Выбрать тип бурового раствора под каждый интервал бурения скважины с учетом

Выбор типа бурового раствора
Интервал 0 – 75 м представлен чередованием глин, алевролитов, аргиллитов. Для бурения данного интервала принимается пресный глинистый буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Компонентный состав бурового раствора в интервале 0-75 м
Название компонентов Назначение Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
Бентонитовый глинопорошок ПБМВ Структурообразователь
162,5
Кальцинированная сода Na2CO3 Регулятор жесткости и
щелочности водной основы 1,0
Вода Дисперсионная среда 940
Интервал 75 – 270 м представлен чередованием песчаников, алевролитов. Для бурения данного интервала принимается пресный глинистый буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Компонентный состав бурового раствора в интервале 75-270 м
Название компонентов Назначение Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
Бентонитовый глинопорошок ПБМВ Структурообразователь
162,5
Кальцинированная сода Na2CO3 Регулятор жесткости и
щелочности водной основы 1,0
Вода Дисперсионная среда 940
Интервал 270 – 2000 м представлен чередованием доломитов, известняков. Для бурения данного интервала принимается соленасыщенный полисахаридный буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Компонентный состав бурового раствора в интервале 270-2000 м
Название компонентов Назначение Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
Соль техническая NaCl
Минеральный ингибитор, основной утяжилитель водной фазы 300
Крахмал «Амилор» Понизитель водоотдачи, загуститель 25
MR-Slide
Смазывающая добавка 5
Каустическая сода NaOH
Регулятор щелочности 1
Оснопак LV (Унипак LV) Понизитель водоотдачи, регулятор вязкости 3
Оснопак HV (Унипак HV) Понизитель водоотдачи, регулятор вязкости (высоковязкий) 1
Кальцинированная сода Na2CO3 Регулятор жесткости и щелочности водной основы 3
Antren-BIO
Бактерицид 0,5
Гаммаксан
Структурообразователь (биополимер) 3
ПЭС-1 Пеногаситель
1
Интервал 2000 – 2600 м представлен чередованием доломитов, песчанников. Необходимо снизить риск появления нефти, так как на этой глубине повышенный коэффициент аномальности, снизить риск загрязнения продуктивного горизонта, при этом избежать набухания глин в следствии водоотдачи. Для бурения данного интервала принимаем биополимерный хлор-калиевый буровой раствор. Этот раствор является экологически чистым, что дает ему преимущество перед инвертными эмульсиями. Компоненты и их назначения представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Компонентный состав бурового раствора в интервале 2000-2600 м
Название компонентов Назначение Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
Гаммаксан
Структурообразователь (биополимер) 20
Сода каустическая NaOH
Связывание агрессивных ионов Са2+ 1
Сода кальцинированная Na2CO3 Регулирование pH
1
ПАЦ-НВ (Полианионная целлюлоза) Регулятор вязкости;
понизитель водоотдачи 6
ПАЦ-ВВ (Полианионная целлюлоза) Повышение смазывающих свойств буровых растворов 3
Окзил
Понижение вязкости 10
ПЭС-1 Пеногаситель
1
Antren-BIO
Бактерицид 0,1
2 . Определение плотности бурового раствора
Плотность бурового раствора (ρ, г/см3 или кг/м3) - это масса единицы ее объема. Необходимая плотность бурового раствора определяется по формуле, кг/м3:
ρб.р.= Рг.ст.10-5Н
Преобразуем формулу:
ρб.р.= Рг.ст.10-5∙Н= Кз∙Рпл10-5∙Н= Кз∙Ка∙ρв∙g∙Н∙10-610-5∙Н= Кз∙Ка∙999,972∙9,82∙Н∙10-610-5∙Н=Кз∙Ка∙999,972∙9,82∙0,1 =Кз∙Ка∙981,973 , кг/м3
Переводим в г/см3
ρб.р.=Кз∙Ка∙981,973÷ 1000=Кз∙Ка∙0,98 , г/см3
По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности п. 210 «Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростастического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающие проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м) К3 = 1,1;
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины К3 = 1,05.
При бурении под направление (интервал 0-75)
ρб.р.=1,1∙1∙0,98 = 1,08 г/см3
При бурении под кондуктор (интервал 75-270)
ρб.р.=1,1∙0,8∙0,98 = 0,86 г/см3
При бурении под промежуточную колонну (интервал 270-2000)
ρб.р.=1,05∙1,02∙0,98 = 1,05 г/см3
Для бурения интервалов 0-75 м и 75-270 м и 270-2000 м принимаем плотность раствора 1,1 г/см3
При бурении под эксплуатационную колонну (интервал 2000-2600)
ρб.р.=1,05∙1,1∙0,98 = 1,13 г/см3
3. Определение параметров буровых растворов
3.1 Условная вязкость (УВ, сек) – величина, косвенно характеризующая гидравлические сопротивления течению.
Условная вязкость определяется по формуле:
УВ≤21*10-3*ρбр
где ρб.р - плотность бурового раствора, кг/м3.
Интервал 0-75 м УВ≤21*10-3* 1078 = 22,64 сек
Интервал 75-270 мУВ≤21*10-3* 862 = 18,1 сек
Интервал 270-2000 мУВ≤21*10-3*1050 = 22,05 сек
Интервал 2000-2600 мУВ≤21*10-3*1132 = 23,77 сек
3.2 Статическое напряжение сдвига (СНС1/10, дПа) - это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Статическое напряжение сдвига определяется по формуле:
СНС1≥0,52-е-110dчdчρг.п-ρб.р;
СНС10≥dчρг.п-ρб.рgk6
где k – коэффициент учитывающий реальную форму частиц шлама, к=1,5 ;
dч – диаметр частиц шлама, м;
ρг.п - плотность горной породы, кг/м3;
g – ускорение свободного падения равное 9,81 м/с2.
Диаметр частиц шлама определяется по формуле:
dч =0,35+0,037Dд для долот с фрезерованным вооружением С, МС;
dч =0,2+0,035Dд для зубковых долот и долот истирающе-режущего типа.
где Dд - диаметр долота, см.
Интервал 0-75 м dч =0,35+0,037∙508 = 19,146 мм = 0,02 м
Интервал 75-270 мdч =0,35+0,037∙393,7 = 14,92 мм = 0,01 м
Интервал 270-2000 мdч =0,2+0,035∙295,3 = 10,54 мм = 0,01 м
Интервал 2000-2600 мdч =0,2+0,035∙190,5 = 6,87 мм = 0,01 м
Интервал 0-75 м
СНС1≥0,52-е-110∙0,02∙0,02∙2600-1078 = 28,75 дПа
СНС10≥0,02∙2600-1078∙9,81∙1,56= 74,65 дПа
Интервал 75-270 м
СНС1≥0,52-е-110∙0,01∙0,01∙2600-862 = 14,49 дПа
СНС10≥0,01∙2600-862∙9,81∙1,56 = 42,62 дПа
Интервал 270-2000 м
СНС1≥0,52-е-110∙0,01∙0,01∙2600-1050 = 12,92 дПа
СНС10≥0,01∙2600-1050∙9,81∙1,56 = 38,01 дПа
Интервал 2000-2600 м
СНС1≥0,52-е-110∙0,01∙0,01∙2600-1132 = 12,24 дПа
СНС10≥0,01∙2600-1132∙9,81∙1,56 = 36 дПа
Фильтрация (Ф30, см3) – величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время.
Фильтрация определяется по формуле:
Ф≤6*103ρб.р+3
Интервал 0-75 м Ф≤6*1031078+3=8,6 см3
Интервал 75-270 мФ≤6*103862+3= 10 см3
Интервал 270-2000 мФ≤6*1031050+3 = 8,7 см3
Интервал 2000-2600 мФ≤6*1031132+3 = 8,3 см3
3.4 Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние на некоторые показатели и процессы, связанные с бурением скважин.
Пластическая (структурная) вязкость (пл, мПас) - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.
Пластическая вязкость определяется по формуле:
η=0,0045*τ0 – для глинистых растворов;
η=0,002*τ0 – для полимерных растворов.
Интервал 0-75 м η=0,0045*2,16 = 0,0097 см3
Интервал 75-270 мη=0,0045*0,33 = 0,0015 см3
Интервал 270-2000 мη=0,002*1,93 = 0,0039 см3
Интервал 2000-2600 мη=0,002*2,62 = 0,0052 см3
Динамическое напряжение сдвига (0, дПа) - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению.
Динамическое напряжения сдвига определяется по формуле:
τ0=0,0085ρбр-7
Интервал 0-75 м τ0=0,0085∙1078-7 = 2,16 дПа
Интервал 75-270 мτ0=0,0085∙862-7 = 0,33 дПа
Интервал 270-2000 мτ0=0,0085∙1050-7 = 1,93 дПа
Интервал 2000-2600 мτ0=0,0085∙1132-7 = 2,62 дПа
4