Способ определения плотности бурового раствора в проектируемой скважине

)4 Е 21 В 47/00 ЕНИЯ Тверд оси роя азовых стно и газоваи промьпплен ти к бурению нефтян азовых скваобретен:ч овышение точости бурового ия осложений ой скважины. профиль ство- ения плотл ости определен платв аще створа и пи буренииНа фиг. 1в скважин едот рроек тиризображ ля опреде в проектируе - устья проскважин для ого раств е; на фиг ности бумой сквабуре иной проектиру ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЦТИЯМПРИ ПЯТ СССР ИСАНИЕ ИЗОБР(71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз"(56) Авторское свидетельство СССР У 875002, кл. Е 21 В 47/00, 1978,Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 975, с. 74. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СКВАЖИНЕ(57) Изобретение атн тся к нефтяной и газовой п м-сти и предназначена для бурени нефтяных и г скважин. Цель - павькение точности 1 забретение относится к нефтян жин, и может быть использовано для птимизации процесса бурения путем точнения плотности бурового раствоопределения плотности бурового раствора и предотвращение осложнений при бурении проектируемой скважины. Измеряют в пробуренной скважине глубину. залегания пласта, Измеряют пластовое давление и рассчитывают плотность бурового раствора в проектируемой скважине. Дополнительно отделяют плот" ность пластоваго флюида в пробуренной скважине. Определяют расстояние между устьями пробуренной и проектируемой скважин, измеряют угол падения пласта, определяют угол между линией, проходящей через устья пробуренной и проектируемой скважин, и направлением пласта. Плотность буро- с ваго раствора в проектируемой скважине определяют из математического выражения. При использовании способа сокращаются осложнения, связанные с проявлениями и поглощениями скважин в процессе бурения. 3 ип,. определения плотности бурового раствора в последней; на фиг. 3 - график изменения плотности бурового раствора в зависимости от расстояния между устьями пробуренной и проектируемай скважин,На фиг1 - А и В соответственно сопаставляемые глубины пробуренной и проектируемой скважин для определения плотности бурового раствора.Для реализации способа определения плотности бурового раствора в проектируемой скважине измеряют в пробуренной скважине глубину залега,ния пласта, измеряют пластовое давление и рассчитывают плотность бурово4000-3000 0,0875"(-0,8638 кг/м. 4602го раствора в проектируемой скважйне.Кроме того, в пробуренной скважинеопределяют плотность пластового флюида, определяют расстояние между ус"твями пробуренной и проектируемой5скважин, измеряют угол падения пласта,. определяют угол между линией,проходящей через устья указанныхсквазин и направлением падения пласта, в плотность бурового раствора впроектируемой скважине определяют извыраженияН 1 гг 1 РФ С п сов РНссов15где Н . - глубина пробуренйой скважины, м;р - плотность бурового растворав пробуренной скважине,кг/м;201 - расстояние между устьямипробуренной и проектируемойскважин мг - плотность пластового флюидаФв пробуренной скважине, 25кг/мс - угол падения пласта, град,;г, - угол между линией, проходящей через устья скважин, инаправлением падения пласта, град.П р и м е р. Проектируемая скважина удалена от устья пробуренной скважины на расстояние 1=3000 м. Уголмежду линией, проходящей чеРез устьяпробуренной и проектируемой скважин,осоставляет50 . Угол падения продуктивного пласта, определенный иэ"вестным способом, составляет с=5.По данным геофизических исследований скважины установлена глубина Н,залегания продуктивного пласта, равная 000 м. По данным замера пластового давления и с учетом глубины залегания продуктивного пласта определенаоптимальная плотность р, буровогораствора в пробуренной скважине, которая составляет 600 кг/м, Плотность отобранного с помощью пробоотборника пластового флюида составляет 450 кг/м.Плотность бурового раствора рассчитана из выраженияН 1, 19 фып совЧ" 65Н; -1 Сц Ы гг сов г4000600-3000 450 0,0875 (-0,866)6)34Указанную величину плотности бурового раствора в проектируемой скважине можно также определить, пользуясь палеткой, приведенной на фиг.3, для случая Н,=4000 м, с(гг =5 о, р, = 450 кг/м и Р, =600 кг/м. Для этого из точки Ч=50 восстанавливают перпендикуляр до пересечения с линией 1=3000 м, а затем из точки пересечения проводят параллель" ную линию до пересечения с осью плотности Р бурового раствора для проектируемой скважины,Экономическая эффективность от внедрения, изобретения достигается в результате сокращения осложнений, связанных с проявлениями или поглощениями скважин в процессе бурения, а также благодаря возможности бурения скважины в оптимальных условиях. Формула изобретения Способ определения плотности бурового раствора в проектируемой скважине, включающий измерение в пробуренной скважине глубины залегания пласта, измерение пластового давления и расчет плотности бурового раствора в проектируемой скважине, о тл и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности определения плотности бурового раствора и предотвращения осложнений при бурении проектируемой скважины, дополнительно определяют плотность пластового флюида в пробуренной скважине, определяют расстояние между устьями пробуренной и проектируемой скважин, измеряют угол падения пласта, определяют угол между линией, проходящей через устья указанных скважин., и направлением падения пласта, а плотность бурового раствора в проектируемой скважине определяют из выражения. в(овцуреннои Н,-1глубина скважины, м;плотност в пробур кг/мЗ; расстоян пробурен бурового р ной скважи ьямиируемой е между у ой и прое ажин, м5 14602 3р - плотность пластового флюидафв пробуренной сквааине,кг/м3,- угол падения пласта, град;Р 5 9 - угол между линией, проходящей через устья скважин, и направлением падения пласта, град.146023 Составитель В, СтрельченТехред Л.Сердюкова Редактор Е. П орректорЛ. Пилипенко аж 54 одписно венного комитета ло изо 113035, Иосква, 3-35, Р роизводствени ЫО 1 Од Ю 80 Заказ 516/30ВНИИПИ Государ етениям и открытиям при ГКНТ СССРушская наб., д. 4/5 здательский комбинат Патент", г. Ужгород, ул, Гагарина, 101