Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.

В соответствие с требованиями п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03 нижнюю границу плотности бурового
раствора следует определять по формуле (7.1), верхнюю по формуле (7.2):

r =	(7.1)
r = ,	(7.2)

где D Р - максимально допустимая величина противодавления на продуктивный пласт, МПа;

к - коэффициент запаса противодавления на напорные пласты.

В соответствии с п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03 рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

· 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

· 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

Максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается из условия - противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин.

В соответствии с п.2.7.3.5. «Правил безопасности …», а также учитывая конкретные горно-геологических условия и опыт ведения буровых работ на месторождениях в данном регионе в целом для бурения под направление 0-30 м принят глинистый буровой раствор (ГБР) плотностью 1,10 г/см³.

Учитывая вышеназванные требования, при бурении под кондуктор в интервале 30-261 м выбираем естественную глинистую суспензию (ЕГС) плотностью 1,10 г/см³. При бурении интервала 261-364 м выбираем естественную глинистую суспензию химически-обработанную (ЕГСХО), плотностью 1.10-1,12 г/см³.

Расчетная плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 363-1046 м - 1,14 г/см³. Интервал принято бурить на естественной промывочной жидкости (ЕПЖ), т.е пластовой воде естественной минерализации плотностью 1,14 г/см³ (.если плотность пластовой воды выше, то следует разбавить её пресной технической водой). За 100 м до вскрытия продуктивного горизонта в интервале 1046-1115 м перевод скважины на минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор (МКБПБР) плотностью 1,21 г/см³. Репрессия на вскрываемый продуктивный пласт при этом составит 1,04 МПа.

В расположенной ниже таблице 7.1. представлены выбранные для данного проекта значения плотности промывочной жидкости по интервалам бурения. Плотность бурового раствора в указанных интервалах бурения выбрана с учётом конкретных горно-геологических условий, опыта ведения буровых работ, требований п.2.7.3.2., п.2.7.3.3., п.2.7.3.4., п.2.7.3.5. «Правил безопасности …»

Расчитываем плотность бурового раствора при бурении под кондуктор:

ρ=

Принимаем ρ= 1,1

 

Расчитываем плотность бурового раствора при бурении под эксплутационную колонну:

ρ=

Принимаем ρ= 1,14

 

 

Таблица 7.1 - Расчет плотности бурового раствора

Индекс пласта	Глубина кровли пласта по вертикали, м	Пластовое давление, МПа	Тип флюида	Коэффицинт аномальости	Коэфициент превышения над плстовым давлением	Репрессия на пласт, МПа	Расчетная плотность бурового раствора, г/см^3
допустимая	ожидаемая	минимальная	максимальная
C3k		11,50	нефть	0,99	0,1	1,5	1,28	1,09	1,12
C2mc		12,10	нефть	1,01	0,05		1,06	1,06	1,26
C2pd		12,10	нефть	0,95	0,05		1,97	0,99	1,18
C2ks		12,90	нефть	0,96	0,05		1,93	1,00	1,18
C2vr		13,70	нефть	0,98	0,05		1,72	1,03	1,19
С2b		14,20	нефть	0,99	0,05		1,65	1,03	1,19

 

Таблица 7.2 - Типы и параметры буровых растворов интервалам