Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении

Вид работы:

Курсовая работа (т)
Предмет:

Геология
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

96,38 Кб
Опубликовано:

2015-10-07

Скачать курсовую работу Читать текст online Заказать курсовую
*Помощь в написании! Посмотреть все курсовые работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении

Введение

месторождение гидравлический скважина буровой

Успешная безаварийная проводка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Процесс промывки скважин определяет режим разрушения породы, очистки забоя от обломков породы, охлаждения и смазки бурильного инструмента, транспортирования шлама на дневную поверхность и т.д. Качественный подбор рецептуры бурового раствора может заметно сократить сроки строительства скважины, так как от качества бурового раствора зависят: скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений связанных с прихватами и устойчивостью ствола скважин, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.

Процесс строительства скважин нельзя рассматривать без учёта последствий воздействия на окружающую среду и принимаемых мер для снижения отрицательных явлений, возникающих под влиянием техногенных нагрузок.

Практикой установлено, что основные проблемы связаны с сооружением кустовых оснований, образованием больших объёмов отходов, возникающих в результате бурения и промывки скважин, в частности бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод. В связи с этим, требования к технологии промывки скважин и техническим средствам для приготовления, обработки и очистки буровых растворов должны быть направлены на ликвидацию источников загрязнения окружающей природной среды или на сведение их влияние к минимуму, соответствующему предельной концентрации или предельно допустимому сбросу в природные объекты.

Анализ работ отечественных исследователей позволил сформулировать основные для условий Западной Сибири задачи решение которых, при последующей их реализации, позволило уменьшить техногенное влияние на окружающую природную среду при производстве буровых работ.

1. Разработка конструкции кустовой площадки с экранирующим слоем, обеспечивающим при не планируемых разливах локализацию буровых сточных вод и жидких отходов бурения.

2. Разработка схемы монтажа бурового оборудования на кустовой площадке для экологически малоопасной технологии бурения.

3. Применение современных отечественных и зарубежных технических средств для регулирования и очистки раствора и буровых сточных в замкнутом технологическом цикле.

4. Применение экологически малоопасных реагентов и смазочных добавок для буровых растворов.

5. Разработка технологических схем утилизации и захоронения твёрдых и жидких отходов бурения.

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

Геологический разрез Аганского месторождения представлен мощной (порядка 3400 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла. Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного Приобья и включает отложения юpского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В восточной части месторождения по данным бурения и, отчасти, сейсмического зондирования, отмечается так называемое «аномальное строение баженовской свиты верхней юры». Оно выражается в наличии в разрезе этой свиты нескольких битуминизированных глинистых пачек, перемежающихся нормальными песчано-глинистыми интервалами. Для пород, слагающих аномальные разрезы этой свиты, характерно развитие оползневых и флюидальных текстур, трещин, зеркал скольжения. Верхняя часть таких аномальных разрезов сливается с ачимовской пачкой нижнего мела, поэтому обычно вся эта толща обозначается как баженовско-ачимовская и имеет, таким образом, берриас-титонский возраст.

Наиболее детально тектонический план Нижневартовского свода и прилегающих к нему территорий изучен по отражающему горизонту «Ю», соответствующему кровле баженовской свиты и являющемуся региональным сейсмическим репером. В подавляющем большинстве случаев структурные карты по этому горизонту подтверждаются структурными построениями по результатам массового разбуривания площадей. По отражающему горизонту «Ю» Аганская площадь приходится на зону моноклинального повышения структурных поверхностей в сторону Аганского куполовидного поднятия, осложненного серией небольших по размеру и малоамплитудных (до 20-25 м) локальных поднятий. Эти поднятия в свою очередь осложнены более мелкими структурными элементами, что в целом обуславливает существенную дифференциацию структурных планов при расплывчатом характере очертаний.

В целом тектоника пликативных структурных форм в районе Аганского месторождения характеризуются типичным для Широтного Приобья унаследованным и конседиментационным характером развития.

Аганское месторождение расположено в Северо-Восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области и удалено от основных административных центров на следующие расстояния (по прямой): от районного центра г. Сургута - 180 км, окружного г. Ханты-Мансийска - 400 км, и от областного г. Тюмени - 800 км.

На самой площади населенный пункт - вахтовый п. Аган. В 45 - 50 км южнее ее, на р. Оби расположены п. Вата и г. Мегион, а в 35 - 40 км юго-восточнее Самотлорское месторождение.

Орографически данная территория представляет сравнительно сложнорасчлененную плетеобразную возвышенность с рельефом аккумулятивного типа, служащую водоразделом рек Оби и Агана.

В пределах месторождения наблюдается сравнительно высокое колебание абсолютных отметок рельефа от +105 до - 65 м от уровня моря. Болота на изученной части нефтеносной площади встречаются редко. Они имеют небольшие размеры и глубину около 0,5 - 2,5 м и занимают не более 10 - 15% площади.

Озер на рассматриваемой территории нет, но местность интенсивно расчленена мелкими речками, ручейками и временными водостоками. Последние имеют узкие врезанные долины и извилистые русла.

Наиболее крупными из них являются протоки р. Аган - р. Кортен-Ях и р. Он-Еган-Ветлинья, однако обе они не судоходны и не пригодны для перевозки оборудования.

Климат района резко континентальный: лето короткое с максимальной температурой в июле до +30 °С, зима продолжительная, в декабре и январе месяцах морозная до минус 50 °С. Среднее количество осадков в году равно 400 мм, глубина снежного покрова 1-1,5 м.

На возвышенных участках развиты кедровые леса, а на склонах водораздела и в руслах рек - сосновые, еловые и небольшие острова лиственных лесов.

Общие сведения о районе буровых работ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Общие сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Месторождение (площадь)	Аганское
Год ввода площади в разработку	1965
Административное расположение: - республика
	Российская Федерация
-область (край, округ)	Тюменская (Х-Мансийский)
- район	Нижневартовский
Температура воздуха:
-среднегодовая, ⁰С	+3,1
-наибольшая летняя, ⁰С	+35
-наименьшая зимняя,⁰С	-50
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,4
Продолжительность отопительного периода, сутки	264
Преобладающее направление ветров	зимой ЮЗ-З летом С-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с	22
Многолетнемерзлые породы, м	отсутствуют

В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины, сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования, данные представлены в таблицах (2-5).

Таблица 2 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности

Глубина залегания, м		Стратиграфическое подразделение		Элементы залегания (падения) пластов по подошве		Коэффициент кавернозности интервала (средневзвешанная величина)
от (кроля)	до (подошва)	название	индекс	угол
				град	мин
0	40	Четвертичные отл.	Q	-	-	1,3
40	110	Журавская свита	Р_2/3	-	-	1,3
110	220	Новомихайловская свита	Р_2/3	-	-	1,3
220	300	Алтымская свита	Р_1/3	-	-	1,3
300	400	Чеганская свита	Р_1/3-Р_3/2	-	-	1,3
400	680	Люлинворская свита	Р_2/2	-	-	1,3
680	700	Талицкая свита	Р₁	-	-	1,3
700	810	Ганькинская свита	К₂	-	-	1,25
810	925	Березовская свита	К₂	-	-	1,25
925	950	Кузнецовская свита	К₂	-	-	1,25
950	1700	Покурская свита	К₁+К₂	-	30	1,25
1700	1750	Алымская свита	К₁	-	30	1,25
1750	2350	Вартовская свита	К₁	1	30	1,25
2350	2600	Мегионская свита	К₁	1	30	1,25
2600	2630	Баженовская свита	J₃	1	30	1,25
2630	2635	Георгиевская свита	J₃	1	30	1,25
2635	2700	Васюганская свита	J₃	1	40	1,25

Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Горная порода, краткое название	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
Q	0	40	пески, суглинки, супеси, глины, торфяники	Супеси серые, пески желтовато-серые, суглинки вязкие
Р_2/3	40	110	пески, суглинки, глины	Глины з/серые с прослойками песка м/з
Р_2/3	110	220	глины, суглинки, пески	Переслаивание глин и песков серых м/з глинистых
Р_1/3	220	300	пески, алевролиты	Пески серые с/з и м/з, глины серые с прослоями бурых углей
Р_1/3-Р_3/2	300	400	глины, алевролиты	Глины серые с линзами алевролитового материала
Р_2/2	400	680	глины, опоки	Глины опоковидные, опоки серые
Р₁	680	700	глины, алевролиты	Глины т/серые с линзами алевролитов
К₂	700	950	глины, опоки	Глины серые, диатомовые, известковистые, опоки серые, глины з/серые с прослоями углей, глины з/серые алевритистые
К₂-К₁	950	1700	пески, песчаники, алевролиты, глин	Чередование песков, глин, песчаников р/з и глин серых алевритистых
К₁	1700	2600	глины, алевролиты, песчаники	Аргиллиты серые слюдистые, песчаники т/серые м/з, алевролиты м/з крепкие серые, песчаники серые крепкие р/з кварцевые с прослоями алевролитов серых плотных, аргиллиты серые алевритистые с включениями растительного детрита
J₃	2600	2630	аргиллиты	Черные битуминозные аргиллиты, иногда с конкрециями известняков
J₃	2630	2635	аргиллиты, глины	Аргиллиты т/серые с включениями глауконита, глинисто-известковистые породы и глауконит
J₃	2635	2700	аргиллиты, песчаники	Песчаники с линзами аргиллитов, с включениями углистого детрита, пирита, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов

Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород

Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см³	Пористость, %	Проницае-мость, Дарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Твердость, кгс/см²	Абразивность (класс)	Категория пород по промысловой классификации	Коэффициент пластичности
0-40	Пески, супеси	1,8 1,9	25 35	0,6 -	7 40	1-2 -	- -	1-2	М	1,1-4,5 - «-
40-300	Пески, глины	1,9 1,8	35 6	0,6 0,001	7 90	1-2 1-2	- -	1-2	М	- «- - «-
300-950	Глины, опоки	1,9 1,5	6 4	0,001 0,01	90 50	1-2 -	- 41	2 2	МС	- «- 6


950-1700	Песчаники Глины Алевролиты	2,01 1,9 2,0	23 5 12	0,44-0,8 0,001 0,05	6-16 90 15	3-7 3-7 3-7	14-230 - 20-160	3-8 2 1-4	МС	1,1-4,5 - «- 1,6-4,3
1700-2210	Песчаники Алевролиты Аргиллиты	2,01-2,16 2,0 2,5	23-21 10 4	0,1-0,2 0,03 0,01	6-12 12 90	5-7 6-7 6	25-230 25-170 40-210	3-8 1-4 1-3	С	1,1-4,5 1,6-4,3 1,8-4,2
2210-2600	Алевролиты Аргиллиты	2,0-2,1 2,5-2,6	11-9 4	0,02 0,01	13 100	2-4 1-3	30-180 45-220	1-4 1-3	С	1,6-4,3 1,8-4,2
2600-2700	Аргиллиты Песчаники	2,6 2,18	4 17	0,01 0,03	100 12-16	1-3 3-4	45-220 30-200	1-3 3-8	С	1,8-4,2 2,5-4,5

Таблица 5 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Градиент								до (верх)	пластового давления	гидроразрыва пород	горного давления	геотермический
			величина кгс/см²	источник получения	величина кгс/см²	источник получения	величина кгс/см²	источник получения	величина кгс/см²	источник получения
Q-P_1/3	0	570	Р_пл=Р_гидр		0,20	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
P₂-К₂	570	950	0,100	РФЗ	0,20	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
К₂ - К₁	950	1700	0,100	РФЗ	0,17	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
К₁ - J₃	1700	2600	0,100	РФЗ	0,16	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
J₃	2600	2700	0,076	РФЗ	0,16	расчет	0,23	расчет	3	РФЗ
__________________________________________________ Примечание РФЗ - фактические замеры в скважине.

В разделе приводятся данные по нефтеносности и водоносности в таблицах (6,7). Данные по газоносности отсутствуют.

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс стратигр. подразд.	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м³	Подвижность, Мпа·с (Дарси на сантипуаз)	Содержание серы, %/парафина, %	Дебит, м³/сут (НД)
	от (верх)	до (низ)
К₁(АВ_1-3)	1700	1710	поров.	888	0,104	0,99/33	10-40
К₁(АВ_2-3)	1745	1760	поров.	888	0,104	0,99/33	10-40
К₁(БВ_4-8)	1790	1860	поров.	875	0,11	0,8/0,9	До 200
К₁(БВ_0-5)	1880	1970	поров.	870	0,087	1,8/0,8	30
К₁(БВ_6-8)	2110	2210	поров.	870	0,05	1,5/5,3	До 160
К₁(БВ_9-10)	2350	2370	поров.	865	0,04	0,8/2,3	90
К₁(БВ_19-22)	2475	2490	поров.	850	0,04	1,7/2,2	3-5
J₃(ЮВ₁)	2635	2650	поров.	840	0,06	1,8/2,4	35

Пластовое давление, МПа	Газовый фактор, м³/т	Относительная по воздуху плотность газа	Динамический уровень в конце эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважине при эксплуатации, град	Рекомендуемые в МПа
					репрессия при вскрытии	депрессия при испытании
17	30	1,015	-	30-35
17,5	30	1,015	-	30-35
17,9	35	1,018	-	30-35
18,8	33	0,95	-	30-35
21,1	50	0,90	-	30-35
23,5	50	0,95	-	30-35
24,8	81	0,98	-	30-35
20	93	0,95	1500	30-35

Таблица 7 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Пластовое давление, МПа	Плотность, кг/м³	Химический состав в мг/л						Минерализация г/л
						анионы			катионы
	от (верх)	до (низ)				Na⁺(К⁺)	Mg⁺⁺	Ca⁺⁺
Q-P_1/3	0	300	Поровый	0-3	1009	89	11	84		6	10	0,1-0,2
К₂-К₁	950	1700	Поровый	9,5-17	1010	96	4	83		1	16	16-20
К₁ - J₃	1700	2600	Поровый	17-26	1010	95	5	92,5		1,1	6,4	17,2
J₃	2600	2700	Пор. тр.	19,8-20,5	1016	87	12,6	94,2		1,66	4,14	28
J₃(ЮВ₁)	2635	2650	Пор. тр.	20,1	1020	99	1,0	94		2	6	28

Поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения представлены в таблицах (8-11). Параметры, характеризующие возможные осложнения указаны на основе статических данных для наиболее представленных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий и представлены в таблице (12).

Таблица 8 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч	Условия возникновения, в т.ч. допустимая репрессия
	от (верх)	до (низ)
Q - P₁	0	700	до 5	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Таблица 9 - Осыпи и обвалы стенок

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Время до начала осложнения, сутки	Интенсивность обвалов и осыпей	Мощность, м	Скорость, м/час	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
Q - P₁	0	490	3	интенс.	700	100-120	нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.
Р₁-К₁	700	1750	3	слабые	1050	100-120

Таблица 10 - Нефтеводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Плотность смеси при проявлении, кг/м³	I. Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
К₂-К₁	950	1690	вода	-	Условия возникновения снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с «сальником»; - снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины
К₁(АВ_1-3)	1700	1710	нефть	888
К₁(АВ_2-3)	1745	1760	нефть	888
К₁(БВ_4-8)	1790	1860	нефть	888
К₁(БВ_0-5)	1880	1970	нефть	888
К₁(БВ_6-8)	2110	2210	нефть	888
К₁(БВ_9-10)	2350	2370	нефть	888
К₁(БВ_19-22)	2475	нефть	888
J₃(ЮВ₁)	2635	2650	нефть	888

Таблица 11 - Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Репрессия при прихвате, МПа	Возможные условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Q-P₁	0	700	-	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и CIIO
К₂-К₁	1150	2300	-

Таблица 12 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения	Характеристика (параметры осложнения и условия возникновения)
	от (верх)	до (низ)
К₂-К₁	950	1700	Разжижение глинистого раствора	Нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами.
К₁ - J₃	1700	2700	Сужение ствола скважины	Разбухание глин ввиду некачественного бурового раствора.

2. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

.1 Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов

На данном месторождении на всех интервалах бурения по типовому проекту использовались полимерглинистые растворы с добавкой КМЦ для снижения водоотдачи и смазывающих добавок РЖК для предотвращения прихвата бурильного инструмента.

.2 Требования к буровым растворам

Основное требование к буровым промывочным жидкостям обозначено «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03): «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов».

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических требований и ограничений:

облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

- не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов;

не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;

обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;

обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами;

быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.

Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложнённости разреза

Разделение геологического разреза начинается с анализа состава пород, слагающих разрез. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал является однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близкой по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений. Нужно уделять особое внимание на достигнутый уровень технологии бурения. При выделении в разрезе технологического интервала должны учитываться возможности самопроизвольного искривления скважин или решение специальных задач при наклонно-направленном бурении.

Выделяем следующие интервалы, исходя из данных условий:

1. Интервал (0-50) м. Супеси, пески, суглинки. Возможны поглощения бурового раствора, интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины. Бурение под направление.

