Файл: Курсовой проект Дисциплина Буровые технологические жидкости.docx

, кг/м<sup>2

,</sup>

где, К_з – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

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 % для скважин глубиной по вертикали до 1200 м.

- 5 % для скважин глубиной по вертикали более 1200 м.

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 в кг/м³ определят по формуле:

,

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 определят по формуле:

,

где - допустимая депрессия на стенки скважины, Па.

ΔР^д= (10-15 %)·Р_ск,

Скелетное напряжение горных пород определяется разницей горного и порового давления по формуле:



где - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м³;

- коэффициент аномальности порового давления;

- плотность пресной воды, кг/м³.

Если при рассчитанных значениях плотности бурового раствора наблюдается посадки или затяжки инструмента

---

, оптимальное значение подбирают путем её ступенчатого повышения.

Реологические параметры бурового раствора.

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

Динамическое напряжение сдвига.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле:



Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой системы очистки бурового раствора её в первом приближении оценивают по формуле:



Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах:

Условная вязкость

Вязкость качественно определят величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины, а также проникновение промывочной жидкости в поры и трещины горных пород. Оценочно определяется по формуле:

с

Структурно-механические свойства промывочной жидкости

Структурно-механические свойства бурового раствора характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах. Эти свойства оценивают параметрами статического напряжения сдвига через 1 и 10 минут и их отношением. Выбор этих параметров должен проектироваться с учётом бурения в данном районе.

Выбор необходимых значений показателя фильтрации и толщина

образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учётом скважинных условий с целью предупреждения возможных осложнений при бурении и заканчивании скважин

---

, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:

см³/30 мин

Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала:

Интервал (0-160м)

К_З=1,1,



Скелетное напряжение горных пород:







Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Среднее значение динамического напряжения сдвига:



Пластическая вязкость:



Условная вязкость:



Водоотдача:


Интервал (160-500 м)

=0,011*500=5,5 МПа,_З=1,1,



Скелетное напряжение горных пород:







Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Среднее значение динамического напряжения сдвига:



Пластическая вязкость:



Условная вязкость:

---

Водоотдача:



Интервал (500-1200м)

=0,0096*1200=12,5 МПа,_З=1,1,



Скелетное напряжение горных пород:







Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Среднее значение динамического напряжения сдвига:



Пластическая вязкость:



Условная вязкость:



Водоотдача:



Интервал (1200-2163м)

л=0,01*2100=21,00 МПа,_З=1,05,



Скелетное напряжение горных пород:







Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Среднее значение динамического напряжения сдвига:



Пластическая вязкость:



Условная вязкость:



Водоотдача:

---