Вскрытие продуктивных пластов бурения

Обработка и оформление результатов измерений различны для точечных и непрерывных магнитных и гироскопических инклинометров. Алгоритмы обработки определяются программным обеспечением. Регламентируемыми документами являются:

- сводная таблица результатов инклинометрических измерений (значения зенитных и азимутальных углов) с заданным шагом по глубине. Для точек с многократными измерениями принимают средние значения из результатов всех измерений;

- координаты , и точек оси ствола скважины в системе координат с началом в центре ротора и осями, параллельными осям геодезической сети, план и профиль ствола скважины. Положительные направления координатных осей принимают следующими: ось - северное, ось - восточное, ось - вниз.

Координаты точек вычисляют по дирекционным углам, для чего в измеренные магнитные азимуты вводят поправки на магнитное склонение и сближение меридианов. При вычислении координат используют формулы (или формулы учитывающие изменения углов и азимутов по глубине):

n n = li sin (i-1 +i)/2 сos (i-1 +i)/2; (5.4)

i=2 n

n = li sin (i-1 +i)/2 sin (i-1 +i)/2; (5.5)

i=2 n

n = li сos (i-1 +i)/2; (5.6)

i=2

где n, n, n - координаты определяемой точки,

li - шаг измерений между точками i-1 и i;

i-1, i - зенитные углы в точках i-1 и i;

i-1, i - дирекционные углы точек i-1 и i;

n - количество точек.

Материалы, передаваемые недропользователю, должны содержать: сводную таблицу результатов инклинометрических измерений, а для наклонно-направленных скважин - дополнительно план и профиль ствола скважины.

На плане скважины показывают: направление координатных осей; масштаб; положение устья скважины; проектное и фактическое положение забоя; смещение забоя; дирекционный угол или азимут направления "устье-забой"; расстояние в плане между фактическим и проектным положениями забоя. На профиле скважины показывают: направление координатной оси ; масштаб; дирекционный угол или азимут вертикальной плоскости, на которую проецируется ось скважины.

5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей

Одним из важнейших условий качественного разобщения пластов являются минимальная осложненность ствола скважины кавернами. В интервале каверн, согласно материалов геофизических исследований, плотность цементного раствора снижается с 1850 до 1300 кг/м. Такой цементный камень не может служить надежной крепью затрубного канала.

Поэтому наличие каверн между нефтяными и водоносными пластами снижается качество их разобщения, является причиной притока воды при первичном освоении, а также причиной увеличения обводненности продукции скважин при их дальнейшей эксплуатации. Интенсивному кавернообразованию подвержены неустойчивые глинистые породы (аргиллиты, глинистые сланцы) верейского, тульского, бобриковского, сарайлинского, кыновского и пашийского горизонтов.

Опытом бурения скважин ООО "Татнефть - Бурение", а также проведенными исследованиями НПООО "Горизонт" установлено, что основной причиной интенсивного кавернообразования в интервалах неустойчивых пород при бурении с промывкой глинисто - меловыми растворами р = 1060 - 1350 кг/м, Ф 8 см/30мин, Т= 25 - 30 сек является эрозионное разрушение стенки скважины турбулентным потоком промывочной жидкости. При ламинарном режиме течения этого не происходит.

До недавнего времени вскрытие продуктивных горизонтов осуществлялось роторным способом с турбулентным течением промывочной жидкости. При вскрытии продуктивных горизонтов на скважинах под город (с большим смещением) используется роторная КНБК, а в качестве промывочной жидкости - буровой раствор с условной вязкостью до 40 секунд. Во время бурения наблюдаются осложнения, связанные с жёлобообразованием, кавернообразованием из - за больших зенитных углов. Наблюдаются затяжки бурового инструмента при СПО, прихватообразования. Применение данной технологии негативно сказывалось на процессе строительства скважин, в частности на коллекторских свойствах пласта в связи с тем, что при вскрытии продуктивного пласта роторной компоновкой происходит в течении долгого промежутка времени, это приводит к загрязнению продуктивного пласта и образованию каверн по причине осыпания глинистых пластов .

Также негативным аспектом данной технологии является жёлобообразование, что может привести к прихватам бурильного инструмента. Ликвидация данного типа аварий приводит к увеличению времени вскрытия продуктивного пласта и его большему загрязнению, и дополнительным спуско - подъемным операциям, что не желательно делать при вскрытии продуктивных горизонтов для сохранения коллекторских свойств пласта.

С целью исключения кавернообразования и негативных факторов с ним связанных предлагается вскрытие продуктивных горизонтов производить при ламинарном режиме течения промывочной жидкости на буровом растворе с повышенными реологическими свойствами. На сегодняшний день Альметьевским УБР закончен строительством ряд скважин под город (с большим смещением забоя), вскрытие продуктивного горизонта (девон) на которых производилось при ламинарном режиме течения промывочной жидкости. Работы в данном направлении ведутся и в настоящее время.

Для сравнительного анализа эффективности перехода на ламинарный режим был произведен анализ строительства 43 скважин (девон, город) законченных в 2005г, на которых вскрытие продуктивного горизонта велось при турбулентном режиме течения промывочной жидкости и 5 скважин (№№ 20965, 21340, 20777, 32400, 20628) законченных строительством в 2006г, на которых вскрытие продуктивного горизонта производилось при ламинарном течении промывочной жидкости.

Анализ показал, что при цементировании эксплуатационных колон на скважинах законченных при турбулентном режиме, в 11 случаях наблюдались осложнения связанные с уменьшением или потерей циркуляции и невыходом цементного раствора на устье скважины. В 4-х случаях имели место заколонные перетоки при первичном освоении скважин с общими затратами средств на РИР порядка 9,7млн.руб.