2. Интервал (50-675) м. Глины, опоки, пески. Возможны поглощения бурового раствора, интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины. Интервал обсаживается кондуктором.

3. Интервал (675-950) м. Глины, опоки. Возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, разжижение бурового раствора.

. Интервал (950-1700) м. Глины, песчаники, алевролиты. Возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, разжижение бурового раствора. В интервале содержатся воды ГКН-ХК.

. Интервал (1700-2700) м. Аргиллиты, песчаники, алевролиты. Возможны нефтеводопроявления, сужения ствола скважины. Содержатся воды ГКН-ХК.

При разделении геологического разреза на технологические интервалы основными ориентирами является ГТН, таблицы (геологическая часть).

.3 Обоснование выбора типа буровых растворов по интервалам бурения

Первый вариант буровых ратсворов выбирается в соответствии с опытом бурения на данном месторождении.

Второй вариант выбирается на основании литературного обзора.

Основным критерием при выборе типа бурового раствора для конкретных геологических условий является соответствие составов буровых растворов разбуриваемых пород на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия с буровыми растворами, разделяют на восемь групп с учетом пределов минерализации температуры на забое.

Первая группа - песчаники, доломиты, известняки. Эти породы характеризуются устойчивостью при разбуривании, так как не изменяют своих физико-химических свойств под воздействием фильтрата буровых растворов.

Вторая группа - песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов. Эти породы неустойчивы вследствие набухания глин и осыпей аргиллитов и алевролитов, в связи, с чем их разбуривание сопровождается осыпями, обвалами, поглощениями буровых растворов и прихватами бурильного инструмента.

Третья группа - глины. Разбуривание глин сопряжено с большими трудностями, так как они могут легко переходить в раствор, увеличивая в нем содержание твердой фазы. Наибольшее влияние оказывает коллоидная составляющая разбуриваемых глин.

Четвертая группа - аргиллиты, алевролиты, глинистые известняки. Эти породы, имеющие пластинчатое строение, характеризуются неустойчивостью к осыпям и обвалам.

Пятая группа - каменная соль. Ее растворение обуславливает образование каверн, что может, в свою очередь, привести к осыпям, обвалам вышележащих терригенных пород.

Шестая группа - каменная соль с пропластками других солей, обладающих различной растворимостью.

Седьмая группа - каменная соль с пропластками терригенных пород.

Восьмая группа - каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород.

Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу.

Систематизация данных об используемых при бурении скважин буровых растворах (в зависимости от типа горных пород, допустимой минерализации водной фазы, температуры на забое, ингибирующей способности, растворимости горных пород в воде) позволила разделить их на пять основных типов, которые подразделяются на виды, а виды - на рецептуры.

Результаты выбора бурового раствора показаны в таблицах 13.

Таблица 14 - Типы буровых растворов

Интервал, м		Краткое описание горных пород	Типы бурового раствора
от	до
0	50	Супеси, пески, суглинки	1. Полимерглинистый 2. Известковый
50	675	Глины, опоки, пески	1. Полимерглинистый 2. Гипсо-известковистый
675	950	Глины, опоки	1. Естественно наработанный поли-мерглинитсый 2. Хлор-кальциевый
950	1700	Глины, песчаники, алевролиты	1. Естественно наработанный поли-мерглинитсый 2. Хлор-калиевый
1700	2700	Нефтенасыщенные песчаники, алевролиты, аргилиты	1. Естественно наработанный поли-мерглинитсый 2. Полимер - недиспергирующий

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов.

Параметры промывочной жидкости в первую очередь определяются необходимостью создания гидростатического давления в скважине, препятствующего проявлению пластового и порового давления геологических формаций. Кроме того, состав и свойства промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей стенок скважины, обеспечивать создание малой зоны проникновения фильтрата в продуктивный пласт и своими реологическими свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик ЗД и наземного оборудования, качественной промывки скважины и выносу шлама.

Плотность бурового раствора

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пласта и проникновение пластовых флюидов в скважину.

, (1)

где, - плотность промывочной жидкости, кг/м³

- ускорение свободного падения, м/с² ( м/с²)

- текущая глубина скважины, м

- пластовое (поровое) давление на глубине, кг/м²

- горное (геостатическое) давление на глубине , кг/м²

^{, (2)}

где, К_з - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым

при до 1200 м,

при до 2500 м,

при больше 2500 м.

Плотность бурового раствора при вскрытии газоводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см² (2,5 Мпа);

4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см² (3,5 МПа).

Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см³ (1000 кг/м³) от кровли пласта до поверхности. Аномальное пластовое давление характеризуется любым отклонением от нормального.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Таким образом, в случае репрессии на пласт при вскрытии нефтеводонасыщенных, газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин, необходимую плотность бурового раствора в кг/м³ определят по формуле:

, (3)

где - пластовое давление, Па;

- допустимая репрессия на пласт, Па;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом

пластового давления, м

В случае бурения скважин в интервалах залегания непроницаемых горных пород с депрессией на стенки скважины необходимую плотность бурового раствора определят по формуле:

, (4)

где - допустимая депрессия на стенки скважины, Па.

, (5)

где - заданное значение депрессия в процентах от скелетного напряжения , %.

Скелетное напряжение горных пород определяется разницей горного и порового давления по формуле:

, (6)

где - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м³;

- коэффициент аномальности порового давления;

- плотность пресной воды, кг/м³.

Если при рассчитанных значениях плотности бурового раствора наблюдается посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение подбирают путем её ступенчатого повышения.

Реологические параметры бурового раствора

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости и динамического напряжения сдвига .

Динамическое напряжение сдвига.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле:

, (7)

Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой системы очистки бурового раствора её в первом приближении оценивают по формуле:

, (8)

Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: , .

Условная вязкость

Вязкость качественно определят величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины, а также проникновение промывочной жидкости в поры и трещины горных пород. Оценочно определяется по формуле:

, с (9)

Структкрно-механические свойства промывочной жидкости

Структкрно-механические свойства буового раствора характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах. Эти свойства оценивают параметрами статического напряжения сдвига через 1 и 10 минут и их отношением. Выбор этих параметров должен проектироваться с учётом бурения в данном районе.

Выбор необходимых значений показаткля фильтрации и толщина образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учётом скважинных условий с целью предупреждения возможных осложнений при бурении и заканчивании скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных платсов. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:

, см³/30 мин (10)

Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала.

I интервал (0-50) м.

Pпл = 0,490 МПа, , МПа, м.

кг/м³,

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30 мин.

Интервал (50-650) м.

Pпл = 6,48 МПа, , МПа, м.

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30 мин.

Интервал (650-950) м. Pпл = 9,32 МПа, , кг/м³, м.

кг/м³.

Скелетное напряжение горных пород:

МПа.

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для интервалов (300-675) и (675-950) кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па,

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30 мин.

Интервал (950-1700) м.

Pпл = 16,677 МПа, , МПа, м.

кг/м³.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30 мин.

Интервал (1700-2700) м.

Pпл = 20,14 МПа, , МПа, м.

кг/м³.

Принимаем для данного интервала буровой раствор с наиболее подходящей плотностью кг/м³.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Па×с.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см³/30 мин.

Таблица 15-Планируемые значения технологических параметров буровых растворов

Интервал бурения по вертикали, м		Плотность, кг/м³	Условная вязкость, с	Пластическая вязкость, мПа с	Динамическое напряжение сдвига, Па	СНС, Па через мин		Водоотдача, см³/30 мин	Толщина корки, мм	Содержание песка, %	pH	Минерализация, г/л
от	До					1	10
0	50	1100	23,1	10	2,35	13	30	8,5	1-1,5	1,5	8	0,2
50	675	1100	23,1	9	2,4	14	30	8,45	1-1,5	1,5	8	0,2
675	950	1100	23,1	9	2,4	5	10	8,45	0,5-1	1	8	0,2
950	1700	1070	22,4	9	2,1	9	14	8,6	0,5	1	8,5-9	1-3
1700	2700	1040	22	8,3	1,84	11	15	8,8	0,5	1	8,5-9	0,5-1

Вариант №1.

Для бурения под направление и кондуктор используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000+. Он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.

При бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000 Плюс.

Буровой раствор, обработанный КМЦ и НТФ, достаточно эффективен с точки зрения вскрытия продуктивного пласта. Использование в составе раствора смазки ФК-2000 Плюс, которая содержит ПАВ, также способствует снижению отрицательного воздействия раствора на продуктивный пласт (по данным разработчика смазки ФК-2000 Плюс).

