Таблица 8 – Исходные данные для проведения расчета
№ | Глубина залегания кровли текучих порд, м | Избыточное устьевое давление, МПа | Плотность раствора до вскрытия текучих пород, г/см3 |
1 | 1600 | 5 | 1,11 |
2 | 1650 | 6 | 1,12 |
3 | 1700 | 7 | 1,13 |
4 | 1750 | 8 | 1,14 |
5 | 1800 | 9 | 1,15 |
6 | 1850 | 10 | 1,16 |
7 | 1600 | 5 | 1,11 |
8 | 1650 | 6 | 1,12 |
9 | 1700 | 7 | 1,13 |
10 | 1750 | 8 | 1,14 |
11 | 1800 | 9 | 1,15 |
12 | 1600 | 5 | 1,11 |
13 | 1650 | 6 | 1,12 |
14 | 1700 | 7 | 1,13 |
15 | 1750 | 8 | 1,14 |
16 | 1800 | 9 | 1,15 |
17 | 1850 | 10 | 1,16 |
18 | 1600 | 5 | 1,11 |
19 | 1650 | 6 | 1,12 |
20 | 1700 | 7 | 1,13 |
21 | 1750 | 8 | 1,14 |
22 | 1800 | 9 | 1,15 |
23 | 1600 | 5 | 1,11 |
24 | 1650 | 6 | 1,12 |
25 | 1700 | 7 | 1,13 |
26 | 1750 | 8 | 1,14 |
27 | 1800 | 9 | 1,15 |
28 | 1850 | 10 | 1,16 |
29 | 1600 | 5 | 1,11 |
30 | 1650 | 6 | 1,12 |
Пример. Определить плотность бурового раствора для вскрытия текучих пород при следующих условиях: глубина залегания кровли текучих пород 2 000 м, плотность бурового раствора до вскрытия этих пород составляет 1,25 г/см3, избыточное давление на устье скважины через сутки после закрытия превентора – 5 МПа.
Решение: плотность определяем по формуле:
p = 100 х (0,01 х ρисх х Н + pИЗБ) / Н,
где ρисх – исходная плотность раствора до вскрытия осложненных пород, г/см3;
Н – глубина залегания кровли текучих пород, м;
pИЗБ – избыточное давление на устье скважины, МПа.
ρ=100 х (0,01 х 1,25 х 2 000 + 5) / 2 000 = 1,5 г/см3.
Вывод: Для вскрытия осложненных пластов, представленных текучими породами, плотность бурового раствора должна составлять 1,5 г/см3.
Пример. Определить плотность бурового раствора для предупреждения проявлений при следующих условиях. Диаметр скважины 269,9 мм, диаметр бурильных труб 147 мм, плотность бурового раствора до вскрытия проявляющего пласта 1,3 г/см3, динамическое напряжение сдвига 0,001 Н/см2.
Таблицы 9 – данные для расчета
№ вар. | Диаметр скважины, мм | Диаметр бурильных труб, мм | Плотность БР до вскрытия проявляющего пласта, г/см3 | Динамическое напряжение сдвига, Н/см2 | Минимальный запас плотности бурового раствора, г/см3 |
1 | 295,3 | 140 | 1,11 | 0. 0015 | 0,051 |
2 | 244,9 | 127 | 1,12 | 0. 001 | 0.046 |
3 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
5 | 295,3 | 140 | 1,15 | 0. 0015 | 0,051 |
6 | 244,9 | 127 | 1,16 | 0. 001 | 0.046 |
7 | 295,3 | 140 | 1,11 | 0. 0015 | 0,051 |
8 | 244,9 | 127 | 1,12 | 0. 001 | 0.046 |
9 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
10 | 244,9 | 127 | 1,14 | 0. 001 | 0.046 |
11 | 295,3 | 140 | 1,15 | 0. 0015 | 0,051 |
12 | 295,3 | 140 | 1,11 | 0. 0015 | 0,051 |
13 | 244,9 | 127 | 1,12 | 0. 001 | 0.046 |
14 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
15 | 295,3 | 140 | 1,15 | 0. 0015 | 0,051 |
16 | 244,9 | 127 | 1,16 | 0. 001 | 0.046 |
17 | 295,3 | 140 | 1,11 | 0. 0015 | 0,051 |
18 | 244,9 | 127 | 1,12 | 0. 001 | 0.046 |
19 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
20 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
21 | 244,9 | 127 | 1,14 | 0. 001 | 0.046 |
22 | 295,3 | 140 | 1,15 | 0. 0015 | 0,051 |
23 | 295,3 | 140 | 1,11 | 0. 0015 | 0,051 |
24 | 244,9 | 127 | 1,12 | 0. 001 | 0.046 |
25 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
26 | 295,3 | 140 | 1,15 | 0. 0015 | 0,051 |
27 | 295,3 | 140 | 1,13 | 0. 0015 | 0,051 |
28 | 244,9 | 127 | 1,14 | 0. 001 | 0.046 |
29 | 295,3 | 140 | 1,15 | 0. 0015 | 0,051 |
30 | 295,3 | 140 | 1,11 | 0. 0015 | 0,051 |
Решение. Для указанных условий величина максимального запаса плотности бурового раствора равна 0,044 г/см3 (таблица 77, с. 162 [12]). Плотность бурового раствора определим по формуле
ρ = ρисх + 2 ρзап=1,3 + 2 х 0,044 = 1,39 г/см3.
Вывод: Для предупреждения проявлений при данных условиях плотность бурового раствора должна быть не менее 1,39 г/ см3.