Интервал 450 – 2150
Интервал представлен обломочными породами: глины, переходящие в алевролиты, аргиллиты переслаивающиеся с алевролитами и так далее.
Пластовое давление в интервале соответствует гидростатическому
(Ка = 1,05). Индекс давления поглощения на большей части интервала Кп = 1,35 и лишь в отдельных пропластках крупнозернистых песков Кп = 1,25 . Температура горных пород не превышает 70°С. Интервал не содержит нефтегазовых пластов, но в нем залегают пласты с пресной водой.
Анализ факторов, влияющих на выбор бурового раствора по таблице 4.
Обобщив соображения, можно сформулировать обоснование выбора типа бурового раствора для бурения рассматриваемого технологического интервала примерно таким образом:
Поскольку интервал 450 – 2150м сложен средне устойчивыми обломочными породами, то при бурении его необходима тиксотропная промывочная жидкость, способная к эффективному коркообразованию, как и в первом случаи, но во избежание подваливания забоя и прилипания и прихвата инструмента необходимо соблюдение норм по регламенту промывочной жидкости. Таких как плотность, вязкость, водоотдача, СНС,pH.
Применяем малоглинистый полимерный раствор.
Интервал 2150 – 4500.
Интервал представлен обломочными породами.
Пластовое давление в интервале соответствует гидростатическому
(Ка = 1,07). Индекс давления поглощения на большей части интервала Кп = 1,40 . Температура горных пород колеблится в пределах 70-120°С . Интервал содержит нефтегазовые пласты, поэтому велика вероятность нефтепроявления. В данном случаи поднимаются некоторые величины физических свойств бурового раствора для создания противодавления на пласт (заметно к забою увеличивается плотность раствора), но уменьшаются другие во избежание прихвата инструмента (вязкость значительно падает по сравнению с бурением под кондуктор).
На основании обоснований и информации о ранее пробуренных скважинах
выбираем тип бурового раствора.
Применяем хлоркальциевый раствор.
7. Выбор показателей свойств промывочной жидкости. 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 пластовьм давлением величиной 1,5-3,5 МПа. Требования «Единых технических правил» приведены в таблице 5.
Таблица 8
Интервал бурения, м
|
Рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением
|
Максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением
|
до 1200 1200-2500 более 2500
|
10-15% 5-10 % 4 - 7 %
|
1,5 МПа 2,5 МПа 3,5 МПа
|
Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:
В этих формулах:
Pпл - пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в
рассматриваемом интервале. Па;
Zк - глубина залегания кровли этого пласта, м;
go - 9,81 м/с - ускорение свободного падения;
а = 1,04 - 1,15 - коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Едиными техническими правилами» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;
ΔP= (1,5-3,5) МПа - максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.
Величину плотности по интервально вычисляем по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принимаем меньшее.
Определение плотности бурового раствора.
Таблица 9
Интервал бурения, м от-до |
Градиент пластового давления |
Минимально допустимая плотность |
Максимально допустимая плотность |
Принятая проектом плотность |
0-450 |
1,0 |
1,1 |
1,15 |
1,14 |
450-1200 |
1,0 |
1,1 |
1,15 |
1,12 |
1200-2150 |
1,0 |
1,05 |
1,12 |
1,12 |
2150-2500 |
1,05 |
1,10 |
1,16 |
1,12 |
2500-4100 |
1,07 |
1,11 |
1,15 |
1,14 |
4100-4500 |
1,26 |
1,31 |
1,35 |
1,32 |
Типы и параметры бурового раствора.
Таблица 10
Название (тип) раствора |
Интервал, м |
Параметры бурового раствора |
|||||||||
от (верх) |
до (низ) |
плот- ность, г/см3 |
условная вязкость сек |
водоотдача см3/30мин |
СНС, мгс/см2 через,мин. |
корка, мм |
содер. тв.фазы (песка), % |
рН |
плот- ность до утяжел. |
||
1 |
10 |
||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
Полимер- ный, малоглин. на водной основе |
20 |
450 |
1,14 |
40-60 |
до 12 |
60 |
120 |
до 2 |
до 1,0 |
7 |
- |
450 |
1200 |
1,12 |
30-40 |
8-10 |
45 |
90 |
до 2 |
до 1,0 |
7 |
- |
|
1200 |
2300 |
1,12 |
30-40 |
8-10 |
45 |
90 |
до 1,5 |
до 1,0 |
7 |
- |
|
2300 |
2500 |
1,12 |
30-40 |
8-10 |
45 |
90 |
до 1,5 |
до 1,0 |
7-8 |
- |
|
2500 |
4100 |
1,14 |
30-40 |
6-8 |
45 |
90 |
до 1,5 |
до 1,0 |
7-8 |
- |
|
4100 |
4500 |
1,32 |
40-50 |
6-8 |
60 |
120 |
1,0 |
1,0 |
7-8 |
1,14 |
|
Давление промывочной жидкости на стенки скважины увеличивается при ее циркуляции. Это увеличение обусловлено возникновением гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве. Такое повышение давления может послужить причиной возникновения поглощения в слабых пластах, расположенных в рассматриваемом интервале. Поэтому следует определить максимально допустимую плотность бурового раствора, при котором может начаться поглощение в процессе циркуляции раствора. невыполнении этого условия нужно либо уменьшить величину коэффициента запаса а в приделах, установленных «Едиными правилами», либо принять более низкие значения реологических свойств бурового раствора.