Составление технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины в определенных геологических условиях, страница 5

Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле:   r₀= a*K_a

где   К_а - коэффициент аномальности пластового давления;

а - коэффициент запаса. Принимает значения:

0 - 1200 м            а = 1,1- 1,15;

1200 - 2500 м       а = 1,05 – 1,1;

> 2500 м              а = 1,04 – 1,07.

При выборе плотности должно быть выполнено условие:   К_а<r₀<К_п

Согласно Единым техническим правилам, плотность жидкости принимаем расчетная — 1000 + 0,02 г/см³

Найдем плотности буровой промывочной жидкости:

Интервал 0-100 м.

r_о=1,1*0,97 = 1,067

Окончательно задаём значение плотности  r = 1060 ¸ 1080 кг/м³.

Интервал 100-800 м.

r_о=1,1*1,05=1,155

Согласно формуле нам необходимо принять плотность промывочной жидкости равной 1155 – 1165 кг/м³, но т.к. в интервале 250 – 370 м у нас очень маленький коэффициент поглощения (К_П= 1,15, скважина сразу начнёт принимать раствор), то нам необходимо задаться меньшей плотностью. Выбрав коэффициент запаса не 1,1 а 1,05 окончательно получим значение плотности  r = 1110 ¸1120 кг/м³ . В процессе бурения нужно тщательным образом следить за заданными значениями плотности, воизбежания возможных поглощений в слабом пласте на глубине 250-370 м с К_П= 1,15.

Интервал 800-3070 м.

r_о=1,05*1,15=1,21

Окончательно задаём значение плотности r = 1200 ¸ 1220 кг/м³.

В следующем интервале (при бурении продуктивного пласта) идет снижение пластового давления, но т.к. мы не можем понизить плотность промывочной жидкости (чтобы не было проявлений в интервале 2100-2500), то мы продолжаем бурить ниже лежащие породы той же плотностью.

Интервал 800-3500 м.

Таким образом, в интервале 3070-3500 м плотность раствора будет составлять r = 1200 ¸ 1220 кг/м³. Возможно повышение плотности за счет выбуренной породы. В этом интервале необходим тщательной контроль за реологическими показателями, чтобы предотвратить возможные поглощения в интервале 3070-3100 м. с коэф. поглощения К_П=1,28. 

 Выбор реологических свойств бурового раствора.

Реологические свойства бурового раствора характеризуются значениями пластической вязкости h,  динамического напряжения сдвига t_о. Из [1] выбираем показатели t_о, h по r_о .

Значения пластической вязкости h,  динамического напряжения сдвига t_о

Интервал	rо	tо,  д Па	h  , м Па
0-100	1,06 – 1,08	50 – 60	4 – 6
100-800	1,11 – 1,12	50 – 60	6 – 8
800-3070	1,20 – 1,22	70 – 80	8 – 10
3070-3500	1,20 – 1,22	70 – 80	8 – 10

Эффективная вязкость

Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3 оснащенного пружиной №2 при частотах вращения n₁=300 и n₂=600 об/мин, эффективную вязкость можно рассчитать по формуле:

       Единицы измерения:       [h_эф]=мПа*с           [t₀]=дПа

Интервал 0-100 м.                          

h_эф = 4 + 60/6 = 14 мПа*с

Интервал 100-800 м.

h_эф= 6 + 60/6 = 14,3  мПа*с

Интервал 800-3070 м.

h_эф = 8 + 80/6 = 21,3  мПа*с    

Интервал 3070-3500 м.

h_эф = 8 + 80/6 = 21,3  мПа*с    

Условная вязкость

По величине h_эф рассчитывают условную вязкость УВ

УВ = 14,7+0,87*h_эф+0,01*h_эф²

При r>1100 кг/м³ вводится поправка

УВ^*=УВ*1,1/r₀

 

Интервал 0-100 м.

УВ = 14,7+0,87*14+0,01*14² = 28 ÷ 30  c.

Интервал 100-800 м.

УВ = (14,7+0,87*14,3+0,01*14,3²)*1,1/1,11 = 29¸31c.

Интервал 800-3070 м.

УВ = (14,7+0,87*21,3+0,01*21,3² )*1,1/1,22 =  34¸36 с.

Интервал 3070-3500 м.

УВ = (14,7+0,87*21,3+0,01*21,3² )*1,1/1,22 =  34¸36 с.

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение  статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение этого показателя  составляет 15 дПа.