
- •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
5.3. 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 900–1040 до 2200–2400 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.
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 1240
кг/м3.
Если в разрезе скважины встречаются
пласты, характеризуемые низкими
значениями индекса давления поглощения
(Кп<1,25),
то это обстоя
тельство
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.
Таблица 5.1 – Коэффициенты аномальности и индексы давления поглощения.
Интервал, м |
Ка |
Кп |
Выбор |
40 |
0,998 |
1,504 |
1,16 |
300 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
903 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
1130 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
1297 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
1417 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
1647 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
1773 |
0,998 |
1,504 |
1,02 |
1921 |
0,998 |
1,504 |
1,2 |
Согласно таблицы 5.1 можно выделить 1 интервал: 0-1921 м
5.4. 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.
Температурный предел экономически эффективного применения промывочных жидкостей на водной основе зависит от термостойкости органических реагентов, входящих в состав бурового раствора. Предел эффективного применения обращенных эмульсионных растворов определяется термостойкостью эмульгаторов, обеспечивающих агрегативную устойчивость инвертной эмульсии.
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 весьма приближенно установить следующие температурные границы:
100 0С – предел термостойкости промывочных жидкостей с конденсиро ванной твердой фазой, хлоркальциевых глинистых растворов, растворов, нитролигнином, игетаном, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных эмульталом.
130 0С – предел термостойкости крахмальных реагентов, известковых глинистых пород.
160 0С – предел термостойкости карбоксиметилцеллюлозы марок КМЦ–400, КМЦ–600, обращенных эмульсионных растворов, стабили-зированных солями поливалентных металлов органических кислот окисленного петролатума, предел термостойкости модифицированных лигносульфанатов.
220 0С – предел термостойкости полиакрилатов.