- •Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
- •2.Геолого-физическая характеристика месторождения.
- •3. Характеристика проектной скважины № 18
- •4. Расчленение по литологическому составу пород.
- •4.1. Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •4.2 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород.
- •4.3 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.
- •4.5. Окончательные границы интервалов с учетом всех факторов.
- •5. Выбор типа промывочной жидкости.
- •6. Выбор показателей свойств бурового раствора.
- •6.1. Выбор плотности бурового раствора.
- •6.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
- •6.3. Выбор статического напряжения сдвига.
- •6.4. Выбор значения условной вязкости.
- •6.5. Выбор величины показателя фильтрации.
- •6.6. Выбор величины водородного показателя.
- •6.7. Прочие свойства бурового раствора.
- •6.8. Определение минимально необходимого значения днс для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
- •7. Выбор состава глинистого раствора.
- •8.1. Расчет потребности в буровом растворе.
- •8.2. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках.
- •9. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости.
- •9.1. Состав циркуляционной системы.
- •9.2. Приготовление бурового раствора.
- •9.3 Оборудование для очистки и регулирования содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •9.4. Выбор аппаратуры для контроля качества раствора.
- •10.Экологические мероприятия при бурении скважин.
6. Выбор показателей свойств бурового раствора.
6.1. Выбор плотности бурового раствора.
Согласно правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. Показатели плотности принимаю, ориентируясь по данным ранее пробуренных скважин.
ρ=1,1 г/см3 для интервалов I,II,III, ρ=1,12 г/см3 для интервала IV.
6.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
Реологические свойства промывочных жидкостей характеризуют значениями пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ0.
Показатели пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ0 определяются (рис. 1 метод. указания) по графикам зависимости от плотности бурового раствора.
Интервалы I,II,III с плотностью ρ=1,1, г/см3 η=5 мПа, τ0=53 дПа.
Интервал IV с плотностью ρ=1,12, г/см3 η=7 мПа, τ0=56 дПа.
6.3. Выбор статического напряжения сдвига.
Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы. Исследования показали, что одноминутное значение СНС бурового раствора должно находиться в пределах Ө1=25-35 дПа.
Согласно рекомендациям значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:
Кт=Ө10/Ө1≤3. (А)
6.4. Выбор значения условной вязкости.
Определение значения эффективной вязкости:
ηэф=η+τ0/6, мПа*с; (Б)
ηэф=5+53/6=16, для интервалов I,II,III.
ηэф=7+56/6=18, для интервала IV.
УВ=14,7+0,87ηэф+0,01η2эф, с (В)
УВ=14,7+0,87*16+0,01*162=31,18 с;
УВ=14,7+0,87*18+0,01*182=33,6 с;
6.5. Выбор величины показателя фильтрации.
Значение показателя фильтрации бурового раствора для конкретных интервалов разреза следует определить на основе сравнения поведения стволов скважин, ранее пробуренных на этой площади (по 3 скважинам). На основании этого строятся графики изменения водоотдачи с глубиной. На графике следует отметить осложнения которые имели место при бурении этих скважин и могли быть связаны с фильтрационными свойствами раствора: обвалы, проработки, затяжки, прихваты. По графикам из каждого выделенного интервала выбирают значение показателя фильтрации, соответствующее минимуму затрат времени на борьбу с осложнениями.
6.6. Выбор величины водородного показателя.
Величина водородного показателя буровых растворов на водной основе выбирается в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования свойств.
Принимаю водородный показатель рН=8-9,5.
6.7. Прочие свойства бурового раствора.
Кроме перечисленных показателей свойств должны быть регламентированы:
Содержание песка, содержание в фильтрате хлор-иона для минерализованных растворов, содержание водной фазы в растворах на углеводородной основе, активность водной фазы и др.