Повышение кавернообразование особенно сильно влияет на проводку скважин и качество цементирования эксплуатационных колонн в продуктивных отложениях при строительстве скважин с большими смещениями забоя (под город). Так на 11 скважинах под город, взятых для анализа, в процессе вскрытия продуктивного горизонта, имели место 9 аварии по геологическим причинам с затратами средств на их ликвидацию порядка 1,7млн.руб. Качество цемента в интервале продуктивного горизонта (согласно методике оценки качества строительства скважин) на 10-ти скважинах характеризуется как неудовлетворительное, на 1-ой скважине - удовлетворительно. По результатам ГИС на вышеуказанных скважинах в интервале продуктивных горизонтов отмечаются множественные каверны от 256 до 550мм.

Скважины, вскрытие продуктивного горизонта на которых произведено при ламинарном режиме течения промывочной жидкости построены без аварий по геологическим причинам, цементирование эксплуатационных колонн происходило без осложнений, по результатам ГИС отмечено отсутствие каверн в продуктивных интервалах, при первичном освоении скважин отсутствовали заколонные притоки. Качество цемента в продуктивных отложениях характеризуется как хороший.

Предлагаем использовать в КНБК винтовой забойный двигатель, а в качестве промывочной жидкости - буровой раствор с повышенными реологическими свойствами (условная вязкость свыше 40секунд). Это приведет к более качественному вскрытию продуктивных горизонтов (так как режим истечения раствора за бурильной колонной является ламинарным), исключается жёлобо- и кавернообразования, сокращается время на вскрытие продуктивного горизонта, сокращается время подъёма бурильного инструмента (бурильный инструмент закреплен значительно слабее нежели при бурении роторной компановкой). Снижается износ бурильного инструмента в связи с отсутствием нагрузки создаваемой вращением инструмента при бурении ротором.

Сравнительный анализ эффективности применения ВЗД при вскрытии продуктивных горизонтов.

На основании произведенного анализа выяснилось, что за счет применения ВЗД механическая скорость бурения увеличилась в 1,8раз. В связи с этим сокращается время на строительство скважины и соответственно финансовые затраты.



Таблица 5.1 -Сравнительный анализ способов бурения

Бурение ротором	Бурение ВЗД
№№ скв.	Время бурения	Дата	№№ скв.	Время бурения	Дата
32300	76	Февраль 2005г	21351	39	ноябрь 2006г
21240	79	Апрель 2005г	32441	34	Август 2006г
21182	57	Июнь 2005г	21237	27	Май 2006г
32268	62	Февраль 2007г	21340	36	Март 2006г
20963	58	Ноябрь	32144	36	Июнь 2006г
			2355д	49	Февраль 2007г

Таблица 5.2 -Компонентный состав промывочных жидкостей Рецептура №2 (с повышенными реологическими свойствами)

Материал, реагент	Назначение	Массовое содержание в м3 раствора, кг	Характеристика качества
Комовая глина	Структуро - образователь	130	ГОСТ 25795-83
Кальцинированная сода	Реагент для связывания ионов Са	5	ГОСТ 5100-85
Карбоксиметилированный крахмал (КМК-БУР)	Структуро - образователь Понизитель фильтрации	20	ТУ 2262-016- 32957739-01
Мел или УРД	утяжелитель	До 440	ТУ 5743.001-2974 5876-95;
Вода	Дисперсионная среда	остальное

Таблица 5.3 -Технологические пределы изменения показателей свойств бурового раствора.

Наименование показателя	Пределы изменения технологических показателей бурового раствора
	Глинистый
	Рецептура 2
Плотность, кг/м3, в пределах	1080-1350
Условная вязкость в пределах	40-100
Пластическая вязкость, мПАс, в пределах	16-30
Динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПА, в пределах	100-182
Статическое напряжение сдвига (СНС), дПА, в пределах	40/100 - 60/210
Удельное электрическое сопротивление, Омм, в пределах	1,5-3
Содержание песка, %, в пределах	0-1



Вывод

Применение винтовых забойных двигателей при вскрытии продуктивного пласта влияет на уменьшения каверны за счет меньший подачи промывочной жидкости на забой скважины которая составляет 15л/сек в отличии от турбинных двигателей чья подача составляет 30-32л/с, что в свою очередь влияет на качественное цементирования ствола скважины и высоких дебитов при добычи.



6. Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Большое значение в наклонно-направленном бурении имеет правильный выбор профиля скважины. Рациональный профиль позволяет сократить до минимума работу с отклонителем на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновки низа бурильной колонны. Профиль должен позволять эксплуатировать скважину глубинными насосами, в том числе и глубинными штанговыми насосами, причем должно исключаться протирание обсадных труб штангами и обрыв последних.

Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбирать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без каких-либо осложнений, обеспечив надлежащее качество ее для длительной и безаварийной эксплуатации.

Широко применяются и отвечают практически всем геолого-техническим условиям бурения и эксплуатации профили скважин пяти типов (Рисунок 6.1):

Рисунок 6.1 - Профили наклонно-направленных скважин

Профиль типа а) состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора максимально необходимого зенитного угла 2, наклонно-прямолинейного участка 3, продолжающегося до проектного забоя в продуктивном пласте. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов долота с отклонителем, получить наибольшее отклонение от вертикали при том же зенитном угле. Эксплуатация скважин с таким профилем не вызывает затруднений.

Разновидностью профиля а) является профиль б). Он состоит из трех участков: 1, 2, 3, но вместо наклонно-прямолинейного участка (участка стабилизации кривизны) имеется участок естественного снижения зенитного угла 3. Такой профиль требует набора значительно большего зенитного угла в конце участка 2. Длина этого участка больше, а работы с отклонителем требуют дополнительной затраты времени и средств. Такой профиль можно применять в районах, где естественный темп снижения зенитного угла невелик и искусственная стабилизация его затруднена.

Профиль типа в) состоит из пяти участков: вертикального 1; набора зенитного угла 2; наклонно-прямолинейного 3; снижения зенитного угла (естественного либо искусственного) 4; вертикального 5, позволяющего при пересечении стволом нескольких продуктивных пластов эксплуатировать любой из них с сохранением общей сетки разработки. Профиль этого типа наиболее сложный.

