Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины. Проектирование конструкции скважины, страница 8

твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении;

поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат – пластовый флюид должно быть минимальным;

водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры – такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю.

   Примеры из практики убедительно показывают, что проникновение в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их пролизводительность, непрерывно вырабатывается залежь, уменьшается коэффициент нефтеотдачи, а при поисковом бурении, как в случае моего дипломного проекта, по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и пропластки.

В настоящее время признается, что увеличение дифференциального давления на забое скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико-экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стремятся уменьшить гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижения гидравлических сопротивлений можно достигнуть за счет уменьшения скорости восходящего потока бурового раствора.

Выбор плотности бурового раствора регламентирован “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности” (РД 08–200– 98).

Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление создаваемое им превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением на величину 1,5-3,5 МПа.

Требования “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” (РД 08–200– 98) приведены в таблице 13.

Таблица 13

Интервал бурения, м	Рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением, %	Максимально допустимое пре - вышение статического давления бурового раствора над пласто - вым давлением (∆Р), МПа
до 1200	10 – 15	1.5
1200-2500	5 – 10	2.5
более 2500	4 – 7	3.5

Согласно требованиям правил плотность бурового раствора применяемого для вскрытия ожидаемого продуктивного интервала 5800 – 6500 м можно определить по следующей формуле: 

;                                                                                                    (21)

где

r - плотность бурового раствора, кг/м³;

- рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением;

- пластовое давление, Па;

- ускорение свободного падения, м/с²;

- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м;        

- максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением.

В рассматриваемом интервале, по промысловым данным, ожидается максимальное пластовое давление () равное 96.2 МПа на глубине 6500 м.

Находим плотность бурового раствора, при :

;

.

Находим плотность бурового раствора, при :

;

.

Из полученных значений выбираем минимальную плотность, т.к. она позволит получить лучшие механические показатели из-за наименьших дифференциальных значений. Принимаю плотность промывочной жидкости равную r=1565 - 1570 кг/м³.

На основании практического промыслового опыта бурения на АГКМ и “Регламента на буровые жидкости для бурения подсолевых отложений на разведочных скважинах”, 1996 г., АстраханьНИПИгаз, для бурения рассматриваемого интервала 5800-6500 м будет применен слабоминерализованный термостойкий буровой раствор имеющий следующий компонентный состав:

1)  модифицированный порошкообразный баритовый утяжелитель