Вариант №2.

Таблица 16. Результат выбора типов буровых растворов

№	интервал	Группа горных пород	Название раствора	Назначение
1	0-50	Третья	Известковистый	Для бурения глинистых отложений. Для снижение пептизации выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев. Ингибирующий раствор.
2	50-675	Четвёртая	Гипсо-известковистый	Для разбуривания высококол-лоидных глинистых отложений. Для снижения гидротации и набухания глин. Ингибирующий раствор.
3	675-950	Четвёртая	Хлор-кальциевый	Для снижения гидротации и набухания глин при разбуривании глинистых отложений. Ингибирующий раствор.
4	950-1700	Вторая	Хлор-калиевый	Повышение устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах. Ингибирующий раствор.
12	1700-2700	Вторая	Полимер-недиспергирующий, малосиликатный	В данном случае для повышения качества вскрытия продуктивного пласта. Для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Ингибирующий раствор

2.5 Обоснование рецептур бурового раствора

После выбора типов буровых растворов устанавливают их рецептуры с целью обеспечения требуемых технологических свойств бурового раствора. Для обеспечения необходимых свойств буровые растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе бурения скважины.

Результаты выбора материалов и реагентов сводятся в таблицы 17, 18.

Таблица 17. Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (вариант 1)

Интервал бурения		Название раствора	Плотность раствора, кг/м³	Смена раство-ра в интервале	Название компонента	Содержание компонента в растворе, кг/м³
от	до
0	50	Полимер глинистый	1100		Г/п ПБМА КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000 НТФ	60,9 0,8 0,35 0,64 0,18
50	675	Полимер глинистый	1100	Да	Г/п ПБМА КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ	114,4 1,5 0,7 1,2 0,18
675	950	Естественный полимер глинистый	1100	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47
950	1200	Естественный полимер глинистый	1100	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47
950	1700	Естественный полимер глинистый	1070	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47
1700	2700	Естественный полимер глинистый	1040	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47

Таблица 18. Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (вариант 2)

Интервал бурения		Название раствора	Плотность раствора, кг/м³	Смена раствора в интервале	Название компонента	Содержание компонента в растворе, кг/м³
от	до
0	50	Известковистый	1100	Да	Бентонит КССБ NaOH Ca(OH)₂ Вода	85 40 3 4 920
50	675	Гипсоизвестковис-тый	1100	Да	Бентонит ОКЗИЛ СаSO4*2H2O КМЦ-600 NaOH Ca(OH) 2 Вода	90 25 18 4 4 957
675	950	Хлоркальциевый	1100	Да	Бентонит КССБ КМЦ-600 Ca(OH) 2 CaCl2 Вода	120 30 20 5 6 919
950	1700	Хлоркалиевый	1070	Да	Бентонит Крахмальный реагент (МК, ЭКР) KOH KCl Вода	70 12 3 40 935
1700	2700	Полимер-недиспер-гирующий	1040		Бентонит КМЦ-600 ПАА Нефть Вода	45 5 50 80 850

3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

Для забуривания скважины следует использовать качественный глинистый раствор из бентонитового глинопорашка с добавками химических реагентов.

Объем бурового раствора для бурения интервала под кондуктор:

(11)

где V_пр - объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей, м³

V_бур - объем бурового раствора, затрачиваемый непосредственно на углубление скважины, м³

(12)

где n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³/м;

L - длина интервала, м

Объем бурового раствора, подлежащий химической обработки при бурении интервала ниже кондуктора, в случае смены типа раствора определяется по формуле:

(13)

где V_к - Объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной колонны(кондуктора), м³

(14)

где d_вн.к - внутренний диаметр обсадной колонны) кондуктора), м

L_к - глубина спуска колонны(кондуктора), м

Норма расхода бурового раствора на метр проходки в зависимости от диаметра долота

Д_д=0,3937 м n=0,47 м³/м

Д_д=0,2953 м n=0,25 м³/м

Д_д=0,2159 м n=0,15 м³/м

Объем необходимый для заполнения скважины:

(15)

где V_с - объем бурового раствора для заполнения открытого ствола скважины, м³

(16)

где d_{откр.ств} - диаметр открытого ствола скважины (с учетом коэффициента кавернозности), м

L_{откр.ств} - длина открытого ствола скважины, м

Также в открытом стволе V_с умножают на коэффициент запаса: a=1,5 при нормальных условиях, а=2 осложненные условия и продуктивный пласт.

Потребность глинопорошка для бурения данного интервала:

(17)

где -норма расхода глинопорашка, кг/м³;

Расход химического реагента:

(18)

где -норма хим. реагента, кг/м³.

Объем глинистого раствора полученного самозамесом:

(19)

где - плотность глины, кг/м³,

- плотность воды, кг/м³,

- плотность бурового раствора, кг/м³,

М_гл - масса чистой глины, кг

(20)

где П - содержание песка, %

V_гл - объем глины переходящей в буровой раствор, м³

(21)

где L_п - мощность глинистой пачки, м

Количество глины для 1м³ бурового раствора:

(22)

где m_гл - влажность глины 2-5%

Количество утяжелителя:

(23)

где q_у - количество утяжелителя для 1 м³ бурового раствора, кг/м³

(24)

где - плотность утяжелителя, кг/м³

- плотность утяжеленного бурового раствора, кг/м³

m_ут - влажность утяжелителя, (0,02-0,05).

Рассчитаем объём бурового раствора для:

Вариант №1

I. Интервал (0-50) м D_д=393,7 мм

V_бр=0,47 (50-0)+50=73,5 м³

II. Интервал (50-675) м D_д=295,3 мм

V_бр=0,25 (675-50)+50+0,785 (0,3069)² ×50+0,785 (0,2953 ×1,3)² (50-0) × ×2=215,7м³

III. Интервал (675-950) м D_д=215,9 мм

V_к=0,785 0,2267² 675=27,2м³

V_бр=0,15 (950-675)+50+27,2=118,5м³

IV. Интервал (950-1700) м D_д=215,9 мм

V_бр=0,15 (1700-950)+50+27,27+0,785 (0,2159 ×1,1)² × (950-675) 2=214,13м³

V. Интервал (1700-2700) м D_д=215,9 мм

V_бр=0,15 (2700-1700)+50+27,2+0,785 (0,2159× 1,1)²× (1700-675) 2=318 м³

Таблица 19-Потребность бурового раствора

Интервал	Объём приём-ных емкостей V_пр, м³	Объём раствора, затрачиваемый на данный интервал V_бур, м³	Объём раствора с учётом пробуренного интервала V_бр, м³
0-50	50	23,5	73,5
50-675	50	93,75	215,7
675-950	50	41,25	118,5
950-1700	50	75	214,1
1700-2700	50	15	318

Определим необходимое количество материалов и химических реагентов бурового раствора для каждого интервала для двух вариантов:

Вариант №1

1. Интервал (0-50) м

V_бур=23,5 м³

Q_гп=23,5× 60,9=1431,15 кг

Q_КМЦ=23,5 ×0,8=18,8 кг

Q_Na₂_CO₃=23,5× 0,35=8,2 кг

Q_ФК=23,5 ×0,64=15 кг

Q_НТФ=23,5× 0,18=4,2 кг

. Интервал (50-675) м

V_бур=93,75м³

Q_гп=93,75 ×114,4=10725 кг

Q_КМЦ=93,75× 1,5=140,6 кг

Q_Na₂_CO₃=93,75× 0,7=65,6 кг

Q_ФК=93,75 ×1,2=112,5 кг

Q_НТФ=0,18×93,75=16,9 кг

. Интервал (675-950) м

V_бур=41,25 м³

Q_КМЦ=41,25 ×6=247,5 кг

Q_Na2CO3=41,25 × 1,27=52,4 кг_NaHCO3=41,25 × 1,2=49,5 кг_ФК=41,25 × 3,3=136 кг_НТФ=41,25 × 0,2=8,25 кг

Q_ст._Al=41,25 ×0,47=19,4 кг

V_гл=0,785 (0,2159 1,1)²×175=7,7м³

М_гл=(1-10/100) 1900× 7,7=13167 кг

4. Интервал (950-1700) м

V_бур=75м³

Q_КМЦ=75× 6=450 кг

Q_Na2CO3=75 ×1,27=95,3 кг

Q_NaHCO3=75× 1,2=90 кг

Q_ФК=75× 3,3=247,5 кг

Q_НТФ=75× 0,2=15 кг

Q_ст._Al=75× 0,47 кг

V_гл=0,785 (0,2159 1,1)²×225=10м³

М_гл=(1-10/100) 1900 ×10=17100 кг

. Интервал (1700-2700)

V_бур=15м³

Q_КМЦ=15× 6=90 кг

Q_Na₂_CO₃=15 ×1,27=19,1 кг

Q_NaHCO₃=15 ×1,2=18 кг

Q_ФК=15 ×3,3=40,5 кг

Q_НТФ=15× 0,2=3 кг

Q_ст._Al=15× 0,47=7,1 кг

Глинистые пачки в интервале отсутствуют.

