
- •Содержание:
- •1. Введение
- •2. Характеристика проектной скважины
- •3. Характеристика геологического разреза
- •Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин
- •Исследовательские работы
- •4. Анализ горно-геологических условий бурения
- •4.1. Характеристика пластового давления по разрезу
- •5. Обоснование расчленения геологического разреза на интервале с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости.
- •5.1. Расчленение по литологическому составу пород
- •5.2. Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий
- •5.3. Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения
- •5.4. Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •5.5. Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
- •5.6. Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •6. Обоснования выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза.
- •Анализ факторов влияющих на выбор бурового раствора
- •7. Выбор состава промывочной жидкости
- •8. Выбор показателей свойств промывочной жидкости
- •8.1. Выбор плотности бурового раствора
- •8.2. Выбор реологических свойств бурового раствора
- •8.3. Выбор величины фильтрации
- •8.4. Выбор величины водородного показателя
- •8.5. Содержание песка
- •8.6. Выбор статического напряжения сдвига
- •8.7. Выбор значения условной и эффективной вязкости
- •9. Рекомендации по реализации технологического регламента
- •Сброс всего шлама и оставшейся жидкости и вывод для захоронения в специальном шламохранилище, обезвоживание отходов и последующей засыпкой плодороднах залежей
- •10. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств.
- •Бурение велось на технической воде Интервал 1773-1785 м
- •10.1. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках
- •11. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости.
- •11.1. Оборудование для приготовления бурового раствора
- •11.2. Выбор числа вибросит
- •11.3. Оборудование для перемешивания бурового раствора в емкостях
- •11.4. Гидравлические перемешиватели
- •11.5. Механические перемешиватели
- •11.6. Оборудование для дегазации бурового раствора
- •11.7. Выбор гидроциклонов
- •12. Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости
- •12.1. Измерение относительной плотности бурового раствора
- •12.2. Условную вязкость измеряют с помощью стандартного полевого вискозиметра вп-5
- •12.3. Для определения водоотдачи и толщины глинистой корки используют прибор вм-6
- •12.4. Водородный показатель замеряют при помощи лакмусовой бумаги
- •12.5. Измерение статического напряжения сдвига
- •12.6. Концентрация посторонних твердых примесей
- •13. Гидравлический расчет на продуктивный горизонт
- •14. Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами.
- •Сбор, очистка, обезвреживание отходов бурения при строительстве скважин
- •15. Графические приложения
- •15.1. Схема циркуляционной системы
8.3. Выбор величины фильтрации
Значение
показателя фильтрации бурового раствора
для конкретных интервалов разреза
следует определять на основе сравнения
поведения стволов скважин, ранее
пробуренных на данной площади. По данным
технологического проекта водоотдача
на разрезе скважины составляет
Интервал 1773-1921м - 5 – 6 см3/30 мин.
8.4. Выбор величины водородного показателя
Величина водородного показателя буровых растворов на водной основе выбирается в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования его свойств. Для бурения скважины величина водородного показателя составляет 8-9, среда щелочная.
8.5. Содержание песка
Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационнму отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.
8.6. Выбор статического напряжения сдвига
Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.
Исследования ВНИИКРнефти и многолетняя практика бурения показали, что одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должна находиться в пределах θ1=5-15 дПа.
Согласно рекомендациям ВНИИКРнефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:
по данным бурения рассматриваемой площади для пашийского горизонта θ1= 2 Па, θ10=4 Па.
Так как КТ отвечает необходимым условиям, следовательно буровой раствор обладает способностью к тиксотропному структурообразованию достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и шлама.
8.7. Выбор значения условной и эффективной вязкости
Условная вязкость, как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.
Эффективную вязкость можно определить по формуле:
(8.7.1)
Условная
вязкость при заданных значениях
пластической вязкости и динамического
напряжения сдвига рассчитывается по
формуле
(8.7.2)
Интервал 1773-1921 м - τ0 = 6,8 Па, η = 0,015 Па∙с
эф
= 6,8+
=
6,8 Пас
УВ = 14,7 + 0,87 6,8+ 0,01 6,82 = 21 с