Когда не удается стабилизировать зенитный угол, скважины бурят по профилю г), состоящему из четырех участков и отличающемуся от предыдущего тем, что вместо участков 3 и 4 имеется один участок 3 естественного снижения зенитного угла.

Профиль типа д) состоит из вертикального участка 1 и участка набора зенитного угла 2. Профиль характеризуется большой протяженностью участка 2, на котором проводятся работы с отклнителем. Профиль этого типа применяется редко - если можно полезно использовать естественное направление искривления. По мере освоения самоориентирующихся откло-нителей и безориентированного бурения он, по-видимому, будет применяться более широко.

В некоторых нефтегазовых регионах (например, Тюменская область) для предупреждения обвалов и желобообразований зенитный угол начинают набирать уже при бурении под кондуктор. Вертикальный участок длиной около 50 м в этом случае служит для придания стволу начального вертикального направления, а крепление искривленного участка кондуктором полностью исключает отмеченные осложнения.

Расчет профиля плоско-искривленной скважины ведется при следующих исходных данных; а) геологический разрез; б) глубина скважины по вертикали; в) требуемое смещение забоя; г) азимут искривления.

Профиль скважины должен быть технически выполним и экономически целесообразен. Техническая выполнимость профиля определяется величиной минимально допустимого радиуса искривления скважины. Наибольшие габариты и жесткость имеет система долото - забойный двигатель, в связи с чем минимальный радиус искривления ствола Rc определяется проходимостью по нему этой системы.

В условиях Республики Татарстан наиболее распространенным является профиль типа б), состоящий из вертикального участка, участка набора кривизны и участка естественного спада кривизны. При А < 300 м применяется трехинтервальный профиль, при А > 300м - четырехинтервальный. В случае трехинтервального профиля допускается осуществлять набор зенитного угла ниже глубины спуска кондуктора.

В нашем случае профиль наклонно-направленной скважины состоит из трех интервалов.

Расчет трехинтервального профиля с прямолинейно-наклонным участком.

Длина первого вертикального участка (l1 = h1) обосновывается с учетом направления движения станка и очередности бурения в кусте данной скважины. Величина радиуса на участке набора б определяется после выбора компоновки из числа применяемых по данным таблиц 4,5.

Данный тип профиля является наиболее распространенным. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на однопластовые месторождения с большими углами отклонения при средней глубине скважины. Такие профили могут применяться при различных условиях бурения. Эти профили особенно эффективны, когда на последних участках используются естественные искривления скважин и простые КНБК без отклоняющих устройств. При этом на первом искривленном участке набирается значительный зенитный угол.

При наборе кривизны используется турбинный отклонитель ТО-195.

Интенсивность искривления скважины при применении данного отклонителя составляет б10=1,3 град/10м. Как показала практика бурения наклонных скважин зарезку искривленного участка ствола скважины можно успешно осуществлять в относительно мягких породах. Экономически выгодно бывает закончить набор б при бурении скважины под кондуктор, чтобы после смены диаметра на меньший по возможности исключить применение отклоняющих устройств.

Минимально допустимый радиус искривления предлагается рассчитывать из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы: "долото-забойный двигатель" по формуле:

где Lзд- длина забойного двигателя с долотом, м;

Dд, dзд - диаметры, соответственно, долота и забойного двигателя, м;

k - зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.

В мягких породах k = 0, в твердых k = 3-6 мм.

При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба:

где f - стрела прогиба забойного двигателя, м;

q - вес одного метра забойного двигателя, Н/м;

Lзд - длина забойного двигателя, м;

Е - модуль упругости, Е = 2,1? 1011 Н/м2;

J - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, м4;

м4

Тогда

Т.е.

Расчет минимально допустимого радиуса искривления из условия нормальной эксплуатации бурильных труб.

Для верхней части скважины Rmin определяется в точке сопряжения вертикального участка с участком набора зенитного угла, так как в этом сечении напряжения от изгиба дополняются растягивающими нагрузками:

где d - наружный диаметр трубы, м;

уr - предел текучести, Н/м2;

ур - напряжение растяжения, Н/м2;

Р - максимальная растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении, Н;

F - площадь поперечного сечения трубы, м2.

Тогда

Для нижних интервалов ствола, например, 4-й участок для профиля Rmin4 определяется с учетом возможной концентрации местных напряжений в мелкой резьбе по формуле:

где бк - коэффициент концентрации местных напряжений; для сталей групп прочности Д и Е бк равен, соответственно 1,84 и 1,99.

Замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины во избежание их интенсивного износа, желобообразования и т.п. при спуско-подъемных операциях. В этом случае Rmin вычисляется по формуле (при длине свечи 25 м):

где Р - осевое усилие, Н;

Тд - допустимое усилие взаимодействий замка со стенкой скважин, Н;

Тд - принимается равной 20-30 кН для разрезов, сложенных мягкими породами, и 40-50 кН - крепкими и твердыми.

Тогда для твердых пород

и для мягких и средних пород

Определение минимально допустимого радиуса искривления для спущенных в скважину обсадных труб.

Спущенная в скважину колонна обсадных труб изгибается примерно так же, как и ось скважины. Величина изгибающих напряжений в обсадных трубах при этом не должна превысить допустимой величины. Для выполнения этого условия Rmin определяется как:

где [уиз] - допустимое напряжение изгиба (для стали группы прочности Д [уиз] ? 200 МПа).

Таким образом, найдены все допустимые наименьшие радиусы искривления

Таблица 6.1 - Допустимые наименьшие радиусы искривления скважины

Rmin 1	Rmin 2	Rmin 3	Rmin 4	Rmin 5	Rmin 6
148,6	154	73.5	128	134.4	128.6

Для всех случаев Rmin< R1=441м, т.е. проводка наклонной скважины проводится в нормальных условиях.

Проверка условий свободного пропуска компоновки низа бурильного инструмента через кондуктор. Такая проверка необходима, если планируется работа с отклоняющими устройствами (ОУ) после спуска кондуктора или, когда возможны исправительные работы.