Вариант №2

1. Интервал (0-50) м

V_бр=73,5 м³

Q_гп=73,5 ×85=6247,5 кг

Q_КССБ=73,5× 40=2940 кг

Q_Ca₍_OH₎₂=73,5×4=294 кг

Q_NaOH=73,5× 3=220,5 кг

Qвода =920 ×73,5=67620 л

. Интервал (50-675) м

V_бр=221,1м³

Q_гп=221,1× 90=19899 кг

Q_Окзил=221,1× 25=5527,5 кг

Q_NaOH=221,1× 4=884,4 кг

Q_КМЦ=221,1× 4=884,4 кг

Q_Ca₍_OH₎₂=221,1×2=442,2 кг

Q_CaSO₄₍₂_H₂_O₎=221,1× 18=3979,8 кг

Qвода=221,1× 957=211592,7 л

. Интервал (675-950) м

V_бр=118,5м³_гп=118,5×120=14220 кг_КССБ=118,5× 30=3555 кгкмц=118,5 ×20=2370 кг_Ca(OH)2=118,5 ×5=592,5 кг_CaCl2=118,5× 6=711 кг

Qвода=118,5× 919=108901,5 л

4. Интервал (950-1700) м

V_бр=198,7 м

Q_гп=198,7 ×70=13909 кг

Q_МК=198,7× 12=2384,4 кг

Q_KOH=198,7 ×3=596,1 кг

Q_KCl=198,7 ×40=7948 кг

Qвода=198,7 ×935=185784,5 л

. Интервал (1700-2700)

V_бур=262 м³

Q_гп=262 ×45=11790 кг

Q_КМЦ-600=262× 5=1310 кг

Q_ПАА=262× 50=13100 кг

Q_нефть=262× 80=20960 кг

Q_вода=262× 850=222700 л

Определим количество утяжелителя необходимого для утяжеления бурового раствора

В качестве утяжелителя применяем гематит: =5600 кг/м³, m_ут=0,05.

Интервал (300-675)

Количество утяжелителя:

Таблица 19. Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал, м		Коэффициент запаса раствора и его компонентов	Тип бурового раствора и его компонентов	Норма расхода на долото бурового раствора м³/1 м проходки и его компонентов, кг/м³ в интервале		Потребность бурового раствора, м³ и его компонентов, кг
от	до			величина	источник	На запас на поверхность	На исходный объём	На бурение интервала	Суммарная в интервале
0	50	2	Полимер глинистый Бентонит КМЦ-600 Na2СО3 ФК НТФ Известковистый Бентонит КССБ NaOH Ca(OH) 2 Полимер глинистый Бентонит PoliPAC R PoliPlus	0,47 60,9 0,8 0,35 0,64 0,18 0,47 85 40 3 4 0,47 8.8 1,1 5,5	11 5 12	50 50 50	0 0 0	23,5 23,5 23,5	73,5 1431,15 18,8 8,2 15 4,23 73,5 6247.5 2940 220.5 294 73,5 646,8 80,52 402,6
50	675	2	Полимер глинистый Бентонит КМЦ-600 Na2CO3 ФК НТФ Гипсо-известковистый Бентонит Окзил CaSO4 (2H2O) КМЦ-600 NaOH Ca(OH) 2 Естественнонаработанная глинистая суспензия Sepakoll CE 5158	0,25 114.4 1,5 0,7 1.2 0,18 0,25 90 25 18 4 4 2 0,25 2,86	11 5 12	50 50 50	77,35 77,35 77,35	93,75 93,75 93,75	221,1 10725 140,6 65,6 112,5 16,9 221,1 19899 5527,5 3979,8 884,4 884,4 442,2 221,1 726,63
675	950		Естественный полимер - глинистый КМЦ-600 НТФ ФК-2000+ Na2CO3 NaHCO3 Стеарат аллюм. Хлор-кальциеывй Бентонит КССБ КМЦ-600 Ca(OH) 2 CaCl2 Естестественнонаработанная глинистая суспензия. BWREO POL SL Унифлок	0,15 6 0,2 3,3 1,27 1,2 0,47 0,15 120 50 20 5 6 0,15 4,8 2,4	11 5 12	50 50 50	27,3 27,3 27,3	41,3 41,3 41,3	118,5 247,5 8,25 136 52,4 49,5 19,4 118,5 14220 3555 2370 592,5 711 118,5 5735,4 2867,7
950	1700		Естественный полимер глинистый КМЦ-600 Na₂CO₃ NaHCO₃ ФК НТФ Стеарат аллюминия Хлор-калиевый Бентонит МК KOH KCl Полимер глинистый Бентонит Tulose CHR1M	0,15 6 1,27 1,2 3,3 0,2 0,47 0,15 70 12 3 40 0,15 64,2 4,3	11 5 12	50 50 50	73,7 73,7 73,7	75 75 75	198,7 450 95,3 90 247,3 15 35,3 198,7 13909 2384,4 596,1 7948 198,7 12756,54 850,4
1700	2700		Естественный полимер глинистый КМЦ-600 Na₂CO₃ NaHCO₃ ФК НТФ Стеарат аллюминия Полимер-недиспергирующий Бентонит КМЦ-600 ПАА Нефть Полимер глинистый Бентонит Tulose CHR1M NaCl	0.15 6 1,27 1,2 3,3 0,2 0,47 0,15 45 5 50 80 0,15 62,4 15,6 31,2	11 5 12	50 50 50	197 197 197	15 15 15	262 90 19,1 18 40,5 3 7,1 262 11790 1310 13100 20960 262 16348,8 4087,2 8174,4

Таблица 20. Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонентов бурового раствора по вариантам	ГОСТ, ТУ, ОСТ, МРТУ и т.д. на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, т								Суммарная на скважину
		Для бурения технологического интервала (номер)					Номера колонн
		1	2	3	4	5	1	2	3
Бентонит	ОСТ 39-202-86	1,4	23,81				1,4	23,8		25,2
КМЦ-600	ТУ 6-55-221-1453-96	0,019	0,069	0,675	0,9	0,019	0,302	1,575	1,896
ФК-2000 Плюс	ТУ 2458-001-49472578098	0,015	0,187	0,226	0,372	0,723	0,015	0,413	1,095	1,523
НТФ	ТУ 2499-347-05763441-2000	0,004	0,027	0,013	0,023	0,029	0,004	0,040	0,052	0,096
Na₂CO₃	ГОСТ 5100-85Е	0,008	0,109	0,087	0,143	0,189	0,008	0,196	0,332	0,536
NaHCO₃	ТУ 2156-76Е				0,135	0,224			0,359	0,359
Стеарат Al	Импорт				0,052	0,07			0,122	0,122
Варинт 2
Бентонит (палыгорскит)	ОСТ 39-202-86	6,2	6,6	14,2	25	95,3	6,2	20,8	120,3	147,3
КССБ	ТУ 39-094-75	2,9	2,67	3,56	6,9	7,8	2,9	6,23	14,7	23,83
NaCl						21,8			21,8	21,8
NaOH	ГОСТ 2263-79	0,2	1,48			0,83	0,2	1,48	0,83	2,51
CaSO₄2H₂O (гипс)			3,9					3,9		3,9
КМЦ-600	ТУ 6-55-221-1453-96	0,58	2,58	2,3	0,56	8,78	0,58	4,88	9,34	14,46
Сa(OH)₂	ГОСТ 9179-77	0,29	0,44	0,6			0,29	0,104		1,33
Полиакрилат						27			27	27
Окзил			5,51					5,51		5,51
KOH	ГОСТ 9285-78				1,16				1,16	1,16
KCl	ГОСТ 4568-95				13,4				13,4	13,4
УЩР						7,65			7,65	7,65
Na₂SiO₃						17,4			17,4	17,4
CaCl₂			0,93	0,71				1,64		1,64
МК					2,4				2,4	2,4
нефть						38,4			38,4	38,4

4. Гидравлический расчёт промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта

Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем коэффициент равным

,65 м/с. Исходя из условий всасывания, коэффициент наполнения возьмем равным 0,8.

. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве м/с по формуле:

; (10.1)

- диаметр скважины, м;

- минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м.

м³/с.

3. Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины:

; (10.2)

м³/с.

. По наибольшему значению м³/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Следовательно, мы можем использовать насос У8-7М. Так как расход небольшой в данном случае целесообразно использовать 1 насоса. Принимаем диаметр втулок 190 мм и определяем подачу насосов при коэффициенте наполнения 0,8 по формуле:

; (10.3)

м³/с.

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, олученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ПК:

; (10.4)

Для УБТ в необсаженном стволе:

м/с.

Для ЛБТ в необсаженном стволе:

м/с.

Для ПК в необсаженном стволе:

м/с.

Для ПК в обсаженном стволе:

м/с.

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

м/с.

Для турбобура:

м/с.

5. Плотность промывочной жидкости:

кг/м³.

6. Выбираю турбобур 3ТСШ1-195, который при работе на воде плотностью 1000 кг/м³имеет тормозной момент 2600 Нм при номинальном расходе 30 л/с и перепаде давления 3,5 МПа. Длина турбобура 26 м. Наружный диаметр 195 мм.

7. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал.

(10.5)

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры и . Значение определяем по заданной скорости механического бурения м/с и принятому расходу м³/с.

; (10.6)

Отсюда легко найти содержание шлама в промывочной жидкости: .

Для определения величины вычислим линейные и местные потери давление в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта.

. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, для течения в кольцевом канале:

; (10.7)

- число Хедстрема; (10.8)

- динамическая вязкость промывочной жидкости, Па с;

- динамическое напряжение сдвига, Па.

За УБТ:

;

За ЛБТ: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в обсаженном стволе

;

За ЛБТ: в обсаженном стволе

;

За турбобуром:

;

. Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве:

; (10.9)

За УБТ в необсаженном стволе:

;

За ЛБТ в необсаженном стволе:

;

За ПК в необсаженном стволе:

;

Для ПК в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

;

За турбобуром:

;

Так как полученные значения , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при турбулентном режиме.

. Потери давления по длине канала в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

в кольцевом пространстве

; (10.10)

где l_кп-коэффициенты гидравлического сопротивления трению в кольцевом пространстве.

Для кольцевого пространства:

; (10.11)

где к - шероховатость. Для стенок трубного и обсаженного участков затрубного пространства равна 0,0003, а для необсаженных участков затрубного пространства 0,003.

Для УБТ:

Для ЛБТ: в не обс. стволе.

Для ПК: в не обс. стволе.

Для ПК в бос. стволе.

Для ЛБТ в обс. стволе.

Для турбобура.

10. Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства:

; (10.12)

Для УБТ 25 м в необсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 50 м в необсаженном стволе:

;

Для ПК 170 м в необсаженном стволе:

Для ПК 380 м в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе:

;

Для турбобура 26 м в обсаженном стволе:

;

. Вычислим из условия:

; (10.13)

- давление гидроразрыва пласта, Па;

- плотность шлама, кг/м³;

- глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м.

кг/м³;

Так как полученное значение больше принятого кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

. Рассчитываем потери давления от замков в кольцевом пространстве:

; (10.14)

l_т - средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м;

d_м - наружный диаметр замкового соединения, м.

Для ЛБТ 50 м в необсоженном стволе:

;

Для ПК 170 м в необсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе:

;

Для ПК 380 м в обсаженном стволе:

13. Вычислим действительные числа Рейнольдса в трубах и замковых соединениях, составляющих бурильную колонны:

; (10.15)

В ПК:

;

В УБТ:

;

В ЛБТ:

;

14. Коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах определяют по формуле:

; (10.16)

Для УБТ:

Для ЛБТ:

Для ПК:

15. Потери давления по длине канала внутри труб определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

; (10.17)

В УБТ:

Па.

В ПК

Па.

В ЛБТ

Па.

16. Для секций бурильной колоны, состоящей из труб, имеющих внутреннюю высадку, вычисляются потери давлений в местных сопротивлениях внутри труб по формуле:

; (10.18)

где x=1,9 так как замки ЗШ

; (10.19)

Для ЛБТ:

;

17. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

; (10.20)

м^-4, м^-4, м^-4, м^-4.

Па.

. Определим перепад давления в турбобуре:

;

. Перепад давлений будет:

; (10.21)

Па.

20. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь в долоте по формуле:

; (10.22)

21. Рассчитываем резерв давления на долоте при b=0,8 по формуле:

; (10.23)

. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при по формуле:

; (10.24)

м/с;

Так как м/с, то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторных долот.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит МПа.

23. Определим дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений. Вычисляем гидростатическое давление раствора без шлама по формуле:

; (10.25)

МПа.

Рассчитаем гидростатическое давление с учетом шлама по формуле:

; (10.26)

МПа.

24. Рассчитаем суммарные потери во всей системе:

Па

25. Строим график распределения давления в циркуляционной системе.

Интервал 1

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

от 0

до 50

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 50

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 50

Пластовое давление, Мпа 0,49

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³1850

Механическая скорость бурения, м/час 40

Средний диаметр ствола скважины, м 0,433

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 10

Наружный диаметр, мм 203

Внутренний диаметр, мм 100

СБТ

Длина секции, м 40

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1100

Динамическая вязкость, Па с 0,01

Динамическое напряжение сдвига, Па 2,35

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 200

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,08

Развиваемое давление, Мпа 14,2

Количество гидромониторных насадок 3

Диаметры, м 0,02*0,02*0,02

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ Промывочные отверстия долота Замки СБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,1 0,26 0,0 0,0 4,41 0,0 1,42 6,19

Интервал 2

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

от 50

до 675

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 675

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 675

Пластовое давление, Мпа 6,7

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³1850

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 75

Средний диаметр ствола скважины, м 0,324

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 12

Наружный диаметр, мм 203

Внутренний диаметр, мм 100

СБТ

Длина секции, м 214

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 50

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 23,6

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1051

Динамическая вязкость, Па с 0,009

Динамическое напряжение сдвига, Па 1,93

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 160

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,049

Развиваемое давление, Мпа 23,4

Количество гидромониторных насадок 3

Диаметры, м 0,02*0,02*0,02

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ - ЛБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ - ЛБТ - ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,05 0,56 0,07 0,0 0,1 0,0 0,01 1,61 14,35 0,00 0,01 0,52 17,24

Интервал 3

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

от 675

до 950

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196

Пластовое давление, МПа 9,3195

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 1800

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/с 0,019

Диаметр скважины, м 0,2159

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

ЛБТ

Длина секции, м 50

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

ПК

Длина секции, м 550

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 295

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

Свойства промывочной жидкости

плотность, кг/м³ 1100

динамическая вязкость, Па с 0,001

динамическое напряжение сдвига, Па 2,4

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 1

Диаметр цилиндровых втулок, м 190

Производительность, м³/с 0,0455

Развиваемое давление, МПа 15,9

Интервал 4

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

от 950

до 1700

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 1700

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0167

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 1700

Пластовое давление, Мпа 16,68

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³1950

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 40

Средний диаметр ствола скважины, м 0,235

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

СБТ

Длина секции, м 549,1

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 1100

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 25,9

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1070

Динамическая вязкость, Па с 0,009

Динамическое напряжение сдвига, Па 2,1

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 150

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,042

Развиваемое давление, Мпа 27,2

Количество гидромониторных насадок 2

Диаметры, м 0,015*0,015

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ - ЛБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ - ЛБТ - ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,22 1,12 1,17 0,04 0,15 0,51 0,1 8,46 7,42 0,00 0,09 0,38 19,68

Интервал 5

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

от 1700

до 2700

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 2700

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0157

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 2700

Пластовое давление, Мпа 20,1

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³2180

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 10

Средний диаметр ствола скважины, м 0,235

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

СБТ

Длина секции, м 549,1

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 2100

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 25,9

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1040

Динамическая вязкость, Па с 0,0083

Динамическое напряжение сдвига, Па 1,84

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 150

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,042

Развиваемое давление, Мпа 27,2

Количество гидромониторных насадок 2

Диаметры, м 0,015*0,015

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системыПотери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ - ЛБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ - ЛБТ - ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,21 0,98 2,13 0,04 0,14 0,93 0,1 8,23 7,21 0,0 0,17 0,37 20,5

5. Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (8-6 см³ за 30 минут).

