Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

Тип бурового раствора и его параметры определяются в соответствии с технологическим регламентом ОАО «Сургутнефтегаз» на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы).

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового рас- твора определяется из условия недопущения гидроразрыва пород по формуле

, (60)

где r - плотность бурового раствора, кг/м³;

а- ускорение свободного падения (9,81 м/с);

z - текущая глубина скважины, м;

Р_пл - пластовое давление на глубине z, МПа;

Р_гор - горное давление на глубине z, МПа.

Необходимую величину плотности бурового раствора r, кг/м³ рассчитывают по формуле

, (61)

где к - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым [12],

k = 1,10 -1,15 при глубине до 1200 м,

k=1,05 - 1,10 при глубине до 2500 м,

k= 1,04 -1,07 при глубине больше 2500 м.

В продуктивных горизонтах для определения плотности бурового раствора необходимо учитывать репрессию на пласт, рассчитываемую по формуле

Р = Р min+ (Ka × А), (62)

где P_min - минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым, МПа;

А -коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при СПО.

Плотность бурового раствора r, кг/м³ определяется по формуле

, (63)

где р -левый предел плотности бурового раствора, кг/м³;

Р_пор - давление флюида в порах интервала разреза скважины, МПа;

Р_ск - скелетное давление пород, МПа;

0,12 - коэффициент, учитывающий среднее значение депрессии на пласт.

Р_пор = grad P_пор × Z × 0,1 , (64)

где grad P_пор - градиент порового давления на глубине Z.

Горное давление Р_гор, МПа определяется по формуле

Р_гор = р_гп × 0,1 × Z, (65)

где р_гп - плотность горной породы на глубине z, кг/м³.

Скелетное напряжение Р_ск, МПа определяют по формуле

Р_ск = Р_г - Р_пор, (66)

Плотность бурового раствора r, кг/м³ для вскрытия продуктивного пласта определяют по формуле

(67)

Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствоpa принимают меньшую величину.

Реологические параметры определяют по следующим формулам. Динамическое напряжение сдвига в первом приближении можно определить по формуле

t₀= 0,0085× r_бр-7 (68)

Пластическую вязкость бурового раствора h, Па-с можно определить по следующей формуле

h= (0,004 ¸ 0,005) ×t₀ , (69)

Водоотдачу можно рассчитать по формуле

В= (70)

Условная вязкость Т, с определяется

Т (71)

Остальные параметры бурового раствора выбирают из классификационных таблиц для выбора показателей бурового раствора и исходя из геологических условий месторождения:

I интервал 0 - 70 м - этот интервал сложен неустойчивыми породами, в
основном песками с прослоями суглинков, супесями. На этом интервале на-
блюдается размыв стенок скважины, от восходящего потока бурового раствора.
Поэтому этот интервал бурится под направление для укрепления ствола в са
мых верхних малопрочных породах.

II интервал 70 – 1050 (1200) м - сложен неустойчивыми глинистыми породами с редкими прослоями алевролитов. В этом интервале наблюдается кавернообразование, осыпи, обвалы стенок скважины, прихваты.

Ш интервал 1050 - 1700 м - сложен в основном глинами с прослоями алевролита, возможны небольшие обвалы стенок скважины.

интервал 1700 - 2030 м - представлен в основном глинами, песчаника
ми с прослоями алевролитов, известняков. Возможны осыпи и обвалы стенок
скважины, водопроявления, разжижение бурового раствора.

интервал 2030 – 2620 (3350) м - представлен аргиллитами, песчаником. Возможны нефтегазопроявления, сужение ствола скважины.

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам (составление карты поинтервальной обработки раствора), расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного и дополнительных стволов

Технология приготовления буровых растворов заключается в последовательной ступенчатой обработке химическими реагентами в соответствии с нормами.

Сущность технологии основывается на поддержании определенной концентрации полимеров в зависимости от глубины скважины, по мере снижения коллоидальности глин, ступенчато наращивается концентрация полимеров в растворе.