При жесткой компоновке с короткими плечами l1 и l2 и большими диаметрами проходимость определяется из условия:

где Dкв - внутренний диаметр кондуктора, м;

dr - диаметр турбобура, м.

г - угол перекоса оси резьб переводника, град;

в - угол несоосности КНБК, град;

С уменьшением жесткости компоновки проходимость ее через кондуктор рассчитывается с учетом упругой деформации по формуле:

где f - прогиб плеча компоновки в пределах упругих деформаций, м.

[у] - допустимое напряжение в опасном сечении, МПа;

l - короткое плечо компоновки, м;

dr - диаметр турбобура, м.

Примем l1=26м - длина турбобура с долотом;

l2=150м - длина УБТ с отклонителем.

Тогда, прогиб плеча компоновки по фомуле составит:

Угол в несоосности КНБК составит:

Зазор с будет:

Тогда диаметр кондуктора (внутренний) дол?ен быть не менее чем:

Т.е.

У нас Dкв=308мм, что превышает допустимый диаметр, т.е. КНБК свободно проходит через кондуктор.

Исходные данные для проектирования:

Проектная глубина забоя скважины - 2055м;

Проектное смещение от устья до точки забоя скважины -373м;

Интенсивность набора кривизны -1,3 град/10м;

Длина первого вертикального участка -727м.

В настоящее время наибольшее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующем построением его элементов.

Определяем радиус искривления второго участка по формуле:

Определяем величину зенитного угла по формуле:

Н0 = Н - h1=2631-1500=1131м

б=6о 03? Нв=l1=727м

Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.

Участок набора угла ствола скважины:

Длина

горизонтальная проекция:

вертикальная проекция

Участок прямолинейный наклонный:

Длина ствола по профилю:

Таблица 6.2 - Проектный профиль

Участок	Длина ствола, м	Проекция, м
		горизонтальная	вертикальная
Вертикальный	l1 = 727	-
Набор зенитного угла	l2 = 900
Прямолинейный наклонный	l3 = 428
До проектного горизонта	L=2055	A = 373	H=1960

Рисунок 6.2 - Профиль скважины



7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств её для бурения различных интервалов проектной скважины

Чтобы выбрать промывочную жидкость для бурения скважины необходимо, прежде всего, выделить в разрезе границы между интервалами, в которых требования к промывочной жидкости несовместимы или существенно различны, то есть провести расчленение геологического разреза.

При расчленение должны быть учтены следующие факторы:

- литологический состав пород;

- пластовые давления и давления поглощения;

- температура горных пород;

- осложнения, происходящие при бурении;

- необходимость защиты водоносных пластов с пресной водой от загрязнения;

- необходимость предотвращения загрязнения продуктивных пластов буровым раствором;

1 Расчленение по литологическому составу пород

Главным признакам, который должен быть положен в основу расчленения разреза, служит литологический состав горных пород.

Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождения нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породы данной категории.

Можно выделить три основных признака, несовпадение которых дает основание выделять различные группы пород:

а) растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;

б) способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водной промывочной жидкостью;

в) способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы.

С учетом этих признаков представляется целесообразным разделить осадочные породы на следующие интервалы:

1. Интервал 0-465 м Переслаивание песчано-глинистых пород.

2. Интервал 465-1205м Известняки, доломиты.

3. Интервал 1205-1900 м Переслаивание песчано-глинистых пород

4. Интервал 1900-1960 м Известники, доломиты

5. Интервал 1960-2055 м Переслаивание известников, доломитов, глин, песчаники

2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют несколько принципиально различных типов циркуляционных агентов. Плотность большинства из них можно регулировать в широких пределах: от 900-1050 до 2200-2500 кг/м3. Таким образом, величина пластового давления и давления поглощения не ограничивает возможность применения таких промывочных жидкостей. Лишь газообразные циркуляционные агенты, вода, безглинистые полимерные, торфогуматные и некоторые другие буровые промывочные жидкости, для которых характерна невысокая плотность, имеют весьма ограниченную способность создавать противодавление на вскрытые скважиной пласты. Следовательно, пластовое давление может оказаться тем фактором, который ограничивает область применения таких циркуляционных агентов.

Вода, безглинистые полимерные растворы, торфогуматные растворы могут создавать достаточное противодавление на пласты, в которых давление характеризуется коэффициентом анамальности ка=1,00. Поэтому в интервалах, которые по предварительной оценке можно бурить с промывкой водой, безглинистыми и другими растворами, имеющими ограниченную плотность, целесообразно выделить участки с коэффициентом анамальности пластового давления ка < 1,00, и ка ? 1,00.

При бурении скважины коэффициент анамальности пластового давления ка ? 1,00 на интервалах: 0-465м, 1960-23055 м, на остальных интервалах ка < 1,00.

Плотность шламовых суспензий, промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой за счет высокой концентрации твердой фазы в первых и растворения больших количеств солей во-вторых, обычно превышает 1250 кг/м3. Если в разрезе скважины встречаются пласты, характеризуемые низкими значениями индекса давления поглощения (кп<1,25), то это обстоятельство может сделать невозможным применение в таких интервалах промывочных жидкостей, которым присуща относительно высокая плотность. Поэтому в интервалах, имеющих однородный литологический состав пород, нужно выделить участки, для которых индекс давления поглощения имеет значения кп ? 1,20.

При бурении скважин на Матвеевском участке таких интервалов не выявлено.

Уточнять расчленение разреза удобно по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента анамальности пластового давления и индекса давления поглощения.

Возможны случаи, когда коэффициент анамальности пластового давления увеличивается с глубиной до такой степени, что становится больше индекса давления поглощения для пород вышележащих интервалов.

Применение бурового раствора, создающего достаточное противодавление на пласты с АВПД, привело бы в этих условиях к поглощению в вышележащих интервалах. Несовместимость требований к плотности промывочной жидкости при таких обстоятельствах обуславливает необходимость выделения пород с резко различающимися давлениями в самостоятельные интервалы.

Таким образом, уточняя расчленение разреза по совмещенному графику изменения с глубиной коэффициента анамальности пластового давления и индекса давления поглощения, выделяем следующие интервалы бурения:

1. Интервал 0-465 м;

2. Интервал 465-1960м;

3. Интервал 1960-2055м.

3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород

Повышенная температура отрицательно влияет на большинство промывочных жидкостей. Свойство некоторых буровых растворов, подвергающихся высокотемпературному нагреву, можно поддерживать лишь ценой существенного увеличения расхода химических реагентов. Ряд промывочных жидкостей полностью теряют способность выполнять свои технологические функции при достижении предельной для них температуры. Забойная температура влияет на выбор типа и состава промывочной жидкости. Учитывать возможное влияние температуры нужно уже при расчленении геологического разреза на технологические интервалы.

Если применять во внимание термостойкость органических реагентов, выпускаемых промышленностью для регулирования свойств буровых промывочных жидкостей, и термостойкость эмульгаторов, применяемых в настоящее время в обращенных эмульсионных растворах, то можно приближенно установить следующие температурные границы:

1) 100 0С - предел термостойкости промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой, хлоркальциевых глинистых растворов, растворов, нитролигнином, игетаном, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных эмульталом.

2) 130 0С - предел термостойкости крахмальных реагентов, известковых глинистых пород.

3) 160 0С - предел термостойкости карбоксиметилцеллюлозы марок КМЦ-500, КМЦ-600, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных солями поливалентных металлов органических кислот окисленного петролатума, предел термостойкости модифицированных лигносульфанатов.

4) 220 0С - предел термостойкости полиакрилатов.

Скважина является "холодной" - температура по всему стволу скважины не превышает 50 0С, следовательно, нет необходимости учитывать температуру горных пород, так как она не влияет на свойства бурового раствора.

4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:

- поглощение промывочной жидкости;

- газонефтеводопроявления;

- нарушение устойчивости стенок скважины, сопровождающиеся обвалами, осыпями, пластическим течением пород в ствол скважины, кавернообразованием;

- затяжки, прихваты бурильной колонны;

- искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газонефтеводопроявлений является нарушение условия:

ка < с0 < кп

при выполнении каких-либо операций в скважине.

При бурении скважины данное условие выполняется.

Таким образом, возможность возникновения этих осложнений и необходимые условия для их предотвращения уже определены при учете влияния давлений на расчленение разреза. Тем не менее, в практике бурения имеют место случаи, когда при выполнении условия ка ? с0 < кп происходит проникновение в скважину минерализованной пластовой воды.

Периодическое поступление сильно минерализованной воды в буровой раствор, не опасное с точки зрения возникновения водяного фонтана, может изменить состав дисперсной системы, вызвать нарушение ее агрегативной устойчивости (коагуляцию или коалесценцию). Изменение степени минерализации может послужить причиной необходимости смены вида бурового раствора: пресного глинистого раствора - на минерализованный, глинистого раствора - на комбинированную систему: гидрогель - глинистый раствор и т.п.

Поглощения промывочной жидкости различной интенсивности приурочены к кавернозно-трещиноватым зонам карбонатных отложений: от частичных 3-10 м3 до полной потери циркуляции. Интервалы по скважине, где были отмечены возможные поглощения промывочной жидкости, приведены в п.4. Обвалы стенок связаны с прохождением неустойчивых пород (глин, аргиллитов, глинистых сланцев) и возможные газонефтеводопроявления отмечены в также в п.4.

5 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды

При бурении непродуктивной части разреза основные требования к промывочной жидкости состоят в том, что она должна обеспечивать проводку скважины при минимуме осложнений и высоких показателях работы долота.

В процессе первичного вскрытия продуктивного пласта обеспечение высоких показателей работы долота отступает на второй план. Основным требованием к промывочной жидкости становится минимальное загрязнение продуктивного пласта, обеспечение высокой продуктивности скважины.

Выдвижение этого нового требования обуславливает необходимость выделения в самостоятельный технологический интервал участка геологического разреза, где расположены нефтегазоносные пласты, которые будут одновременно эксплуатироваться данной скважиной.

В верхней части разреза скважиной могут быть вскрыты водоносные пласты с пресной водой. Такие пласты используются или могут быть использованы в будущем как источники водоснабжения. Проникновение бурового раствора или его фильтрата в пласты, насыщенные пресной водой, может вызвать их серьезное загрязнение и сделать воду непригодной для бытовых нужд. Во избежание этого необходимо, чтобы промывочная жидкость отвечала требованию экологической чистоты. Такое требование обуславливает необходимость выделить часть разреза, где расположены пласты с пресной водой, в самостоятельный технологический интервал: 0-465м.

6 Расчленение геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости

В разрезе скважины можно выделить следующие технологические интервалы:

Интервал 0-465 м - глины с прослоями песчаников. Коэффициент аномальности пластового давления ка=0,98-1,05; индекс давления поглощения кп=1,46; В интервале имеются пласты с пресной водой. Возможны обвалы глинистых пород. Требования к промывочной жидкости:

* промывочная жидкость должна обеспечивать устойчивость стенок скважины в глинистых породах;

* промывочная жидкость должна обеспечивать предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колоны, обусловленных действием дифференциального давления;

* промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород;

* промывочная жидкость должна быть экологически безвредной;

* обеспечивать устойчивость стенок скважины, для чего буровой раствор должен обладать способностью сильно замедлять или полностью предотвращать гидратацию, увлажнение и разупрочнение пород; допускать, при необходимости, утяжеление;

* предотвращение интенсивного загустевания бурового раствора за счет диспергирования обломков выбуренной породы до частиц коллоидных размеров, для чего промывочная жидкость должна обладать сильной ингибирующей способностью.