Указанные требования к технологическим показателям бурового раствора, при бурении скважин с кустовых площадок обуславливают использование при бурении под направление и кондуктор готового глинистого раствора, оставшегося после окончания бурения предыдущих скважин куста, либо завезенного с соседних буровых (вариант 1). Применение такого раствора целесообразно также с экономической точки зрения. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для достижения требуемых технологических показателей он дополнительно обрабатывается химическими реагентами.

При бурении первой скважины куста (при отсутствии возможности завоза раствора с соседних буровых) раствор готовится из глинопорошка с помощью агрегата ЦА-320М и смесителя СМН-20. Для достижения требуемых параметров раствор обрабатывается химическими реагентами.

Для повышения вязкости и структурных характеристик раствора, снижения показателя фильтрации используются полимерные реагенты акрилового ряда (гипан и др.) или на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, КМОЭЦ и др.). Акриловые полимеры несколько превосходят КМЦ по крепящему воздействию на стенки скважины, но с экологической точки зрения предпочтительнее использование КМЦ.

Если используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста, то он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.

Если раствор готовится из глинопорошка, то обрабатывается смазочной добавкой для обеспечения хорошей смазочной способности.

Ввод водного раствора КМЦ, приготовленного в гидромешалке или дополнительной емкости, осуществляется во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции, аналогично вводятся водные растворы щелочных агентов (Na₂CO₃).

Для равномерной обработки раствора смазкой ФК-2000 Плюс она используется в виде 10-20%-го водного раствора, который вводится в течение одного цикла циркуляции. При необходимости снижения структурно-реологических характеристик раствора применяется НТФ, водный раствор которой вводится в буровой раствор в течение 2-3 циклов циркуляции.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения обеспечивать качественное вскрытие продуктивного пласта.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях.

Выбор рецептур бурового раствора определяется указанными выше требованиями к раствору.

В качестве рецептуры варианта №1 бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000 Плюс.

КМЦ (со степенью полимеризации 600, 700) эффективно снижает показатель фильтрации, способствует формированию прочной фильтрационной корки и снижению набухания глинистой породы. Небольшие значения показателей вязкости раствора (для снижения потерь давления) обеспечиваются применением эффективного разжижителя НТФ. Применение смазочных добавок на основе растительных жиров придает раствору необходимые смазочные, противоприхватные свойства при сохранении малой экологической опасности.

Реагент НТФ применяются для регулирования структурно-реологических свойств раствора. Щелочные агенты (NaOH, NaHCO₃, Na₂CO₃) используются для создания рН раствора 8-9 и для удаления ионов кальция и магния из раствора. Большое содержание в растворе щелочных агентов (прежде всего NaOH) может способствовать снижению устойчивости стенок скважины и росту коагуляционных процессов в растворе, поэтому следует внимательно контролировать показатель рН раствора и при необходимости уменьшить или прекратить обработку раствора щелочными агентами.

Водные растворы щелочных агентов (NaOH, Na₂CO₃, NaHCO₃) вводят в раствор аналогично КМЦ при постоянной циркуляции. NaOH может затворяться в воде в дополнительной емкости.

Возможно применение смазки ФК-2000 Плюс совместно с графитом. Так как применение ФК-2000 Плюс может вызывать пенообразование в буровом растворе он дополнительно обрабатывается пеногасителем (стеарат алюминия), который вводится в буровой раствор одновременно со смазочной добавкой.

Таблица 21/ Реагенты, применяемые для обработки буровых растворов

№	Реагент	Основное назначение	Внешний вид	Вид тары
1	Кальцинированная сода Na₂CO₃	Регулирование pH	Белый мелкокристаллический порошок	Бумажные многослойные мешки
2	Каустическая сода NaOH	Регулирование pH	Густая синеватая жидкость	Железные барабаны 100-200 кг
3	Силикат натрия Na₂SiO₃	Борьба с поглощениями	Серая вязкая жидкость	Закрытые ёмкости
4	Поваренная соль NaCl	Повышение структурно-механических свойств	Полупрозрачный порошок
5	Известь Ca(OH)₂	Реагент структуро образователь	Белый порошок	Бумажные многослойные мешки
6	Углещелочной реагенот УЩР	Снижение водоотдачи, улучшение структурно механических свойств. Пептизатор.	Серый порошок	Бумажные мешки
7	Конденсированная сульфит спиртовая барда КССБ	Снижение вдоотдачи	Порошок или жидкость
8	Окзил	Понизитель вязкости и СНС, понизитель водо-отдачи	Тёмно-коричневая жидкость или сыпучий порошок зеленовато-коричневого цвета
9	Карбокси метил целлюлоза КМЦ	Понижение водоотдачи, иногда СНС	Волокнистое вещество жёлтого цвета	Бумажные или полиэтиленовые мешки 10-25 кг
10	Питьевая сода NaHCO₃	Связывает ионы кальция, магния, регулирование pH	Порошок белого цвета	Многослойные бу-мажные мешки 50 кг
11	Нитрилтриметил фосфоновая кислота НТФ	Регулирование структурных свойств пресных глинистых растворов	порошок белый, бесцветный или зеленоватый	Фанерные барабаны с полиэтиленовым мешком
12	Смазывающая добавка ФК 2000 Плюс	Уменьшение сил трения между колонной и стенками скважины	Жидкость от светло-жёлтого до темно-коричневого цвета с запахом растительного масла	Металлические бочки 200 л
13	Пеногаситель стеарат алюминия	пеногашение	Порошок белого цвета	Многослойные бумажные мешки
14	Хлористый калий KCl	Источник ионов калия	Серовато белый зернистый порошок	Полиэтиленовые мешки 50 кг
15	Tulose CHR1M	Регулирование фильтрации бурового раствора на водной основе	Гранулярный порошок	Полиэтиленовые мешки по 25 кг
16	BW LO CELL	Понизитель вязкости, водоотдачи для растворов на водной основе	Порошок кремового цвета	Мешки по 25 кг
17	BW RHEOPAC	Загущение и регулирование фильтрации всех водных ситстем	Белый порошок	Мешки по 25 кг	BW RHEOPOL SL	Регулирование фильтрации в водных системах с содержанием любой соли	Порошок белого цвета без запаха	Мешки по 25 кг
19	Polipac R	Регулятор вязкости и фильтрации пресных и солёных буровых растворов, ингибитор набухания чувствительных к воде глин	Белый сыпучий порошок	Многослойные мешки по 22,7 кг
20	КЕМ-ПАС	Регулирует фильтрацию	Светло-желтое вещество	Бумажные мешки с внутренней многослойной прокладкой по 25 кг.
21	Sepakoll CE 5158	Защитный коллоид.	Слабо-желтоватые гранулы	Пластмассовые мешки по 20 кг.
22	ДК Дрилл А-1	Понижение фильтрации, регулирование вязкости, ингибитор сланцев	Белые гранулы	4-х слойные крафтмешки с полиэтиленовым вкладышем массой 20 или 20,7 кг
23	Poli Plus	Создание вязкости в растворах без твердой фазы	Мелкодисперсный порошок белого цвета или жидкость	Пластиковые баки ёмкостью 18,9 л
24	BW RHEOCAPS	Ингибирование выбуренной породы, повышение стабильности обваливающихся сланцев	Белые мелкие гранулы	Мешки по 25 кг
25	Hostadrill 3118	Регулирование фильтрации и реологических свойств буровых растворов на водной основе	Бело-жёлтый сыпучий порошок	Бумажные мешки с внутренним поли-этиленовым покрытием

5.2 Оборудование для приготовления бурового раствора

Традиционная схема очистки неутяжеленного бурового раствора (при использовании амбара для сбора отходов бурения) основана на применении отечественного оборудования и включает три ступени очистки: вибросито-пескоотделитель и илоотделитель.

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 22.

Очистка бурового раствора осуществляется по схеме (рис. 2).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2). Для ВС-1 при бурении интервала под кондуктор рекомендуется устанавливать сетку с размером ячеек 0,9х0,9 мм, в интервале из-под кондуктора до 1700 м - с размером ячеек 0,4х0,4 мм, интервалов ниже 1700 м - 0,4х0,4 мм или 0,25х0,25 мм, что уточняется в процессе эксплуатации вибросита. Очищенный на виброситах раствор попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5). После очистки на пескоотделителе раствор по линии R₃ попадает в емкость (6), из которой раствор насосом (7) по линии R₄ подается для очистки на илоотделитель (8), после чего раствор по линии R₅возвращается в емкость (6). Очищенный буровой раствор из емкости (6) насосом (9) подается в скважину (1) по линии R₆. Шлам с вибросит, пульпа с песко- и илоотделителя по линиям R₇-R₁₁ поступает в амбар.

