Выбор и расчет параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий.

Типы буровых растворов для строительства рассматриваемой скважины Сихорейского месторождения выбраны с учетом анализа практического опыта бурения скважин в данном регионе. Главным требованием, предъявляемым к буровым растворам, является поддержание и регулирование агрегативной и кинетической устойчивости системы, в значительной мере определяющей ее технически важные показатели: плотность, реологические, фильтрационные, смазочные и антикоррозионные свойства.

При выборе и расчете параметров раствора по интервалам будем руководствоваться опытом и анализом пробуренных ранее скважин в Центрально-Хорейверском поднятии (ЦХП), а также следующими правилами:

а)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 циркулляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Согласно п. 8.2 Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газокон-денсатных месторождениях (М.:ВНИИБТ, 1983)*, плотность бурового раствора (если она не вызывается необходимостью обеспечения устойчивости стенок скважины) в интервале совместимых условий бурения должна определяться из расчета, что столбом бурового раствора создается гидростатическое давление в скважине, превышающее пластовое (поровое):

на 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервал от 0 до 1200 м) (DР£1,5 МПа);

на 5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервал от 1200 до 2500 м (DР£2,5 МПа)

на 4 — 7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервал от 2500 м до проектной глубины) (DР£3,5 МПа)

Таким образом, плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле

, кг/м³, (1)

где К_п – коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;

P_пл – пластовое давление, Па;

g – ускорение свободного падения;

Н – глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления.

В соответствии с вышесказанным принимаем:

- К_п = 1,1-1,15 при Н<1200 м (DР£1,5 МПа);

- К_п = 1,05-1,1 при Н=1200-2500 м (DР£2,5 МПа);

- К_п = 1,04-1,07 при Н>2500 м (DР£3,5 МПа).

Так как для интервалов замеренные значения пластовых давлений отсутствуют, то найдем критериальное давление для каждого из интервалов при помощи градиента пластового давления.

б) При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость раствора. При излишне высокой вязкости вследствие больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах и поглощения, хуже очищается раствор от шлама и газа; снижается подача бурового раствора и мощность турбобура; хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока.

в) Наличие структуры бурового раствора обусловливает его способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии. Чем выше СНС, тем лучше удерживающая способность раствора. Однако при этом растут и гидравлические сопротивления в циркуляционной системе, что может вызвать гидроразрыв пластов и поглощение раствора как при пуске буровых насосов, так и в процессе их работы. Для предупреждения осаждения шлама буровой раствор должен обладать высокими тиксотропными свойствами.

г) 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.

Определим основные свойства буровых растворов по интервалам:

а) Интервал 0- 30 м –бурение под направление. По опыту ранее пробуренных скважин в Центрально-Хорейверском поднятии (ЦХП) бурится на бентонитовом растворе.

Пластовое давления 1МПа/100м. Необходимую плотность раствора определим по ф-ле (1):

При К_п = 1,1

Рпл=1Мпа/100м*0,3=0,3Мпа

При К_п = 1,15

С остальными рекомендуемыми параметрами для данного раствора, рассчитанными на основе анализа пробуренных ранее скважин и существующих геологических условий, можно ознакомится в сводной таб.3

б) Интервал 30-350м - бурение под кондуктор.

Полимер-бентонитовый раствор.

Пластовое давления 1МПа/100м. Необходимую плотность раствора определим по ф-ле (1):

К_п = 1,13

Рпл=1Мпа/100м*3,5=3,5Мпа

Начальная вязкость бурового раствора должна быть не меньше 65-70 сек, во избежание размыва ствола.

С остальными рекомендуемыми параметрами для данного раствора, рассчитанными на основе анализа пробуренных ранее скважин и существующих геологических условий, можно ознакомится в сводной таб.3

в) Интервал 350-2680(2470)м. - бурение под техническую колонну.

Бурение данного интервала производится гипсо-известковом растворе.

Максимальный градиент пластового давления в этом интервале 1.06МПа/100м на конце интервала. Необходимаую плотность раствора определим по ф-ле (1):

Рпл=1.06Мпа/100м*24.7=26.182Мпа

При К_п =1,05

При К_п = 1,1

Принимаем необходимую плотность раствора в интервале равной 1.14-1.16г/см. В случае осложнений рекомендуется увеличить плотность до 1.18г/см.

По опыту ранее пробуренных скважин рекомендуется перед вскрытием толщи ангидрита произвести разбавление бурового раствора и увеличение рН до 10,5-11 для предотвращения загрязнения.

С остальными рекомендуемыми параметрами для данного раствора, рассчитанными на основе анализа пробуренных ранее скважин и существующих геологических условий, можно ознакомится в сводной таб.3.

г) Интервал 2680(2470)м – 3393(3114)м- бурение под эксплуатационную колонну.

Бурение данного интервала производится на гипсо-известковом растворе.

Рассчитаем плотность раствора, необходимую для безаварийной работы на этом интервале.

Рассчитаем плотность на выходе из башмака колонны и при бурении верхней части интервала:

Максимальный градиент - 1.06Мпа/100м на глубине 2470м.

Рпл=1.06Мпа/100м*24,7=26,182Мпа

При вскрытии кровли продуктивного пласта на глубине по вертикали 3032м (градиент пластового давления 1.06):

Рпл=1.06Мпа/100м*30,32= 32,14Мпа

Мы нашли минамальные границы. При признаках неустойчивости стенок скважины плотность может бьпь увеличена.

рН бурового раствора поддерживается на уровне 10,5-11,0

С остальными рекомендуемыми параметрами для данного раствора, рассчитанными на основе анализа пробуренных ранее скважин и существующих геологических условий, можно ознакомится в сводной таб.3.

Таблица 3 Типы и параметры буровых растворов