Интервал 465-1960 м - преимущественно доломиты, известняки, встречаются пропластки глин, алевролитов, песчаников, аргиллитов. Коэффициент аномальности в интервале ка=0,97- 1,06; индекс давления поглощения кп=1,46 - 1,48;

Требования к промывочной жидкости:

* обеспечение высоких показателей работы долота.

Интервал 1960-2055 м. Интервал представлен песчаниками, алевролитами. Коэффициент аномальности пластового давления ка=1,06; индекс давления поглощения кп=1,48.

Требования к промывочной жидкости:

* промывочная жидкость не должна загрязнять продуктивный пласт;

* обеспечение высоких показателей разработки продуктивного пласта.

Интервал 0 -465 м

Интервал представлен переслаиванием глин и песков, песчаников. Ка=1,06, Кп=1,44 Интервал не содержит продуктивных пластов. В этом интервале целесообразно использовать глинистый раствор на основе пресной воды, так как разрез сложен неустойчивыми породами склонными к осыпанию и обваливанию, а также здесь находятся источники питьевого водоснабжения.

Из-за неспособности пород образовывать устойчивые водные дисперсные системы путем самозамеса исключается возможность применения технической воды в качестве промывочной воды.

Интервал 465-1960м

Интервал представлен чередование известняков и доломитов с прослойками глин. Ка=1,46, Кп=1,45. Интервал не содержит продуктивных пластов. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки. Для бурения интервала выбираем техническую воду.

Интервал 1960-2055м

Продуктивный пласт Известняки. Ка=1,15, Кп=1,49. Основное требование к промывочной жидкости не загрязнять продуктивный пласт и обеспечивать высокую продуктивность скважины. Для бурения данного интервала предусматриваем применение полимер карбонатный раствор. Техническую воду здесь нельзя использовать, так как она не сможет создать достаточное противодавление на вскрытые пласты.

Факторы, влияющие на выбор бурового раствора:

1) Степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора разупрочнять породы.

2) Растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы.

3) Способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем; способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы.

4) Характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) поровых раствора, физические свойства и текстура.

5) Величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициента аномальности и индексы давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты.



Таблица 6.1- Факторы, влияющие на выбор бурового раствора

Факторы, влияющие на выбор бурового раствора	Характерис- тика фактора	Типы буровых растворов, применение которых невозможно или целесообразно на основании учета этого фактора.	Типы буровых растворов, которые можно применять при бурении интервала
Устойчивость пород	Неустойчивы	Исключается применение газообразных циркуляционных агентов, воды, рассолов из-за неспособности к коркообразованию и склонности к размыву стенок скважины.	Возможно применение глинистых растоворов, безглинистых полимерных растоворов, абсогуматов, торфогуматов, гидрогелей,
Растворимость пород в воде	Нерастворимы	Исключается необходимость применения насыщенных соленых растворов, в том чиcле и гидрогелей	Возможно применение растворов на пресной воде.
Причины неустойчивости пород	Плохая сцементированность пород	Исключается необходимость применения ингибирующих буровых растворов.	Возможно применение прочных, слабосцементированных промывочных жидкостей.
Пластовое давление	Ка = 0,98	Исключается возможность применения растворов с конденсированной твердой фазой.	Возможно и необходимость применения буровых раятворов невысокой плотности.
Температура горных пород	T= 200С-400C	Забойная температура не накладывает ограничений на применение каких-либо буровых растворов и реагентов.	Возможно применение и любых типов буровых растворов и реагентов
Характеристика воды для приготовления бурового раствора	Пресная	Доп. требования отсутствуют	Возможно применение любых буровых растворов на пресной воде
Местоположение скважины	Суша. Местность, лишенная с/х угодий, но экологически чувствительная	Исключается возможность применения минерализованных растворов; РУО; растворов, содержащих токсичные реагенты	Возможно применение пресных растворов на пресной воде, обработанных экологически чистыми реагентами
Доступность точки бурения	Труднодоступна. Стоимость перевозок высока	Нежелательно применение буровых растворов, требующих количества материалов	Предпочтительно прменение глинистого раствора.

С учетом выведенных факторов, влияющих на выбор бурового раствора для интервала 0-465м целесообразно использовать в качестве промывочной жидкости глинистый раствор на основе пресной воды плотностью 1100кг/м3 в интервале 465-1960м -техническую воду плотностью 1000кг/м3, а на интервале 1960-2055м полимер глинистый раствор плотность 1160кг/м3, чтобы не загрязнять продуктивный пласт, а использовать техническую воду нельзя, так как она может создать достаточное противодавление на вскрытые пласты.



8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот

1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

На координатной плоскости " глубина скважины - время бурения" наносим согласно исходным данным результата отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hy=hg*(tб) в скважине на глубине соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

С учетом промысловых данных, а также в зависимости от способа бурения можно выделить следующие основные интервалы режимных пачек.

Таблица 8.1 - Интервалы режимных пачек

Интервал буримости, м.	Рекомендуемые параметры промывочной жидкости
	p,кг/м	Q, м/с
0 - 30 40 - 465 465 - 916 916 - 1305 1305 - 1485 1485 - 1596 1596 - 1689 1689- 1960 1960 - 12055	1100 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1160	0,028 0,032 0,032 0,032 0,032 0,032 0,032 0,032 0,016

Определим значения средних за рейс механических скоростей:

В скважине № 1

Umi=hgi/ti

Um1=75/43=1.26м/ч; Um2=1.51 м/ч; Um3=1.43 м/ч; Um4=1.4 м/ч; Um5=0.38 м/ч; Um6=0.36 м/ч; Um7=0.38 м/ч; Um8=0.32 м/ч; U m9=0.34 м/ч.

В скважине № 2

Um1=70/52=1.53 м/ч; Um2=1.44 м/ч; Um3=1.38 м/ч; Um4=1.32 м/ч; Um5=0.36 м/ч; Um6=0.43 м/ч; Um7=0.37 м/ч; Um8=0.34 м/ч; U m9=0.34м/ч.

