
- •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
Буровой раствор для всех скважин приготавливается централизовано. На скважины заводятся на машинах, предназначенных для перевозки бурового раствора.
В случае смены типа бурового раствора (0-40м, 40-1773м, 1773-1921м) происходит доработка промывочной жидкости. Если же этот метод не подходит, то происходит полная замена бурового раствора на необходимый.
Какой-либо химический агент добавляют в промывочную жидкость в тех интервалах (0-40м, 1773-1921м) , в которых раствор с измененными свойствами не вызывает отрицательных явлений. Для этого необходимо иметь информацию о горно – геологических условиях бурения и информацию о составе и свойствах текущей промывочной жидкости.
Утяжеление необходимо начинать с момента прохода интервала, в котором утяжеленный буровой раствор вызывает образование осложнения.
Обработка бурового раствора зависит от быстроты ухудшения свойств промывочной жидкости. Количество реагентов при повторных обработках должна быть такова, чтобы восстановить свойства промывочной жидкости до того уровня, на котором они были после первичной обработки.
При полной замене раствора в интервале 0-40м, 1773-1921м, производится транспортировка оставшейся промывочной жидкости на другие буровые для доиспользования.
С остатками бурового раствора остающегося в шламовых амбарах после завершения строительства скважины поступают: закачка оставшейся жидкости и шлама в зоны катасрофического поглащения в соседние скважины (бурящиеся), если эти зоны не содержат пресные, целебные воды и не сообщаются с горизонтами таких вод.
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.
В этом случае объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала, определяется как сумма трех объемов:
V= Vисх + Vзап + Vбур, (10.1)
где Vисх– исходный объем раствора, м3;
Vзап– запасной объем раствора, м3;
Vбур – объем раствора, расходуемый на бурение интервала, м3.
Исходный объем бурового раствора рассчитывают следующим образом:
а) для начала бурения
Vисх = Vцс, (10.2)
где Vцс – вместимость резервуаров циркуляционной системы, м3.
Минимально необходимый объем бурового раствора для забуривания скважины – это тот объем, который нужен для заполнения приемной емкости буровых насосов и тех емкостей (отсеков) циркуляционной системы, откуда раствор подается в очистные устройства и куда сливается очищенный раствор;
б) исходный объем при полной смене раствора:
Vисх=Vцс + Vскв (10.3)
где Vскв – объем скважин при глубине начала рассматриваемого интервала м3.
Объем скважины вычисляют по формуле:
(10.4)
где di – диаметр долота или внутренний диаметр обсадной колонны, м;
ki – коэффициент увеличения диаметр за счет кавернозности (для обсаженных участков ki = 1,00);
li – длина участка ствола, соответствующая диаметра di , м.
Запасной объем раствора определяют, исходя из объема скважины в конце рассматриваемого интервала:
(10.5)
где kзап – коэффициент запаса раствора при бурении рассматриваемого интервала.
При бурении интервалов, где возможны газонефтепроявления; при вскрытии пластов на вновь разбуриваемых площадях, а также при бурении на газовых и газоконденсатных месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями; при разбуривании интервалов, содержащих сероводород или другие агрессивные и токсичные флюиды, необходимо принимать kзап = 1,00.
Для всех других случаев коэффициент запаса раствора определяется буровой организацией по согласованию с военизированной службой.
Объем раствора, необходимый для бурения скважины, определяют по формуле:
Vбур = nmlm (10.6)
где: nm –норма расхода бурового раствора для бурения рассматриваемого интервала, м3/м;
lm – длина интервала применения данной нормы, м.
Проектная скважина может быть пробурена с ёмкостью циркуляционной системы Vцс=90 м3. При расчете потребности промывочной жидкости необходимо учесть, что при бурении первого интервала мы имеем 3 участка, буримых разными долотами.
Интервал бурения, м |
Dд, мм |
Норма n, м3/м |
0-40 |
393,7 |
0.36 |
40-1773 |
295.3 |
0,53 |
1773-1921 |
215,9 |
0,53 |
Интервал 0-40м
Для начала бурения Vисх=Vцс
Vисх=60 м3
Vбур=40·0,36=14,4м3
V= Vиcx+ Vбур= 60+14,4=74,4 м3
Интервал 40-1773 м