Для предупреждения водо-, газо- и нефтепроявлений и борьбы с ними необходимая плотность глинистого раствора определяется по формуле (1). Водоотдача принимается равной В = 10 см3 за 30 мин. Процентное содержание песка П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения. Концентрация водородных ионов рН = 9,0  9,5. Статическое напряжение сдвига υ1 = 295  490 мн/см2. Величина условной вязкости изменяется в зависимости от вида проявления. В случае газопроявлении Т ≤ 30 сек, нефтепроявлений Т ≤ 50 сек, водонроявлений Т ≥ 50 сек.

Для предупреждения обвалов стенок скважин и борьбы с ними плотность глинистого раствора выбирают в зависимости от величины горного давления (при этом обычно руководствуются опытом бурения в данном районе) и определяют по формуле (1).

Другие параметры глинистого раствора должны быть примерно такими: = 195  295 мн/см2; Т = 25  26 сек; В ≤ 5 см3 за 30 мин; П ≤ 4% для роторного и П ≤ 2% для турбинного способов бурения; рН = 10; К ≤ 2 мм; Кл = 0,25 (по А. А. Линевскому); для уменьшения липкости глинистой корки в ряде районов рекомендуется вводить в глинистый раствор добавки нефти или дизельного топлива в количестве 3—4%.

В целях предупреждения прилипаний и прихватов бурового инструмента в отдельных районах также рекомендуются добавки маслянистой нефти > 5% от объема глинистого раствора.

Для борьбы с поглощениями плотность глинистого раствора должна быть минимально возможной (иногда используется аэризо-ванный раствор с ϱp = 0,8  0,6 т/м3). Статическое напряжение сдвига принимается равным υ1 = 785  1180 мн/см2, причем в течение 10 мин эта величина должна возрастать не менее чем в 1,5—2 раза. Условная вязкость раствора должна быть Т ≥ 100 сек. Водоотдача В ≤ 10 см3 за 30 мин. При роторном бурении рекомендуются добавки в глинистый раствор различных инертных наполнителей (опилки, слюда, целлофан, подсолнечная лузга, отходы асбеста, хлопка, кожевенного производства, торф и т. п.).

При бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях, при проходке направленных скважин для вскрытия продуктивных горизонтов в качестве промывочного агента часто используют растворы на нефтяной основе: высококальциевые, эмульсионные и известковые растворы.

В районах, сложенных мощными толщами карбонатных или сульфатных пород, можно применять естественные карбонатные, сульфатные или сульфатно-карбонатные водные растворы.

При разбуривании нефтегазоносных месторождений, содержащих продуктивные горизонты с весьма низким пластовым давленном, а также площадей, где наблюдаются катастрофические поглощения промывочной жидкости, исключающие применение последней, в качестве промывочного агента используются воздух или газ. Эти промывочные агенты практически незаменимы также при бурении в трещиноватых и кавернозных породах в районах, где с целью охраны поверхностных и грунтовых вод от загрязнения категорически запрещено использовать промывочные растворы, в пустынях и на других площадях, ощущающих острую нехватку воды, в районах Крайнего Севера и вечной мерзлоты с исключительно холодным климатом и т. д.

1.3.2 Приготовление и утяжеление глинистого раствора (расчеты)

Весовое количество глины, потребное для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, определяем по формуле

 (3)

а весовое количество воды, потребное для приготовления 1м3 глинистого раствора заданной плотности, находим по формуле

 (4)

где qг — количество сухой глины, потребное для приготовления 1 м3 глинистого раствора;

qB — количество воды, потребное для приготовления 1 м3 глинистого раствора;

ϱr , ϱb, ϱp — плотности соответственно глины, воды и глинистого раствора;

п — влажность глины в долях единицы.

Плотность наиболее распространенных глин (в плотном теле - изменяется обычно в пределах 2,5—2,8 т/м3, а в раздробленном виде она колеблется в пределах 1,65—1,90 т/м3.

Количество сухой глины, потребное для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, может быть подсчитано также по формуле (3), если принять п = 0.

