Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Техническая часть.docx
Скачиваний:
29
Добавлен:
22.09.2019
Размер:
140 Кб
Скачать

Методика определения значений показателей свойств бурового раствора

Выбранная плотность бурового раствора проверяется на соответствие градиенту гидроразрыва проходимых пород. При отсутствии соответствия принимаются решения по разделению проходимых участков ствола скважины обсадными колоннами.

2

Пластическая вязкость

(пл), мПас

пл = 33 б.р. - 22

3

Динамическое напряжение сдвига, (0), дПа

При скорости восходящего потока в затрубном пространстве

0 = 10 + 1,077,

где :  - угол отклонения ствола скважины от вертикали, град. , при V  Vmin

0 =620 -

где Q – производительность насосов, л/с;

Дс – диаметр ствола скважины, м;

пп – плотность выбуриваемой породы, г/см3;

б.р. – плотность бурового раствора, г/см3.

Для скважин с нормальным зазором между инструментом и стенками скважин желательно применение режима промывки с обеспечением Vmin. В случае малых зазоров очистка ствола скважины осуществляется с выбором достаточного 0 и малой производительности. При длительном (более 20 сут.) контакте раствора с породами турбулизация потока может привести к эрозии стенок скважины и увеличения кавернообразования в зоне неустойчивых пород.

4

Степень релаксации напряжений (СРН), %

При V  Vmin

СРН = 158,46 – 6,83

Показатель, характеризующий удерживающую способность раствора в покое при бурении пологих и горизонтальных скважин.

Следующие три параметра рассчитываются только при бурении горизонтальных скважин

5

Транспортирующая способность (ТС)

ТС = Дскв.  (6,5 – 0,0445.  Q) + 1,01Vmex

где Дскв. – диаметр ствола скважины, м

Q - производительность насосов, л/с

Vмех. – механическая скорость бурения, м/час;

РФd = 1 – 0,315 Дскв – реологический фактор диаметра скважины;

РФ = 1,28 ехр (-0,005  пл.) – реологический фактор вязкости;

РФо = 0,0078. 0 – реологический фактор динамического напряжения сдвига.

6

Прочность геля за 1 минуту покоя (1), дПа (удерживающая способность)

Q1 =

где Кd = 0,3 + 0,001 Дсквскв в мм);

Кh = 0,3 + 0,001  h – (h в м – длина наклонного участка

ствола с углами наклона  300);

К = 1 – 0,023  ( - 45);

КR = 0,5 – турбулентный режим течения;

КR = 1,0 – ламинарный режим течения.

Для условий вертикальных и наклонно направленных скважин и не утяжеленных растворов структурно-механические свойства проектируются исходя из условий минимально необходимых значений. Для утяжелённых растворов (для обеспечения «утяжеляемости» рецептур) должны соблюдаться соотношения 1/УВ=0,2+1,2; а также 1/0 и 1/ более 2.

7

Репрессия на пласт, МПа

Р = Кб  Рпл.

8

Водоотдача бурового раствора, см3/ 30 мин

а)

при забойной температуре:

- для вертикальных скважин;

Фвтвд

- для горизонтальных скважин.

Фвтвд

б)

при температуре 200С

Ф20 = ,

где а – коэффициент, учитывающий влияние температуры на водоотдачу.

При высокой проницаемости пород стенок скважины помимо величины показателя фильтрации определяется гранулометрический состав раствора.

9

Ингибирующая способность (П0), м/ч

а)

для вертикальных скважин

П0 ,

где Rc – радиус ствола скважины, м;

б.р. – плотность бурового раствора, г/см3;

пор. – поровое давление в эквиваленте плотности, г/см3;

 - угол залегания пластов относительно ствола скважины, град;

Т – время нахождения глинистых отложений в необсаженном состоянии, сут.

б)

для горизонтальных скважин

П0 =

в)

из условий исключения гидратации глинистых составляющих коллектора

П0 = 7,0 – 0,054 Ргорн.

При одновременном вскрытии неустойчивых пород и заглинизированных коллекторов выбирается меньшее значение П0.

По выбранным значениям показателя увлажняющей способности и высокотемпературной фильтрации, а так же желательной величине коэффициента гидродинамического совершенства скважин, рассчитываются характеристики фильтрата бурового раствора ( - межфазное натяжение, мН/м и  - краевой угол смачивания, град.)

Достижимые градации коэффициента ОП при первичном вскрытии пласта с использованием растворов на водной основе.

Кпр., мкм2

ОП, доли

 0,01

Не более 0,5

от 0,015 до 0,030

0,852

от 0,030 до 0,050

0,92

 0,050

от 0,95 до 0,98

Для получения величины ОП выше указанных необходимо применение растворов на углеводородной основе.

10

Коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта (), %

Задаёмся значением ОП и находим  из следующего выражения:

ОП =

где Rф = Rc ;

Rc – радиус ствола скважины, м;

Т – время фильтрации, с;

m – пористость, доли единицы;

Vф = 0,042  10-6  Фвтвд – корость

фильтрации для полимерных растворов, м/с;

Vф = 0,021  10-6  Фвтвд - -  - для лигносульфонатных растворов, м/с

 = 100  ехр  ,

где  - межфазное натяжение на границе фильтрат-углеводорода, мН/м;

 - краевой угол смачивания, град

r эф = rср – 1,25  св.в., мкм;

rср = 0,5 , мкм

св.в = 0,033  е0,5По  гл. – доли единицы.

П0 см/час;

К – проницаемость пласта, мкм2;

m – пористость, доли единицы;

гл – содержание глинистых фрагментов в коллекторе, доли единицы;

Р – депрессия при освоении, МПа

При неизвестной величине краевого угла смачивания и при условии отсутствия в растворе гидрофобизиурующих добавок можно принять:

  • для пресных растворов от 100 до 110 град.;

– для минерализованных от 110 до 115 град.

Таблица 14 - Значения коэффициента «а» для различных буровых растворов

Тип и состав бурового раствора

Термоста-бильность,

0С

Значение

коэффи-

циента «а»,

1/0С

Вода + бентонит

-

0,080

Соленасыщенный: бентонит, КМЦ – 600, NаОН, NаСl

120

0,060

Минерализованный: бентонит КМЦ-600, NаОН, NаСl

120

0,044

Недиспергирующий: бентонит, КМЦ-600, ГКЖ-10

120

0,030

Полимерлигносульфонатный: бентонит, ФХЛС, NаОН, метас

140

0,030

Гуматный: бентонит, ПУЩР

120

0,028

Известковый: бентонит, окзил, NаОН, КССБ-4, Са(ОН)2

140

0,028

Лигносульфонатный: бентонит, окзил, NаОН, КССБ-4

125

0,020

Полисахаридный: бентонит, КМЦ-600, ТПФ

120

0,020

Хлоркальциевый: бентонит, КССБ-4, КМЦ-600, а(ОН)2, СаСl2

135

0,020

Калиевый: бентонит, КССБ-4, КМЦ-600, КОН, КСl

150

0,020