Эффективность работы пескоотделителя и илоотделителя в большей степени зависит и от давления жидкости перед входом в гидроциклон. Снижение давления ниже 0,2 МПа (2,0 кгс/см²) не допустимо из-за значительного ухудшения работы гидроциклона.

Давление выше рекомендуемого 0,4 МПа (4,0 кгс/см²) приводит к быстрому износу гидроциклонов и некоторому ухудшению эффективности очистки за счет явления турбулизации потока жидкости в гидроциклоне. Причиной высокого давления жидкости на входе гидроциклонной установки может явиться закупорка породой и другими предметами тангенциальных (входных) насадок отдельных гидроциклонов или несоот-ветствие подачи центробежного насоса и пропускной способности аппарата. Контроль за давлением осуществляется по манометрам.

Для приготовления промывочной жидкости из порошкообразных материалов используют специальный блок оборудования. Такой блок включает два бункера объемом 50 м³ каждый. Бункеры служат для хранения и подачи в камеру смесителя порошкообразных материалов. Для приготовления промывочной жидкости насосом подают дисперсионную среду (воду) в эжекторный смеситель через штуцер. Так как жидкая среда стекает из штуцера с большой скоростью, в камере смесителя возникает вакуум. Под воздействием вакуума порошкообразный материал из бункера по поступает в камеру смесителя, где смешивается с жидкостью и по сливной трубе направляется в емкость.

Для равномерного распределения компонентов промывочной жидкости по всему объему в емкости установлен механический лопастной перемешиватель, приводимый в действие электродвигателями.

Приготовленная смесь нестабильна и содержит значительное количество нерастворившихся комочков твердой фазы. Поэтому ее в течении нескольких циклов перекачивают по замкнутой системе: емкость - буровой насос - диспергатор - емкость. Для снижения вязкости в жидкость добавляют дисперсную фазу.

Когда требуется приготовить утяжеленную промывочную жидкость, используют тот же блок оборудования, но в бункер загружают порошкообразный утяжелитель.

Если промывочную жидкость при приготовлении требуется обработать химическими реагентами, то сначала реагент растворяют в воде.

Таблица 22. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

					Применяется при
Название	Типоразмер		ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,	бурении в интервале
	или шифр		МРТУ, МУ и т.п.	шт.	(по стволу), м
			на изготовление		от	до
					(верх)	(низ)
1		2	3	4	5	6
Циркуляционная система		ЦС 3200ЭУК-2М	ТУ 26-02-914-81	1	0	3122
Гидромешалка (или глиномешалка)		ГДМ-1 (МГ 2-4)	ТУ 39-01-398-781 (ТУ 39-01-326-78)	1	0	3122
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)		ВС-1	ТУ 39-01-08-416-782	2	0	3122

Пескоотделитель		ГЦК-360М	ТУ 3661-003-	2	0	3122
(входит в комплект ЦС)			-48136594-01
Илоотделитель		ИГ-45М	ТУ 3661-001-	1	780	3122
(входит в комплект ЦС)			-36627-00

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

.1 Контроль параметров буровых растворов

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД с использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1. Комплект включает рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1, прибор для определения водоотдачи раствора ВМ-6, термометр ТБР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, ротационный вискозиметр ВСН-3, набор реагентов и посуды для химических анализов.

Для измерения плотности раствора кроме ВРП-1 может быть использован ареометр АГ-3ПП, статического напряжения сдвига СНС-2 (кроме ВСН-3). Для контроля смазочной способности раствора - приборы ФСК-2 или КТК-2, а в лабораторных условиях - СР-1 или НК-1. Для замера рН раствора - индикаторная бумага или рН-метр.

Параметры бурового раствора должны соответствовать указанным в регламенте.

Особое внимание контролю показателей бурового раствора должно уделяться при бурении под эксплуатационную колонну, особенно интервалов с большими зенитными углами.

Для контроля параметров бурового раствора используются также импортные приборы при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Так, для замера условной вязкости может использоваться воронка Марша, пластической или динамической вязкости, СНС - различные марки ротационных вискозиметров; показателя фильтрации в стандартных условиях и при повышенных температурах и давлении - различные марки фильтр-прессов, с соблюдением методик замера, прилагаемых к каждому прибору.

Технологические свойства раствора должны контролироваться непосредственно на буровой в процессе бурения: плотность и условная вязкость раствора замеряется каждый час, остальные показатели - через 4 часа; в случае осложнений плотность и вязкость раствора замеряются каждые 15 минут, остальные показатели - каждый час.

Вся информация должна отражаться в ежедневной сводке по буровым растворам.

Таблица 21-Данные для подготовки контрольных карт

Интервал бурения	Контролируемые параметры и их размерность	Проектные значения параметров	Значения внешних границ		Периодичность контроля в нормальном режиме, часы.
			нижняя	верхняя
0-50	r, кг/м³ Т, с СНС_1, дПа СНС_10, дПа ДНС, Па П, % В, см³/30 мин	1100 23 13 30 2,35 1,5 8,5	1100 22 13 30 2 1 7,5	1170 30 15 35 3 1,5 8,5	1 1 4 4 4 4 4
50-675	r, кг/м³ Т, с СНС_1, дПа СНС_10, дПа ДНС, Па П, % В, см³/30 мин	1100 23 14 30 2,4 1,5 8,45	1100 23 10 30 2,2 1 8	1130 26 15 35 2,6 1,5 8,5	1 1 4 4 4 4 4
675-950	r, кг/м³ Т, с СНС_1, дПа СНС_10, дПа ДНС, Па П, % В, см³/30 мин	1100 23 5 10 2,4 1 8,45	1100 23 5 10 2,2 1 8	1130 28 10 15 2,6 1,5 9	1 1 4 4 4 4 4
950-1700	r, кг/м³ Т, с СНС_1, дПа СНС_10, дПа ДНС, Па П, % В, см³/30 мин	1070 22,4 9 14 2,1 1 8,6	1070 22 5 10 2,2 1 8	1090 28 10 15 2.6 1,5 9	1 1 4 4 4 4 4
1700-2700	r, кг/м³ Т, с СНС_1, дПа СНС_10, дПа ДНС, Па П, % В, см³/30 мин	1040 22 11 15 1,84 1 8,8	1040 22 10 15 1,6 1 8,5	1050 27 15 20 2 1,5 8,8	1 1 4 4 4 4 4

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 22.

Очистка бурового раствора осуществляется по схеме (рис. 1).

Принципиальная схема очистки буровых растворов

Выводы

Имея определенный географический район, его литологию и стратиграфию по сетке

разведочных скважин можно правильно и качественно подобрать тип бурового раствора при бурении, предотвратить возможные осложнения в процессе бурения, производить качественное вскрытие продуктивных горизонтов, что имеет большое значение при строительстве и освоении скважин, а также увеличению рейсовой скорости бурения.

В практике произведен расчет необходимого количества химических реагентов и глинопорошка, подобраны буровые растворы, способствующие улучшению проходки на долото, механической скорости бурения, образованию тонкой глинистой корки на стенках скважины.

Разработка наиболее эффективных рецептур буровых растворов возможна при создании систем, включающих в себя работу научно - исследовательских учреждений и опытных результатов, полученных с различных геологических условий бурения скважины.

В настоящее время высокие требования предъявляются и к экологичности производства. На буровой в основном это связано с утилизацией отработанного бурового раствора. Поэтому целесообразно разрабатывать рецептуры буровых растворов с использованием химических реагентов, наиболее безопасных для окружающей среды.

Другое решение этой проблемы - создание таких растворов, которые могли бы служить долгое время и после окончания работ перевозились на другие объекты.

Так же важной проблемой остается проблема недопущения гидроразрыва продуктивных пластов. Здесь необходимо более качественно рассматривать формирование давления, которое должно быть больше пластового давления, но в то же время максимально приближаться к его значению.

Не малую роль здесь играют параметры бурового раствора. Поэтому в работе подбираются 3 типа бурового раствора, которые можно использовать при бурении этого месторождения и при отсутствии одних химических реагентов можно воспользоваться другими, например, менее токсичными и более эффективными.

Список использованных источников

1. Учебно-методическое пособие к выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения/ Овчинников В.П., Аксенова Н.А

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. - М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -288 с.

Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые и промывочные растворы: Учебное пособие / Н.А.-Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2011. 309 с.

. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные растворы: Учебное пособие для вузов.-Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. -309 с.

. Современные составы буровых растворов» / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова; О.В. Рожкова, Т.А. Грошева. ТюмГНГУ. - Тюмень: Экспресс, 2013. - с.

Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении