8. Выбор показателей свойств промывочной жидкости

При выполнении курсовой работы должны быть выбраны основные показатели свойств бурового раствора: плотность ρ, пластическая вязкость η, динамическое напряжение сдвига τ₀, водоотдача (фильтрация) В, водородный показатель, статистическое напряжение сдвига _1, ₁₀, эффективная вязкость η_эф, условная вязкость, с.

8.1. Выбор плотности бурового раствора

Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях». Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа.

Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:

(8.1.1.)

(8.1.2.)

В этих формулах Р_пл – пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

Z_К – глубина залегания кровли этого пласта, м; g = 9,81 м/с² – ускорение свободного падения; ρ_в = 1000 кг/м³– плотность воды; α = 1,04–1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Едиными техническими правилами» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением; ΔΡ = (1,5-3,5) МПа – максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Величину плотности следует вычислить по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принять меньшее.

Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле: _о= а*К_а

где К_а - коэффициент аномальности пластового давления;

а - коэффициент запаса. Принимает значения:

0-1200м а=1,10;

1200-2400м а=1,05;

При выборе плотности должно быть выполнено условие: К_а<_о<К_п. Поэтому следует проверить, выполняется ли это условие при выбранной плотности бурового раствора.

Согласно Единым техническим правилам, плотность жидкости принимаем расчет­ная — расчетная + 0,02 г/см³. Найдем плотности буровой промывочной жидкости.

Интервал 0-40 м.

По формуле 5.1.1.

По формуле 5.2.2

Окончательно принимаем плотность =1180 кг/м³

Интервал 40-1773 м.

По формуле 5.1.1.

По формуле 5.2.2

Окончательно принимаем плотность =1020 кг/м³

Интервал 1773-1921 м.

По формуле 5.1.1.

По формуле 5.2.2

Окончательно принимаем плотность =1140 кг/м³

8.2. Выбор реологических свойств бурового раствора

Реологические свойства промывочных жидкостей обычно характеризует значениями пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ₀.

Реологические свойства зависят, прежде всего, от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

Реологические свойства промывочных жидкостей зависят от концентрации твердой фазы. В свою очередь, содержание твердой фазы непосредственно связано с плотностью бурового раствора. По этой причине принято представлять показатели реологических свойств буровых растворов как функцию их плотности.

Наиболее изученными являются реологические свойства глинистых растворов. Зависимости пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов приведены на рис.8.2.1.

Рис.8.2.1. Зависимость пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов

На рис.8.2.2 приведены зависимости реологических свойств от плотности для безводных растворов на углеводородной основе, на рис.8.2.3 – аналогичные зависимости для обращенных (инвертных) эмульсионных растворов.

Рис.8.2.2. Зависимость реологических свойств от плотности для безводных растворов на углеводородной основе

Рис.8.2.3. Зависимости для обращенных (инвертных) эмульсионных растворов

Зная плотность бурового раствора для каждого технологического интервала, находят по графикам значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, соответствующие выбранной плотности.

В настоящее время признается, что увеличение дифференциального давления на забое скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико-экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забои. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются уменьшить гидравлические сопротивления при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических сопротивлений достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока бурового раствора. При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения, является снижение эрозионного действия потока бурового раствора на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве. Характер режима течения бурового раствора определяется значением безразмерного критерия Рейнольдса, которое, в свою очередь, является функцией пластической вязкости и динамического напряжения сдвига раствора. Если выбрана скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарное течение в затрубном пространстве.

Согласно ГТН на Миннибаевской площади приняты следующие значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига:

Интервал 1773-1921м - τ₀ = 6,8 Па, η = 0,015 Па∙с