Выбор типа и параметров буровых растворов.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытия 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.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Пластовые давления и минимальные значения плотности бурового раствора:

ρ=100∙Рпл∙К/Н.

Таблица 19

Интервал	Пластовое давление	Вид флюида	Минимальная плотность бурового раствора, г/см³
0-150	0-1,47 МПа	Вода	1,078
150-530	1,47-5,20 МПа	Вода	1,079
530-1180	5,20-11,57 МПа	Вода	1,079
1210-1214	11,08 МПа	Газ	0,96
1214-1218	11,08 МПа	Нефть	0,96
1225-1230	12,16 МПа	Газ	1,038
1230-1260	12,26 МПа	Нефть	1,022
1265-1300	12,65-13,04 МПа	Вода	1,053

Типы и параметры буровых растворов выбираются согласно групповому проекту.

Глубины по стволу:

Интервал 0-30 м. бурить на пресной глинистой суспензии плотностью 1,10-1,12 г/см³.

Интервал 30-615,24 м. бурить на пресной глинистой суспензии плотностью 1,12-1,16 г/см³.

Интервал 615,24-1139 бурить на минерализованном естественном растворе плотностью 1,12-1,14 г/см³.

Интервал 1139-1327,72 бурить на минерализованном крахмально-биополимерном растворе плотностью 1,12-1,14 г/см³.

Проверка соответствия плотности применяемых растворов для обеспечения необходимой репресии на пласт:

Рпл1280=12,8 МПа

Ргрп1280=18,95 МПа

Рзаб=1,12∙1280/100=14,3 МПа

12,8 МПа < 14,3 МПа < 18,95 МПа

Применение данных буровых растворов исключает возможность возникновения проявлений и поглощений, обеспечивает оптимальные условия бурения.

Дата добавления: 2015-09-05