При обработке глинистого раствора, концентрация вводимых в гидромешалку полимеров на определенной ступени обработки в зависимости от интервала бурения должна:

-вначале превышать концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора;

-затем стабилизировать достигнутую концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора.

После спуска технической колоны производится утяжеление исходного бурового раствора путем ввода расчетного количества утяжелителя.

За счет механического разрушения молекул полимеров при воздействии больших гидродинамических нагрузок (истечение через насадки долота, лопатки центробежных насосов, забойные двигатели), адсорбции их на поверхности глинистых частиц и выбуренного шлама, а также влияния повышенных температур могут ухудшаться реологические и фильтрационные свойства бурового раствора, которые восстанавливают дополнительной обработкой:

Контроль технологических параметров буровых растворов проводятся в соответствии с СТП 103-2007 «Сборник методик контроля параметров буровых и тампонажных растворов» и международного стандарта АНИ.

Необходимый объем бурового раствора для бурения скважины, определяем по формуле (20)

V=V_n+V_б + a×V_c , (72)

где V_п - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов, м³;

а = 1,5 - коэффициент запаса бурового раствора;

V_б- объем бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе бурения в циркуляционной системе при поглощении, м³.

(73)

где n_i - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³;

l_i - величина технологического интервала скважины , м;

V_c - объем скважины в конце 1-го интервала бурения с промывкой данным типом раствора, м.

(74)

где D_i- диаметр ствола скважины i-го технологического интервала, м;

k_i -коэффициент кавернозности i-го интервала.

Затем определяем потребное количество химреагентов Q_xp, кг и материалов для приготовления проектируемых типов буровых растворов по формуле

(75)

где q_xp - количество химреагентов, необходимых для приготовления 1 м глинистого раствора заданной плотности, кг.

Таблица 30 - Рекомендуемый тип и технологические параметры бурового раствора (поинтервально)

Тип бурового раствора	Интервал бурения по вертикали	Плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрато-отдача, см3 за 30 мин	Корка, мм	СНС, дПа	Реологические характеристики	Содержание песка, %	рН
от	до	1 мин	10 мин	пластическая вязкость, мПа.с	динам. напряж. сдвига, дПа
Естественный глинистый раствор				35-45	6-8	1,5			15-19	25-40	1,0-2,0	7-8
Наработанный глинистый раствор			1140-1160	30-35	6-8	1,5			15-19		1,0	6-7
		1100-1120	20-22	8-10	1,0			3-5		1,0	6-7
		1140-1160	21-23	5-6	1,0		8-10	6-8	20-40	<1	6-7
		1160-1180	22-24	4-5	0,5-1,0		15-	12-15	40-60	<1	6-7

Пример расчета объема бурового раствора при бурении под направление:

V_n = 70 + 5 = 75 м³;

V_c= 0,785 × (0,393)² ×60 × 1,3 = 6,2 м³;

V =0,2 × 60 = 12 м³;

V = 75 + 8×6,2 + 12 = 137 м³.

Рассчитаем потребное количество реагентов для обработки буровых растворов.

Гивпан: Q_г= 1,5 × 137 = 206 кг;

Для кондуктора потребное количество бурового раствора и химических реагентов рассчитаем аналогично.

Как указывалось ранее, для промывки из-под кондуктора мы используем раствор, который нарабатывается в процессе бурения.

Объем глины, переходящей в буровой раствор в процессе разбуривания глинистых пород, рассчитаем по формуле

(76)

где d_c - диаметр скважины, м;

h - мощность глинистых отложений, м.

Массу чистой глины М_гл, кг подлежащей разбуриванию (за вычетом содержащихся в ней песка и других примесей), определяем по формуле

(77)

где k- содержание примесей в глине, %;

r_гл – плотность разбуриваемой глины, кг/м³.

Объем глинистого раствора V_бр,м³ получаемого самозамесом, находим по формуле

, (78)

где r_бр- плотность бурового раствора, кг/м³;

р_в = 1000 кг/м - плотность пресной воды.

Объем воды V_в,м³ необходимый для глинистого раствора полученного самозамесом

, (79)

Рассчитав необходимые объемы буровых растворов и количества химических реагентов данные сведем в таблицу 31.