глубина кровли пласта, Н | k | k1 | ΔР, МПа |
| Н<1200 м 1200<Н м | 1,1 1,05 | 1,15 1,10 | 1,5 2,50 |
Если невозможно выбрать плотность промывочной жидкости, удовлетворяющую условиям (3), (4), это означает, что в данном интервале невозможно бурение без проявления или поглощения или того и другого вместе. В этом случае принимается решение о вскрытии пласта с проявлением или поглощением с последующим его перекрытием или кольматацией. Для снижения интенсивности поглощения возможно применение аэрированных жидкостей или наполнителей к ним.
При вскрытии слабопроницаемых пластов, когда поступление пластового флюида не создает опасности возникновения аварии и не наносит ущерба окружающей среде и здоровью людей, не приводит к порче промывочной жидкости, возможно бурение при Рс<Рпл. Аналогично при наличии в достаточном количестве относительно дешевой промывочной жидкости и отсутствии опасности аварий (прихватов) возможно бурение с поглощением (при Рс> Рп).
|
|
|
Расчет плотности бурового раствора ρ1, кг/м3 для промывки в случае депрессии на пласт в глиносодержащих породах определяется по формуле
, (8)
где ΔРддиф = (10-15 %)·Рск (согласно [ПБ]) – допустимая депрессия на пласт.
Рск = Рг - Рпор; (9)
, (10)
где ρгор – средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый
пласт, кг/м3;
. (11)
Пластическую (структурную) вязкость промывочной жидкости η, Па·с следует поддерживать на минимально возможном уровне. При использовании трехступенчатой системы очистки желательно поддерживать ее в следующих пределах:
- диспергирующий (глинистый) раствор
(12)
- недиспергирующий (полимерный) раствор
(13)
Для сохранения седиментационной устойчивости раствора пластическая вязкость должна превышать предельное минимальное значение
(14)
Нежелательно превышение пластической вязкости значений
(15)
Усредненное значение динамического напряжения сдвига 
глинистых растворов может быть определено из выражения
(16)
Для обеспечения ламинарного (структурного) режима течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве необходимо иметь
(17)
Для предотвращения осаждения частиц выбуренной породы на забой скважины при прекращении циркуляции необходимо, чтобы
(18)
где К2 - экспериментальный коэффициент, зависящий от диаметра частицы
(рисунок 2).
Рисунок 2 - График для определения коэффициента К2 в
уравнении (18)
Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы можно принять равным шагу зубьев периферийного ряда шарошки. Ориентировочно его можно найти из выражения:
|
|
|
для долот типа С
dm= 0,0035 + 0,0037 Дд,
для долот типа СТ и Т
dm= 0,002 + 0,035 Дд.
Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему выделенному комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный представлены в таблице 14.
Таблица 14 - Желательные пределы изменения значений показателей
реологических свойств бурового раствора
| Оценка качества | h, мПа×с | t0, дПа | КП*, с-1 |
| Отлично | 3 - 6 | 15 - 30 | > 500 |
| Хорошо | 6 - 10 | 20 - 50 | 350 - 500 |
| Удовлетворительно | 10 -15 | 20 - 50 | 200 - 350 |
| ____________________________________________________ Примечание. КП* - коэффициент пластичности, КП = t0 / h |
Структурно-механические свойства буровых растворов, характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут (θ1, θ10) и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе.
Значения показателей θ1 и θ10 повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.
Требуемая величина статического напряжения сдвига через 1 мин (СНС1, дПа) может быть определена по следующей формуле
СНС1 ³ 5 [2 - ехр (- 110 d)] d (rп - r), (19)
где d - условный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м;
rп, r - плотность соответственно породы и бурового раствора, кг/м3.
Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя водоотдачи (В) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления.
Водоотдачу В, см3/30 мин в первом приближении можно определить по формуле
. 
(20)
Толщина фильтрационной (плотной) корки на стенках скважины должна быть минимальной (в пределах 1,5-2 мм) и проект должен содержать рекомендации по ее уплотнению химическими, физическими, либо физико-химическими методами, преследуя цель достижения управляемой кольматации проницаемых пород.
|
|
|
Коэффициент трения фильтрационной корки бурового раствора не должен превышать 0,2 и его значения должны в каждом конкретном случае корректироваться с учетом профилей, особенно в наклонно-направленных скважинах. Для уменьшения абразивного износа оборудования и инструмента содержание “песка” в неутяжеленном буровом растворе не должно быть более 3 %, в то же время в утяжеленных растворах этот показатель не нормируется.
Для обеспечения кинетической и агрегативной устойчивости бурового раствора его суточный отстой должен быть не более 3 %, а стабильность не более 0,02 г/см3 для нормальных и не более 0,05 г/см3 для утяжеленных.
В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, показатель фильтрации и химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины.
При проектировании параметров бурового раствора можно ориентироваться на наиболее распространенные в буровой практике рабочие значения показателей растворов на водной основе, приведенные в таблице 15.
Таблица 15 - Значения параметров буровых растворов
| Условия бурения | Значение параметров | |||||||
| СНС1, Па | УВ, с | η, мПа | τ0, Па | Сп, % | φк | рН | ∆ρ, кг/м3 | |
| Нормальные | 1,25-2,0 | 20,0-28,0 | 1,5-10,0 | 2,0-8,0 | ≤3,0 | ≤0,2 | 6,5-9,0 | ≤20 |
| Продолжение таблицы 15 | ||||||||
| Осложненные | 2,5-6,0 | 40,0-60,0 | 25,0-50,0 | 10,0-20,0 | - | ≤0,3 | 8,0-12,0 | ≤60 |
| ____________________________________________________ Примечания. УВ – условная вязкость; Сп – содержание песка; φк – коэффициент трения корки на приборе КТК-2; ∆ρ – допускаемые отклонения фактической плотности от проектной. |
Планируемые технологические параметры бурового раствора рассчитываются для каждого интервала и сводятся в таблицу 16.
|
|
|