Для первого ряда скоростей в скважине №1

Для 1-го рейса

y1=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-1)*1.52-1(1.26+1.51+1.43+0.38+0.36+0.38+0.32+0.34))/2.5249=1.698

Для 2-го рейса

y2=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-2)*(1.52+1.24)-2(1.53+1.44+0.36+0.43+0.37+0.34+0.34))/2.5262=2.474

Для остальных рейсов значение функции "у" вычисляется аналогично

y3=4.7; y4=8.3; y5=4.7; y6=2.91; y7=1.85; y8=0.53.

Для 2-ог ряда скоростей в скважине №2

y1=1.27; y2=3.145; y3=4.18; y4=7.158; y5=4.567; y6=2.343; y7=1.364; y8=1.669.

Максимальное значение функция "у" для ряда скоростей по скважине №1 и №2 имеет при к=4.

2 Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для второго интервала пород буримости 1960-2055 м., пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото

Рд=180 кН и частоте вращения nk=60 об/мин. В скважине №1 отработаны долота марки 215,9 С3-ГАУ,

а скважина №2 долотами марки 215,9 МС3-ГАУ. Определим среднеарифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости проходки Uм.

Скважина №1

Hд = (43+52+47+56+49)/5 = 49

Tб = (126+147+127+139+163)/5 = 140.4

Uм = 49/140,4 = 0.34

Найдем адаптационные коэффициенты

K = Um/(hд*Pд) = 0,34(49*(180*10) ) = 8.937*10

А = t*h*P = 140,4*49*(180*10) = 6.4*10

Скважина №2

Hд = (52+46+52+54+46)/5 = 50.1

Tб = (128+190+163+90+185)/5 = 150.2

Uм = 50,1/150,2 = 0.32

K = Um/(hд*Pд) = 0,32/(50,1*(180*10) )=8.9*10

А = t*h*P = 150,2*50*(180*10) = 6.1*10

Устанавливаем предельные наибольшие эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных.

Рд = 0,9*Рд max =0.9*220*10 = 200 kH

nд = (40-80)/((220-130)*(200-130)+80) = 49 об/мин

Примем следующие значения постоянных Св = 12600 р/ч; tсп = 18 ч;

Рассчитаем величины В, Д, М и С.

Скважина №1

В = Св/к = 1260/(8,926*10) = 14*10;

Д = Св*(tсп+t в)/(К*Р) = 1260*(79.1+0.9)/(8.926*10*5.9*10) = 712;

М = Сд/(К*Р) = 210000/(8.926*10*5.9*10) = 129,9.

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Рд = 180 кН и

n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

С = В/(hд*Pд)+(Д+М)/(hд*Pд)=14*10/(49*(180*10))+(712+129,9)/ (49*(200*10))= 11300 руб/м.

Скважина №2

В = 1260/(8,6*10) = 14,53*10;

Д = 1260*(29,1+0,5)/(8,6*10*5,8*10) = 751;

М = 684/(8,6*10*5,8*10) = 137,13;

С = 14,53*10/(43*(200*10))+(751+137,13)/(49*(180*10))= 12500 руб/м.

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долота 215,9 МС3 ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3 ГАУ, то последнее рекомендуется для бурения в интервале 1729-1838м.

Аналогичным образом производится выбор оптимального долота для первого интервала 1245-1557 м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот 215,9 С3 ГАУ и

215,6 МС3 ГАУ:

hд = 57 м; tб = 129 ч; Uм = 0.43 м/ч.

hд = 58.3 м; tб = 138 ч; Uм = 0.4 м/ч.

Результаты расчетов сводим в таблицу 8.1

Таблица 8.1 - Результаты расчетов

Интервал одинаковой буримости	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим	Прогнозируемые показатели работ долота	Рациональный тип долот
		Рд, кН	nд, об/мин	hд, м	tб, ч	Uм, м/ч	С, Руб/ч
1729-1838	215,9 С3 ГАУ	160	50	57	130	0,43	11300	215,9 С3ГАУ
	215,9 МС3ГАУ	160	50	58,3	138	0,4	12500



9. Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов

1 Турбинный способ бурения.

1.1. Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

d убт(1) = (0.65 - 0.85)*0.2159 = 0.14 - 0.184 м.

С учетом табличных данных окончательно dУБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб.

Днк = dн = 0.127 м.

dнк /dубт(1) = 0.127/0.178 0.71 < 0.75

По этому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром

dубт(2) =0,168м.

поскольку

d убт(1) / dубт(2) = 0,146/0,178 = 0,82 > 0,75,

то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ - 178 и УБТ - 168 изготовленные из стали "Д".

Примем коэффициент л1 = 0,7.

Определим длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд =200 кН.

Lубт = 1.15*Pд/(g*(1-с/сн)*[л1*q убт(1)+1/(n-1)*(1-л1)*q убт(1))]*cosб) = 120 м.

Найдем длину первой ступени УБТ:

Lубт(1) = л1* Lубт

Lубт(1) = 0,7*120 = 84 м.

Lубт(2) = 120 - 84 = 36 м.

Окончательно принимаем Lубт(1) = 75 м , т.е. 3 свечи по 25 метров,

Lубт(2) = 50 м , 2 свечи по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости:

Qкнбк = g*(Gзд + q убт(1)* L убт(1) + q убт(2)* L убт(2) )* ( 1-с/сн)

Qкнбк = 9,81(4790 + 156*75 + 103*50)*(1-1020/7850) = 184 кН.

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:

Lкнбк = Lзд + L убт(1) + L убт(2) = 25 + 75 + 50 = 150 м.

1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПН 127*9Д (предел текучести д = 373 мПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Qнк = g*Lнк*qнк* ( 1-с/сн)

Qнк = 9,81*250*29,8(1 - 1020/7850) = 63,7 кН.

