Проектирование технологии бурения нефтяной скважины для Вать-Ёганского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

нефтяной скважина месторождение

Данный проект выполнен на строительство эксплуатационной скважины для условий Вать-Ёганского месторождения куст №556. Строительство скважин производится ООО ЗСФ «БК «Евразия».

Где бы ни происходило бурение скважины, везде необходимо соблюдать основные требование по проводке ствола скважины.

Целью данного курсовой работы является проектирование технологии бурения нефтяной скважины для Вать-Ёганского месторождения.

1.Исходные данные

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 1

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности в интервале
От (кровля)	До (подошва)	Название	Индекс
0	40	Четвертичные отложения	Q	1,40
40	80	Туртасская свита	Р3trt	1,26
80	200	Новомихайловская свита	Р3nm	1,50
200	225	Атлымская свита	Р3atl	1,50
225	420	Тавдинская свита	Р3-2tv	1,37
420	710	Люлинворская свита	Р2ll	1,45
710	795	Талицкая свита	Р1tl	1,30
795	940	Ганькинская свита	К2gn	1,11
940	1080	Березовская свита	К2bz	1,30
1080	1100	Кузнецовская свита	К2kz	1,30
1100	1880	Покурская свита	К2-1pkr	1,25
1880	1950	Алымская свита	К1alm	1,06
1950	2353	Ванденская свита	К1vd	1,02
Примечание - альтитуда ротора 85,44 м

Таблица 2.Физические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиг. подразделения	Интервал, м	Краткое назвние горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, мД	Глинистость, %	Карбонатность, %	Твердость, кгс/мм2	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя, твердая и т.д.)	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кгс/мм2
	От (кровля)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Q	0	40	пески	1,90			20,0		0	1	мягкая
			глины	1,80			80,0		0	1	мягкая
			супеси	2,00			40,0		0	1	мягкая
			суглинки	2,00			60,0		0	1	мягкая
P3trt	40	80	глины	1,80			85,0	1,2	15	3	мягкая
			пески	1,90			10,0		0	3	мягкая	0,3
Р3nm	80	200	песчаники	2,50			5,0	1,2	0	1	средняя	0,3
			глины	1,90			90,0		40	1	мягкая
Р3atl	200	225	песчаники	2,50			5,0	1,2	0	1	средняя	0,3
			опоки	1,50			50,0		60	2	мягкая
			глины	1,90			90,0		40	1	мягкая
Р3-2tv	225	420	песчаники	2,50			5,0	1,2	0	1	средняя	0,3
			глины	1,90			90,0		40	1	мягкая
Р2ll	420	710	песчаники	2,50			5,0	1,2	0	1	средняя	0,3
			опоки	1,50			50,0		60	2	мягкая
			глины	1,90			90,0		40	1	мягкая
Р1tl	710	795	алевролиты	2,40			18,0		0	3	средняя
			глины	1,90			90,0	1,2	35	1	мягкая
			песчанник	2,50		10,5	10,0		0	1	средняя	0,28
К2gn	795	940	глины	2,00			80,0	5,8	30	2,0	мягкая
			алевролиты	2,40			18,0	3,5	60	1	средняя
К2bz	940	1080	опоки	2,00		15,2	15,0	1,2	130	1	средняя	0,31
			глины	2,00			80,0	1,3	25	3	мягкая
К2kz	1080	1110	глины	2,00			90,0	2,3	35	4	мягкая

Таблица

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
К2-1pkr	1110	1880	песчаники	2,50	31,5	600,0	5,0	1,2	135	7	средняя
			пески	1,90	38,0	1500,0	9,0		0	2	средняя
			алевролиты	2,40	15,5		18,0	1,3	60	6	средняя
			глины	2,30			85,0	1,3	30	2	мягкая
К1alm	1880	1950	глины	2,30			80,0	1,3	28	2	мягкая
			песчаники	2,50	32,0	600,0	8,0	1,2	150	2	средняя		3-7
			аргиллиты	2,50			89,0	1,2	95	7	средняя		4,5-5
			алевролиты	2,60	16,0		18,0	1,3	60	6	средняя		3-7
К1vd	1950	2353	песчаники	2,60	25,0	50,0	5,0	1,2	100	7	средняя	0,3	3-7
			алевролиты	2,60			15,0	1,2	140	6	средняя		3-7
			аргиллиты	2,50			80,0	1,3	95	3	средняя		4,5-5