В промысловых условиях иногда удобнее пользоваться не весовыми, а объемными количествами глины, которые нетрудно подсчитать, пользуясь формулой

, (5)

где Vг — объемное количество глины в раздробленном ϱвиде;

ϱcp = 1,9 — средняя плотность глины в т/м3.

Для определения массового и объемного количества глины, потребной для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, можно пользоваться также и следующими приближенными формулами:

qг = l,6(ϱp – 1) m,           (6)

Vг = 0,94(ϱp – l) м3. (7)

Принимая ϱг = 2,6 Т/м3 и ϱcp = 1,7 Т/м3, можно получить следующие расчетные формулы для определения весовых и объемных количеств глины, потребных для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности:

а) для приготовления 1 м3 глинистого раствора на пресной воде

 , (8)

 (9)

б) для приготовления 1 м3 глинистого раствора на морской воде

 (10)

 (11)

Нормы потребного количества глины и воды для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности (в м3) могут быть взяты также из справочника укрупненных сметных норм (СУСН) на строительство нефтяных и газовых скважин.

Количество утяжелителя, потребное для утяжеления 1 м3 глинистого раствора от плотности ϱp до плотности ϱут. р, определяется по следующей формуле [40]:

, (12)

где qут — масса влажного утяжелителя, потребная для приготовления 1 м3 раствора;

 p — плотность глинистого раствора до утяжеления;

 — плотность глинистого раствора после утяжеления;

 yt — плотность утяжелителя;

п — влажность утяжелителя в долях единицы.

Если qут определяем для утяжеления 1 м3 раствора, то размерность его выражается в т. Когда расчет ведем на 1 л глинистого раствора, то qут — в г.

Количество утяжелителя, необходимое для утяжеления 1 м3 глинистого раствора, можно определить, пользуясь номограммой С. Ю. Жуховицкого.

Для быстрых ориентировочных подсчетов потребного количества утяжелителей удобно пользоваться также специальными таблицами, составленными в расчете на сухой утяжелитель.

Объем, который займет 1 м3 глинистого раствора после утян-ге-ления, определяется по следующей формуле:

 (13)

или для некоторых утяжелителей по специальным таблицам.

Плотности барита и других утяжелителей определяются при помощи пикнометров по следующим формулам:

 , (14)

 , (15)

 , (16)

где p — масса пикнометра в г;

р1 — масса пикнометра с утяжелителем в г;

р2 — масса пикнометра с водой в г;

р3 — масса пикнометра с водой и утяжелителем в г;

Vп — объем пикнометра в см3;

ϱк — плотность керосина в г/см3 или т/м3\

р4 — масса пикнометра с керосином и утяжелителем в г;

ϱб — плотность барита в г 1см3 или т/м3;

 ут — плотность утяжелителя, содержащего примеси, реагирующие с

водой, в г/см3 или т/м3.

Влажность п утяжелителя подсчитывается по формуле

 , (17)

В табл. 2 приведены технические условия, которым должен удовлетворять соответствующий сорт баритового утяжелителя.

Ожидаемую плотность глинистого раствора, разгазированного в процессе бурения после выхода его из скважины на поверхность, определяем но формуле

 . (18)

Количество газа, поступающего в глинистый раствор из пласта в течение 1 ч, равно

 , (19)

где Q — количество промывочной жидкости, подаваемой в скважину, в л1сек;

ϱyг. р — плотность раствора, закачиваемого в скважину, в т/м3;

D — диаметр скважины в м;

 υ — механическая скорость бурения в м/ч;

b — пористость породы в %;

α — коэффициент растворимости газа в нефти в м3/м3 -йгА/; для свободного газа а = 1;

ρпл — пластовое давление в атм;

Wг — количество газа, приведенного к атмосферному давлению,, поступающего в скважину за 1 ч работы, в м3.

Определим количество (массу) и объем глины (плотность которой равна 2,7 Т/м3, а влажность 16%), потребные для приготовления 1 м3 глинистого раствора плотностью 1,27 Т/м3, затворяемого па морской воде плотностью 1,03 Т/м3.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11