Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 8

Соответственно, в технологических мероприятиях по профи­лактике осложнений необходимо не только предусматривать огра­ничение времени проведения операции при отсутствии циркуляции, но и использование рецептур буровых растворов с ограниченными показателями прочности в реальных временных интервалах, на­блюдаемых в промысловых условиях. При использовании неминера­лизованных утяжеленных глинистых растворов плотностью порядка

16

Таблица 2

Предельно-допустимые напряжения сдвига при восстановлении циркуляции (без учета фактора кольматации и при упрочнении пород кольматациеи)

Глубина залега­ния кров­ли пласта, м	Рнп, МПа	Допустимое предельное напряжение, дПа			К Рнп (при кольматаци-онном упроч­нении К=1,15),МПа	Допустимое предельное напряжение, дПа
		р=1800 кг/м	р=1830 кг/м	р=1860 кг/м		р-1800 кг/м3	р=1830 кг/м3	р=1860 кг/м
3480	62,8	7	<0	<0	77,22	406	400	340
3590	65,35	-	20	<0	75,15	-	450	370
3635	66,23	-	11	<0	76,16	-	450	370
3760	69,85	-	-	<0	79,87	-	-	415
3810	70,42	-	-	<0	80,98	-	-	425с

_M9xl0^J кг/м⁰ в зависимости oi рецептуры и применяемых материалов напряжения сдвига, измеренной через 24 ч чарьируют от '0 ло 1000 дПа.

Следует учитывать также, что при использовании буровых растворов плотностью > 1,8 х 10 кг/м существенно снижается достоверность гидравлических расчетов, что особенно важно в от­ношении учета гидравлических сопротивлений в кольцевом про­странстве. Причиной этого является неправомерное применение формул, полученных в экспериментах ряда исследователей на моделях с использованием суспензий меньшей плотности. В результате при расчетах по приближенным формулам результаты могут быть ь несколько раз занижены по сравнению с фактическими, а при расчетах по точным формулам в 3-4 и более раз завышенными. Возможной причиной этого является так называемый эффект пристенного сколь жения при течении сильно утяжеленных буровых растворов. При этом увеличение Х_о и т\ (т.е. увеличение концентрации твердой фазы в растворе) увеличивает П-эффект. Соответственно, наличие пристенного слоя с вязкостью, характерной для водной среды бурового раствора, при прочих равных условиях уменьшает А. Поэтом- ь справочной литературе для более концентрированных систем при­водятся меньшие значения X.

Существенные дополнительные погрешности (60% и бочее' могут вносить такие факторы, как эксцентриситет бурильного ин­струмента в скважине, влияние температуры циркулирующей жид­кости на ее структурно-механические (реологические) характеристики на различных глубинах и т.д.

Соответственно, проектируемые режимы промывки скважин применительно к буровым растворам плотностью ^1,8 х i0 кг/м являются ориентировочными и требуют систематической промыслоьой корректировки. Однако реализация этого важнейшего резерва со­вершенствования технологии бурения в сложных геологических ус­ловиях связана с необходимостью размещения датчиков давления на буровом инструменте вблизи забоя. Практически это возможно лишь на отдельных специальных скважинах.

Другим вариантом решения задачи получения информации о процессах при течении бурового раствора в кольцевом пространстве и соответствующего оперативного управления свойствами жидкости и режимом циркуляции является одновременный контроль расхода бурового раствора, нагнетаемого насосами, и расхода раствора, вы­ходящего из скважин.

18

При этом дифференциальное включение показывающих и за­писывающих приборов-расходомеров на входе и нз выходе из скважины обеспечивает достаточную точность и оперативность контроля за флюидо-проявлениями и поглощениями.