Приложение В \кт промысловых испытаний метода определения реологических характеристик бурового раствора по данным бурения

Промысловых испытаний метода определения реологических характеристик бу- рового раствора по данным бурения.

Комиссия в составе: Сливчука Я.В - главного технолога Ф «Тюменбураз», Татьянина В.А.

Составила настоящий акт о том, что проведены промысловые испытания метода оп- ределения реологических характеристик бурового раствора по данным бурения (Патент РФ № 2185611 от 19.09.2000 г.) при бурении скважин: № 118.2, № 122.4, № 1233, № 203.4, № 206.3, № 210.7, № 213.1 Заполярного НГКМ; № П. 68 Средне-Надымская; № Р. 742 Урен- гойская.

Определение реологических параметров по предлагаемому методу основано на тради- ционной реометрии буровых растворов и позволяет вычислить средневзвешенные значе- ния динамического напряжения сдвига и пластической вязкости раствора с учетом реаль- ных термобарических условий по всей глубине скважины и определить гидродинамические давления в скважине.

Интервалы проведения испытаний, реологических характеристик буровых растворов, фактические и расчетные давления нагнетания на насосах приведены в таблице 1.

Результаты промысловых испытаний методики определение реологических характери- стик бурового раствора и расчетов гидродинамических давлений

о о*

s

СП

§

u

s

аз

9

4>

О. Я

О.

2 3 4 5 6 7 8 9 1108 1180 0,036 т0=10,5 т0=24,78 13,6 12,61 0,0255 Г)=0,022 П=0,67 8 7,72 0,015

4,0 4,25 122,4 1207 1200 0,0345 хо=10,5 т0=26,78 13,0 12,9 0,0255 Л=0,022 Л=0,67 8,5 8,6 0,015

4,5 4,7 123,3 1005 1180 0,0295 нет т0=4,88 15,6 11,9 0,027 данных Л=1,257 12,2 п,з 0,0252

8,5 10,2 203,4 1118 1290 0,0235 нет то=2,9 14,5 13,7 0,023 данных г|=1,01 13,5 13,2 0,0228

12,8 13,1 206,3 1285 1280 0,0279 То=16,7 То=14,71 15,6 14,81 0,0243 Л=0,016 П=0,73 12,2 11,8 0,0209

8,5 9,4 1228 1280 0,0279 То=16,7 то=6,68 15,4 15,3 0,0243 Л=0,016 Л=0,84 12,0 11,7 0,0182

7,5 8,31 210,7 1140 1310 0,028 То=7,0 То=6,63 11 8,2 0,03 т|=0,022 П=0,41 13,5 9,76 0,031

14,5 10,5 1300 1340 0,028 То=6,9 т0=7,85 12 8,7 0,03 т|=0,019 Л=0,39 14 10,2 0,031

15 11,1 1380 1330 0,026 т0=6,9 То=6,65 9 6,4 0,03 П=0,02 Л=0,27 11 8,4 0,031

13 8,9 0,032 14 9,5 213,1 940 1200 0,0255 т0=10,5 То= 13,65 14,7 14,07 0,0252 Л=0,02 П-1,05 14 13,8 0,024

12,5 12,8 1106 1300 0,02325 т0=11,0 т0=48,2 16,0 15 0,0218 Т|=0,024 Л=0,69 14,6 15,2 0,0192

12,7 13,1 П.68 3356 1120 0,017 то=6,2 то=2,43 2,8 3,0 0,019 Л=0,015 Л=0,086 3,2 3,4 0,021

4,3 4,2 0,023 4,5 4,54 0,025 5,9 5,5 3530 1320 0,018 хо=7,3 т0=2,49 3,6 3,8 0,019 11=0,018 Л=0,093 4,0 4,2 0,02

4,4 4,44 0,021 4,7 4,6 0,022 5,4 5,35 Р. 3578 1630 0,009 т0=6,2 т0=7,59 4,2 4,5 742 0,014 Т|=0,016 Л=0,136 6,8 6,9 0,016

7,8 7,4 0,023 11,7 11,1 Промысловые испытания показали значительные расхождения реологических характе- ристик бурового раствора, определенных в лабораторных условиях без учета термобариче- ских условий и экспериментальных данных, по данным бурения, расчеты давлений нагнета- ния проведены на основе экспериментальных реологических характеристик полученных по данным бурения. Они показали хорошую сходимость с фактическими давлениями нагнета- ния в скважине.

Данная методика может быть рекомендована к использованию для контроля забойного давления при бурении скважин, уточненного расчета гидродинамической программы буре- ния скважин.