Проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Приобского месторождения — страница 6

  • Просмотров 1757
  • Скачиваний 21
  • Размер файла 58
    Кб

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 (Р1,5 МПа); Кп = 1,05-1,1 при Н=1200-2500 м (Р2,5 МПа); Кп = 1,04-1,07 при Н>2500 м (Р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,