Таблица 3. Возможные осложнения по разрезу скважины

Стратиграфическое подразделение	Интервал по стволу, м	Вид (название) осложнения	Условия возникновения
	от	до
Новомихайловская свита	80	200	Поглощения бурового раствора	Увеличение репрессии на продуктивные пласты, отклонения параметров бурового раствора от проектных
Атлымская свита	200	225
Тавдинская свита	225	421
Березовская свита	943	1084
Кузнецовская свита	1084	1114
Покурская свита	1114	1909
Алымская свита	1909	1982
Ванденская свита	1982	2914
Новомихайловская свита	80	200	Осыпи, обвалы	Создание депрессии на продуктивные пласты, отклонения параметров бурового раствора от проектных
Атлымская свита	200	225
Тавдинская свита	225	421
Березовская свита	943	1084
Кузнецовская свита	1084	1114
Алымская свита	1909	1982
Ванденская свита	1982	2914
Новомихайловская свита	80	200	Водопроявления
Покурская свита	1114	1909
Новомихайловская свита	80	200	Разжижение бурового раствора	Растепление ММП
Атлымская свита	200	225
Алымская свита	1909	1982	Нефтеводопроявления	Возникновение депрессии на проницаемые пласты. Отклонение показателей свойств бурового раствора от проектных и оставление инструмента без движения и промывки более 5 минут, желобообразование
Ванденская свита	1982	2914
Люлинворская свита	421	712	Прихваты инструмента
Березовская свита	943	1084
Кузнецовская свита	1084	1114
Покурская свита	1114	1909
Алымская свита	1909	1982
Ванденская свита	1982	2914

Таблица 4. Нефтеносность

Таблица 5. Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/cм3	Фазовая проницаемость, 10-3 х мкм2 (мД)	Химический состав воды, мг/л	Минерализация, г/л	Тип воды по Сулину: ГКН-гидрокарбонатно-натриевый; ХЛК-хлоркальциевый	Относится к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ)
	От	До				Анионы	Катионы
						CL-	SO4--	HCO3-	Na+ К+	Mg++	Ca++
Q	0	40	Грануляр.	1,000	>100	0	0	8	2,5-17,5	5-7	12-48	<1,0	ГКН	Да
Р3nm-atl	210	290	Грануляр.	1,000	>100	0	0	5-10	5-20	10-15	15-50	<1,0	ГКН	Да
К1-2pkr	1090	1955	Грануляр.	1,014	>1000	11000-12000	10	200-300	6500-7500	80-100	300-400	18-22	ХЛК	Нет
K1vd	2445	2572	Грануляр.	1,014	>100	12000-13000	10-20	400-600	6000-7000	100-150	400-600	19-23	ХЛК	Нет

1.2 Конструкция скважины

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач, с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 01.09.98г.

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований, предусматривается следующая конструкция скважины:

- направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м от устья для перекрытия вышележащих неустойчивых пород.

- кондуктор диаметром 245 мм спускается до глубины 1104 м по стволу от устья.

- эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается до глубины 2584 м по стволу от устья.

- фильтр-хвостовик диаметром 102 мм спускается с глубины 2564 м до 2914 м по стволу.

Назначение эксплуатационной колонны - крепление стенок скважины для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа.

Таблица 5. Обоснование конструкции скважины

Название колонны	Диаметр, мм	Интер. спуска по стволу, м	Номинальный диаметр ствола скважины, мм	Стандарт на изготовление обсадных труб	Назначение обсадных колонн, обоснование выбора секционности, глубины спуска и способа цементирования
		От (верх)	До (низ)
Направление	324	0	50	393,7	ГОСТ 632-80	Спускается для перекрытия неустойчивых четвертичных и многолетнемерзлых пород с обязательной установкой башмака кондуктора в плотные глины и с целью оборудования ПВО
Кондуктор	245	0	1104	295,3	ГОСТ 632-80	Спускается с целью перекрытия сеноманского горизонта и оборудования устья ПВО. Спуск предусматривается одной скцией, цементируется до устья прямым способом
Эксплуатац.	168	0	2594	215,9	ГОСТ 632-80	Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений пластов БУ с коэффициентом аномальности К=1,03 Колонна спускается одной секцией с цементированием до устья прямым способом
Фильтр-хвостовик	102	2564	2914	144,0	ГОСТ 632-80	Для крепления только необсаженного интервала скважины под эксплуатационной колонной с перекрытием на некоторую величину