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта

(Uд = 80 м/с)оценим по формуле:

?Pд = с* Uд/(2*м)

?Pд = 1020*80/(2*0.95) = 3.5 мПа.

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

?Pт.б = ?Pт.б*с/ст*(Q/Qr)

?Pт.б = 4,5*10*1020/1200*(0,04/0,03) = 6,6 мПа.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

др = [k*(Qкнбк + Qнк ) + (?Pзд + ?Pд)*Fk(1)]/Frp(нк)

др = [1,1*(184*10+63,7*10)+(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/33,4*10 = 109 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

кд = н *дт/ (др+3ф) = 0,8*303*10/ ((109*10 )+(18,7*10 )) = 2

Что выше допустимого значения кд = 1,35

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L1 = [Q зап(1) - k*( Qкнбк + Qнк)*( ?Pз б+ ?Pд)* Fk(1)]/(k*g*q*(1-с/сн))

где

Q зап(1) = н*Qр(1)/кз = 0,8*1400*10/2 = 560 кН

Тогда L1 = [560*10 - 1,1*(184*10+63,7*10)-(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/

(1,1*9,81*25*8*(1-1000/7850)) = 1630м.

уточним длину первой секции труб:

L1 = 2055- 25 - 150 - 250 = 1630м.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле:

Q1 = g*L1*q1*(1-с/сн)

Q1 = 9,81*473,6*25,8*(1-1020/7850) = 120 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

nзап = C*Qкл/(Qкнбк + Qкн + Q1) = 0.7*1180*10/((184 + 63.7 + 120)*10) = 2.25

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали "Д" : УБТ - 178 - 26 кН и УБТ - 146 - 15 кН.

По таблице для соединения труб ТБПН 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Результаты расчетов сводим в таблицу.

Показатели	Номер секции
	УБТ	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм		УБТ-146	ТБПН-127	ТБПН-127
Внутренний диаметр труб, мм	90	74	109	109
Интервал расположения секций, м	1930-2300	1880-1930	1630-1880	0-1630
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д	Д
Длина секций	125	50	250	1630
Нарастающий вес колонны, кН	132	184	247,7	367,7



10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

Настоящим проектом предусматривается бурение скважины глинистым раствором под направление в интервале от 0 до 30м.

Расчет потребного количества глинопорошка для приготовления 1 м3 глинистого раствора.

Глинистый раствор готовится из биклянской глины. Плотность сухой биклянской глины равен 2580 кг/м3 и содержит 20% влаги.

Опредилим потребное количество глины для приготовления 1 м3 глинистого раствора с плотностью 1180 кг/м3.

m гл = n * с * к

n = 0,1- норма потребного количества глины, м3.

с = 2580- плотность глины, кг/м3.

К = 1,2- коэффициент учитывающий влажность глины

m гл = 0,1 * 2580 * 1,2 = 309 кг/м3.

1 Расчет потребного количества глинистого раствора и глинопорошка

1.Определяемколичество глинистого раствора при бурении под направление от 0 до 30 м.

V1 = n1 * L1

Где,

n1 - норма расхода глинистого раствора на 1 м проходки, n1 = 0,68

L1- интервал бурения,м.

V1 = 0,68 *40 = 27,2 м3.

Необходимое количество глинопорошка на данный объем составит:

m гл = 27,2 * 309 = 8404,8кг.

2 Расчет потребного количества бурового раствора при бурении скважины в интервале 1960 - 2055 м.

С целью устойчивости стенок скважины при разбуривании продуктивного пласта и кыновских отложений, представленных обваливающимися породами, а также сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, необходимо с глубины 1960 м перейти на полимер глинистый раствор и бурить на нем до 2055м.

Необходимый объем раствора составит:

V = 0,785 * ( Дв.к. 2 * Lк + Дд 2 ( L - Lк ) * К) + 120

Дв.к. -внутренний диаметр кондуктора, м.

Lк - глубина спуска кондуктора,м.

Дд - диаметр долота, при бурении под эксплуатационную колонну, м.

L - глубина скважины, м.

К- коэффициент кавернозности на данном участке.

120 - запасной объем бурового раствора на поверхности, м3.

V = 0,785 * ( 0,245 2 * 284 + 0,2159 2 ( 1838 - 284 ) * 1,3) + 120 = 208,6 м3.

Общий расход компонентов бурового раствора:

М = m * V

M - содержание компонента, кг/м3.

V - объем бурового раствора, м3.

Содержание глины:

М = 34 * 208,6 =7092 кг.

Содержание КМЦ:

М = 5 * 208,6 = 1043 кг.

Содержание Na2 CO3:

М = 22 * 208,6 =4589 кг.

Содержание праестола:

М = 1,5 * 208,6 = 312 кг.

Таблица № 10.1- Компонентный состав бурового раствора

Интервал, м	Название раствора	Плотность,кг/м3.	Название компонента	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3.	всего
1960-2055	Полимер глинистый раствор	1160	Глина КМЦ Na2 CO3 Мел Праестол	34 5 5 22 1,5	7092 1043 1043 4589 312

Химические реагенты, применяемые для обработки глинистого раствора

Углекислый натрии (кальцинированная сода) Na2 CO3. Натриевая соль угольной кислоты -- белый мелкокристаллический (иногда серый в результате загрязнения) порошок, обладающий небольшой растворимостью в воде (около 16% при 15'С). Применяется она обычно в виде водного раствора 10 -- 15%-ной концентрации. Вследствие того, что реагент состоит из соли сильного основания и слабой кислоты, водный раствор его обладает щелочной реакцией.

В результате реакции вместо ионов кальция в глинистом растворе образуется нерастворимый углекислый кальций, практически безвредный для раствора. Однако вместо ионов кальция появляются в растворе ионы натрия, поскольку образующийся при этом сернокислый натрий диссоциирует. Известно, что коагулирующая способность катионов определяется их валентностью и при замене двухвалентного иона одновалентным она уменьшается в несколько десятков раз. В других случаях кальцинированную соду используют для превращения кальциевой глины в н...