Содержание Введение 1 Исходные данные для выполнения курсовой работы 3
 Скачать 332 Kb.
|
2.2.Обоснование параметров бурового раствораПри 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 увеличивают при поглощении, уменьшают для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения разбуриваемости горных пород и т.д. Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле  , кг/м3, (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 (Р1,5 МПа); Кп = 1,05-1,1 при Н=1200-2500 м (Р2,5 МПа); Кп = 1,04-1,07 при Н>2500 м (Р3,5 МПа). Пользуясь формулой (1) рассчитаем плотность бурового раствора по интервалам бурения, результаты запишем в таблицу 2. 0 – 30 м:  кг/м330 – 767 м:  кг/м3767 – 2350 м:  кг/м32350 – 2990 м:  кг/м3Таблица 3 - Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
Для качественного вхождения в продуктивный пласт, необходимо произвести очистку бурового раствора от шлама, также произвести химическую обработку раствора до указанного ПФ 6-7 см3/30 мин. Вязкость. 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. Статическое напряжение сдвига буровых растворов - это способность образовывать структуру. 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. Фильтрационные свойства. 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. Таблица 4 - Выбор параметров промывочных жидкостей по интервалам бурения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||