2.Выбор раствора по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых буровых растворов

Параметры, типы буровых растворов и химические реагенты для их обработки выбраны с учетом следующих требований:

наличие токсикологического паспорта на буровой раствор;

снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность нефтяных пластов;

снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

доступность и технологическая эффективность химреагентов;

экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Бурение под направление начинается на свежеприготовленном буровом растворе, обработанном химическими реагентами.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой многолетней мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение осыпей и обвалов отложений березовской свиты, предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений Покурская и Новомихаиловская, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема - это сохранение коллекторских свойств объектов добычи.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами, содержащим химические реагенты (структурообразователи, разжижители и т.п.) Углубление скважины на таком растворе продолжается до глубины на 100-150 м выше кровли верхнего нефтеносного горизонта. Достигнув указанной глубины, целесообразно переходить на новый буровой раствор, предназначенный для первичного вскрытия продуктивных пластов с сохранением их коллекторских свойств.

Основные требования к буровому раствору на водной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов, следующие:

1. Репрессия она должна быть минимально необходимой и в то же время должна отвечать требованиям. Это связано с тем, что существующие буровые установки не оснащены соответствующим устьевым оборудованием (например, вращающимся превентором) и не позволяют осуществлять процесс бурения при закрытом устье скважины (с избыточным давлением на устье);

2. Импульсы гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низкой пластической вязкости раствора, низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС₁₀ (свыше 4 Па) и предельного динамического напряжения сдвига (свыше 3 Па) с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС и ДНС регулируются типом и концентрацией реагента-структурообразователя и реагента-понизителя вязкости;

3. Раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;

4. Фильтрат раствора должен иметь низкое поверхностное натяжение на границе с пластовой нефтью и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов нефтяного пласта;

5. Минерализация и солевой состав фильтрата раствора и погребенной воды пласта должны соответствовать друг другу (это требование по разным причинам трудно реализуемо на практике);

Время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью нефтяного пласта, должно быть как можно меньше.

При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок и др.), поскольку акриловые полимеры ингибируют буровой раствор и глинистые отложения разреза, благодаря чему обеспечивают ровный ствол скважины и бурение без осложнений.

При бурении под эксплуатационную колонну для снижения вязкости буровой раствор при необходимости обрабатывается НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода NaOH для поддержания указанных значений рН.

До начала 90-х годов повсеместно применяли буровой раствор, содержащий достаточно большое количество нефти в качестве смазочной добавки. Однако, в связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ, возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов.

Малоглинистый раствор для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, обработанную каустической содой NaOH для поддержания рН в пределах8-9, смазочной добавкой и ПАВ, обладающего способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя поверхностного натяжения фильтрата и гидрофобизатора пласта могут быть использованы анионные и катионные ПАВ или их смесь, например, реагент сульфонол и др. В качестве понизителя вязкости раствора, который одновременно придает раствору ингибирующие свойства и улучшает реологические свойства, могут служить известные реагенты, в частности НТФ.

Химические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора:

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6-55-40-90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов.

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

КССБ принимается для снижения вязкости пресных растворов, вызывает пенообразование. При использовании КССБ необходимо применять пеногаситель.

НТФ (ТУ 6-09-5283-80) - нитрилтриметилфосфоновая кислота предназначена для снижения вязкости бурового раствора. Растворимость в воде хорошая, не горюч, не взрывоопасен, малотоксичен. Применяется в летнее время в виде разбавленного 1%-ного раствора, в зимнее время - в виде раствора в антифризе. Поставляется в виде порошка или в виде 30-40%-ного водного раствора в пресной воде (плотность 1190-1270 кг/м³) существующими транспортными средствами. В добыче нефти применяется в качестве ингибитора солеотложений.

Каустическая сода - гидроксид натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м³. Применяется для поддержания необходимого значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг.

Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В нашей стране каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг. ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения 50 мг/л.

ФК-2000 - экологически безопасная смазочная добавка на основе растительного подсолнечного масла по эффективности многофункционального воздействия на буровой раствор (значительное улучшение антиприхватных, смазочных и ингибирующих свойств, снижение коэффициента поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводород) соответствует лучшим зарубежным смазочным материалам. Смазочная добавка разработана специально для условий Западной Сибири при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По внешнему виду - жидкость, склонная к пастообразованию при низких температурах, от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом подсолнечного масла. Смазочная добавка упаковывается в металлические 200 л бочки.

Унифлок - относится к полимерам акрилового ряда. Представляет собой порошок оранжевого или кремового цвета. Растворяется в воде. Применяется для эффективного повышения вязкости буровых растворов. Приготавливается в виде водного раствора с концентрацией, не превышающей 3%. Поставляется в бумажных мешках массой 30 кг.

ГКЖ - применяется в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор и обеспечивающий вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора. Придает термостойкость буровому раствору.

3.Уточнение рецептур буровых растворов

3.1 Постановка задачи

Объектом исследования является интервал бурения малоглинистым раствором. Планирование эксперимента - процедура выбора числа и условий проведения опытов, необходимых для решения постановленной задачи. В нашем случае проводится полнофакторный эксперимент.

Требуется уточнить рецептуру бурового раствора для продуктивного пласта. Для этого исследуем влияние трех химических реагентов: КССБ, Унифлок, КМЦ.

3.2 Разработка матрицы планированного эксперимента

Выбираем факторы и уровни их варьирования. Факторами являются химреагенты, а уровнями варьирования - их концентрации. Применение плана типа 2^K рассмотрим на примере исследования влияния трех химических реагентов: КМЦ, Унифлок, КССБ, на показатель фильтрации буровых растворов при этом используя данные технологического регламента. КМЦ: 0,5-1,0%; Унифлок: 0,1-0,3%; КССБ: 0,2-0,8 %.

Таблица 6. Результаты проведения экспериментов

Номер опыта	Плотность, г/см3	Условная вязкость, с	Показатель фильтрации, см3/30мин
1	1,08	65	8
2	1,08	79	6
3	1,07	36	7
4	1,07	47	6
5	1,08	25	5
6	1,06	36	5
7	1,06	40	4
8	1,06	57	4

По формуле (1) рассчитывается основной уровень, где i - номер фактора

По формуле (2) рассчитывается интервал варьирования

Д

Для математического описания влияния трех факторов модель первого порядка имеет вид:

Значения выбранных уровней (нижний и верхний уровни концентрации реагентов в растворе) варьируемых факторов (трех химических реагентов) заносятся в таблица 7.

Таблица 7. Значения варьируемых факторов

Уровни варьируемых факторов	Кодовое обозначение	КМЦ, %	Унифлок, %	КССБ, %
		X1	X2	X3
Основной уровень	0	0,75	0,2	0,5
Интервал варьирования	Xi	0,25	0,1	0,3
Верхний уровень	+1	1,0	0,3	0,8
Нижний уровень	-1	0,5	0,1	0,2

Матрица планирования эксперимента с учетом взаимодействия факторов представлена в таблице 8.

Таблица 8Матрица планированного эксперимента

Номер опыта	X0	X1	X2	X3	X1X2	X1X3	X2X3	X1X2X3
1	+1	-1	-1	-1	+1	+1	+1	-1
2	+1	+1	-1	-1	-1	-1	+1	+1
3	+1	-1	+1	-1	-1	+1	-1	+1
4	+1	+1	+1	-1	+1	-1	-1	-1
5	+1	-1	-1	+1	+1	-1	-1	+1
6	+1	+1	-1	+1	-1	+1	-1	-1
7	+1	-1	+1	+1	-1	-1	+1	-1
8	+1	+1	+1	+1	+1	+1	+1	+1

Для расчета процентного содержания реагентов при помощи уравнения полученного уравнения регрессии необходимо раскодировать его.

; ; ;

;

;

. (7)

От кодированных величин перейдём к натуральным:

Для расчета зададимся следующими концентрациями реагентов x₂=0,3%; x₃=0,2%; Y=5 см³/30 мин. При определении концентраций были выбраны наибольшая концентрация Унифлока и наименьшая концентрация КССБ. Подставим эти значения в уравнение (8) и получим значение х₁=0,5. Приготовим раствор с полученной рецептурой.

Параметры оптимального бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

x₁= (КМЦ) 0,5% x₂=(Унифлок) 0,3% x₃=(КССБ) 0,2%

На заключительном этапе эксперимента приготовили раствор 0,2 л по уточненной рецептуре с вводом всех проектных добавок.

Параметры полученного раствора:

=1,07 г/см³,

УВ_200/100=43 с,

ПФ=5 см³/30 мин,

рН=8,

СНС_1/10=6,68/10,02 мгс/см²,

з=19,152 мПа·с,

ф=36,18 дПа,

КТК:

5мин. 10мин. 20мин.

0,0437 0,0524 0,0612

Для сохранения плотности раствора на необходимом уровне (1,08±0,02 кг/м³) можно увеличить количество содержания мела.

4.Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

Определим потребное количество бурового раствора V для бурения скважины

V=V_П+ V_Б+a· V_С (9)

где V_П - объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, V_П=50 м³,

a - коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5,

V_С - объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором,

V_Б - объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.

(10)

где D_i - диаметры скважины по интервалам бурения,

l_i - длины интервалов скважины постоянного диаметра.

(11)

где n_i - нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки по интервалам бурения.

при бурении под направление; при бурении под кондуктор; при бурении под эксплуатационную колонну и хвостовик.

Таблица 9. Расчет потребных объемов бурового раствора

Интервал бурения, м	Dд, мм	VП, м3	VБ, м3	VС, м3	V, м3
0-50	324	50	21,5	4,1	77,65
50-1104	245	50	353,3	52,0	481,3
1104-2594	168	50	596,6	57,5	732,8
2594-2914	102	50	670,2	60,1	810,4
Суммарный объем бурового раствора	2102,2

Количество глинопорошка определяется по формуле:

(14)

где q_г - количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м³ глинистого раствора

(15)

где _г - плотность сухого глинопорошка, _г=2,4 г/см³,

_в - плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора, _В=1,0 г/см³,

_р - плотность бурового раствора, _Р=1,07 г/см³,

m - влажность глинопорошка, m=0,07.

Определим потребное количество глинопорошка для приготовления раствора под напрвление, кондуктор, эксплуатационную колонну и хвостовик:

 =тонн

Количество воды для приготовления бурового раствора определяется по формуле:

(16)

где q_в - количество воды для приготовления 1 м³ бурового раствора.

(17)

Отработанный на первой скважине буровой полимерный раствор используют повторно при вскрытии продуктивных пластов (не более чем 2-х скважинах этого же куста) или же при бурении под кондуктор в следующей скважине куста. При повторном использовании раствора сокращается расход материалов и реагентов.

5.Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления буровых растворов

Процесс приготовления бурового раствора включает в себя три технологические операции:

а) приготовление исходного раствора;

б) обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров;

в) обеспечение требуемой плотности.

Технология обработки раствора реагентами должна предусматри-вать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров должны производиться согласно регламенту.

5.2 Выбор оборудования для приготовления растворов

В современных условиях бурения для приготовления БПЖ используются следующее оборудование: блок приготовления раствора БПР-70 или БПР-40 с выносными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркулярной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатором и насосами.

Таблица 10. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название	Типоразмер или шифр	Количество, шт.	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т. д. на изготовление	Использование очистных устройств
				Ступенч. очистки: 1- вибросито; 21+пескоотделитель; 3-2+илоотделитель; 4-3+центрифуга;	Инт. по стволу, м
					от (верх)	до (низ)
Циркуляционная система	ЦС 3200-У1	1	-	-	0	2212
Шнековый конвейер	МГ-2-4	1	ТУ 39-01-396-78	-	0	2212
Вибросито	СВ-1Л	2	ТУ 5276.00.00.00	1	0	2212
Пескоотделитель	ПГ-50 (ГЦУ-300)	2	ТУ 26-02-473-73	2	0	2212
Илоотделитель	ИГ-45	2	ТУ 26-02-358-79	3	0	2212
Гидроперемешиватель	ПГ	4	ТУ 26-02-358-79	-	0	2212
Шламовый насос	ШН-250	2	ТУ 26-02-358-79	-	0	2212
Шламовый насос	6Ш8-2	5	ТУ 26-02-358-79	-	0	2212
Механич. перемешиватель	ПМ	6	ТУ 26-02-358-79	-	0	2212
Центрифуга	ОГЩ-502к-411	1	-	4	738	2212

Примечания:

Бурение скважины требует качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы, поэтому, прежде чем приступить к забуриванию, следует убедиться в наличии сеток на вибросите с различными диаметрами ячеек, в зависимости от интервала бурения и буримости породы, состояния оборудования для приготовления и очистки.

На всем протяжении бурения должна быть организована четырехступенчатая очистка бурового раствора.

Элементы циркуляционной системы устанавливаются согласно Спецификации циркуляционной системы, представленной в Приложениях.

6.Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

В процессе бурения скважин параметры буровых растворов выходят за пределы регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов и т. д. Это приводит к дестабилизации промывочной жидкости.

Такого негативного влияния необходимо избегать. Это достигается путем:

– периодического контроля параметров бурового раствора;

– выбора технологии и средств очистки бурового раствора;

– выбора средств повторных химических обработок раствора.

6.1 Контроль параметров буровых растворов

Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового раствора предприятия с выдачей буровому мастеру результатов и рекомендаций по приведению параметров бурового раствора к указанным в проекте, а на буровой - ежемесячно.

Для контроля свойств раствора используются приборы, входящие в комплект лаборатории буровых растворов КЛР-1. Комплект включает плотнометр, прибор СНС, ВСН-3, цилиндр стабильности ЦС-2, УТ-1 (установку для термообработки буровых растворов), рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВРБ-1, фильтр-пресс ФЛР-3, термометр ТР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, набор реактивов и посуды для химических анализов.

С помощью стандартного набора химреактивов и лабораторной посуды будет контролироваться содержание в буровом растворе ионов калия и кальция, коллоидной фазы, песка, будет проводиться необходимый анализ фильтрата раствора и т.д. Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителем проводится в соответствии с разработанной рецептурой и регистрируется в журнале контроля параметров бурового раствора.

В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленным буровым предприятием для данной площади, согласно РД 39-2-645-81 (Методика контроля параметров буровых растворов) и РД 39-2-985-83 (Методика контроля параметров процесса промывки скважин).Таблица 14.

Таблица 11. Периодичность контроля параметров бурового раствора

Параметр	Частота измерений параметров
	Неосложненное бурение	Бурение в осложненных условиях	При начавшихся осложнениях или выравнивании раствора
Плотность, УВ	Через 1 ч	Через 0,5 ч	Через 5-10 мин
ПФ	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 ч
СНС	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 ч
Температура	-	2 раза в смену	Через 2 ч
Содержание песка	2 раза в смену	2 раза в смену	-

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

Стандартная 4-х ступенчатая система очистки при «амбарном бурении».С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении эксплуатационных скважин по данному групповому рабочему проекту планируется осуществлять многоступенчатую систему очистки бурового раствора.

Оборудование бурового раствора расположено между вышечным и емкостным блоками на дополнительном емкостном основании.

В состав системы очистки бурового раствора входят: российские вибросита, пескоотделители ПГ-50 (или ГЦУ-300), илоотделитель ИГ-45 и центрифуга ОГШ-502К-411 отечественного изготовителя.

Раствор с устья скважины попадает на вибросита. Из емкости, расположенной под виброситами, буровой раствор насосами ШН подается в пескоотделители ПГ-50 и после очистки в них от частиц размером 40-60 мкм поступает в активную емкость. Из этой емкости раствор буровыми насосами может подавать в скважину. Пульпа с пескоотделителей подается в крайнюю сетку вибросит для дополнительного обезвоживания. По другой схеме пульпа может подаваться на суперсито. Использование суперсита в данном проекте не предусмотрено.

Все емкости для бурового раствора должны быть обвязаны между собой с таким расчетом, чтобы буровой раствор можно было брать для подачи на центрифугу из любой емкости.

В циркуляционной системе постоянно задействована только одна емкость, так называемая активная, остальные используются для приготовления и хранения бурового раствора, необходимого для пополнения объема в процессе углубления скважины.

Для очистки на центрифуге без химического усиления буровой раствор осевым насосом типа МЕ-80 подается на центрифугу и после очистки по трубопроводу самотеком стекает обратно в емкость. После очистки на центрифуге плотность бурового раствора снижается на 40-60 кг/м³.

Шлам из-под центрифуги имеет плотность 1550-1750 кг/м³ и влажность около 40%.

Шлам с вибросит и из-под центрифуги попадает в шламовый амбар.

7.Охрана окружающей среды и недр

Анализ аэрофотоматериалов и лесоустроительных карт показал, что на начало обустройства месторождения на данной территории уже существовало техногенная нагрузка на почвы, растительный и животный мир, так как на месторождении ранее выполнялись вырубки...