Навигация
Обоснование параметров буровых растворов
30827
знаков
11
таблиц
2
изображения
2.3 Обоснование параметров буровых растворов
При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.
Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.
Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле
(2.1)
где Кп – коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;
Pпл – пластовое давление, Па;
g – ускорение свободного падения;
Н – глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления.
Рекомендуется принимать Кп = 1,1-1,15 при Н<1200 м (DР£1,5 МПа); Кп = 1,05-1,1 при Н=1200-2500 м (DР£2,5 МПа); Кп = 1,04-1,07 при Н>2500 м (DР£3,5 МПа).
Для качественного вхождения в продуктивный пласт, необходимо произвести очистку бурового раствора от шлама, также произвести химическую обработку раствора до указанного ПФ.
С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразоваиия в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнения.
2.4 Обоснование рецептур буровых растворов
Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном растворе. При бурении под направление для снижения ПФ и увеличении вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ и каустической содой.
При бурении под кондуктор проходят сквозь слой, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержание низкой температуры, образование прочной фильтрационной корки, создание высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, ФК-2000, графит, каустическую соду, НТФ, КМЦ, КССБ, ФК-2000, СМАД.
При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема- это сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Для поддержания необходимых значений показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ и КССБ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода или гидроксид калия для поддержания указанных регламентных рН.
3 Уточнение рецептур буровых растворов
3.1 Постановка задачи
Необходимость уточнения рецептуры бурового раствора связано с отсутствием данных по показателям качества компонентов на период его приготовления. Связь между регулируемым параметром раствора и содержанием реагента анализируется с помощью вероятностных методов, т.к. зависимость конкретных значений выходного показателя от переменой величины Х (содержание реагента) имеет случайный вероятностный характер. По существу, задача сводится к установлению влияния химических реагентов на основные параметры выбранной модели бурового раствора.
Планирование эксперимента предполагает создание линейной модели оптимального планового эксперимента и включает следующие основные этапы:
- разработка матрицы планирования эксперимента;
- выполнение экспериментов;
- обработка результатов опытов.
Требуется уточнить рецептуру бурового раствора для наиболее ответственного интервала бурения - для продуктивного пласта. Для этого исследуем влияние трех химических реагентов:DUO VIS, KEM PAS,Формиат
Похожие работы
... высота вышки, м 36,74 9 Наибольшее давление на выкиде 24,5 10 Масса установки, кг 1475 3.2 Обогрев буровой в зимних условиях Продолжительность отопительного периода в районе деятельности БП «Тюменбургаз» составляет 284 сутки, по этому для работы в зимних условиях необходимо предусматривать обогрев буровой. Отопительная установка на буровой предназначена для обеспечения паром ...
0 комментариев