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 ∆Р_кп (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	k 1	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 Р_с> Р_п).

Расчет плотности бурового раствора ρ₁, кг/м³ для промывки в случае депрессии на пласт в глиносодержащих породах определяется по формуле

                  ,                                       (8)

где ΔР^д_диф = (10-15 %)·Р_ск (согласно [ПБ]) – допустимая депрессия на пласт.  

  Р_ск = Р_г - Р_пор;                             (9)

 

  ,                                    (10)

 

где ρ_гор – 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

                                                      d_m = 0,0035 + 0,0037 Д_д,       

для долот типа СТ и Т

                                                      d_m = 0,002 + 0,035 Д_д.

 

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 (r_п - r),                   (19)

 

где d - условный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м; 

r_п, 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
1	2	3	4	5	6	7	8	9
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
1	2	3	4	5	6	7	8	9
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.

 

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: