18.Выбор состава промывочной жидкости.

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции. Обязательными компонентами бурового раствора являются дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора, и дисперсионная фаза.

Итак, состав промывочных жидкостей принимаем:

Интервал 0 – 206 м.

Для бурения интервала был выбран хлоркалиевый глинистый раствор обработанный ГИПАНом. В соответствии с величинами пластового давления и давления поглощения раствор должен иметь плотность 1040 – 1080 кг/м³. Дисперсионной средой глинистого раствора будет являться пресная вода. Активной твердой фазой глинистого раствора будет глинопорошок марки ПБМА и частично разбуриваемая глина. Также будем использовать следующие реагенты:

Состав раствора:

Порошок ПБМА 50 кг/м³

Вода пресная 940 кг/м³

КCL 30 кг/м³

КМЦ 5 кг/м³

КССБ 30 кг/м³

КOH – регулятор щёлочности 5 кг/м³

Пеногаситель 2 кг/м³

Интервал 206 – 2830.

Для бурения этого интервала был выбран сбалансированный соленасыщенный раствор.

Состав раствора:

1. Пресная вода 680 кг/м³

2. Глинопорошок марки ПБМА 80 кг/м³

3. КМЦ-700 – структурообразующий полимер, понизитель водоотдачи -

30 кг/м³

4. NaOH – регулятор щёлочности 20 кг/м³

5. Na₂CO₃ – реагент связывающий Ca²⁺ 20 кг/м³

6. ФХЛС – лигносульфанат-разжижитель 20 кг/м³

7. NaCl 240 кг/м³

8. Нефть 80 кг/м³

9. Утяжелитель кг/м³

19. Рекомендации по реализации технологического регламента.

1. Объем бурового раствора при забуривании скважины будет меньше объема циркуляционной системы, равной 120 м³.

2. Переход с одного раствора на другой будет осуществляться путём полной замены раствора.

3. При проходке интервала ниже 792 метров следует увеличивать концентрацию соли натрия. На этой же глубине начинать утяжеление до регламентированной плотности.

4. Старый раствор очищается от излишней твёрдой фазы и отвозится на другие скважины, с целью его дальнейшего применения. Отходы бурового раствора нейтрализуются.

20. Расчет потребности в буровом растворе.

Проектная скважина может быть пробурена БУ 5-го класса с ёмкостью циркуляционной системы V_цс= 120 м³.

При определении потребности в буровом растворе для бурения какого-либо интервала скважины возможны два случая:

1. Расчет потребности в буровом растворе для начального интервала скважины или для интервала, перед началом бурения которого осуществляется переход на иной тип бурового раствора с полной заменой раствора, оставшегося после бурения предыдущего интервала.

В этом случае объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала, определяется как сумма трех объемов:

V = V_исх+V_бур+V_зап,

где V_исх – исходный объем раствора, м³;

V_зап – запасной объем раствора, м³;

V_бур – объем раствора, расходуемый на бурение интервала, м³.

Исходный объем бурового раствора рассчитывается следующим образом:

а) для начала бурения

V_исх = V_цс,

где V_цс – вместимость резервуаров циркуляционной системы, м³.

б) исходный объем при полной замене раствора

V_исх = V_цс+ V_скв,

где V_скв – объем скважины при глубине начала рассматриваемого интервала, м³.

Объем скважины вычисляют по формуле:

V_скв=(π/4)*∑ K_i²* d_i²*l_i,

где d_i – диаметр долота или внутренний диаметр обсадной колонны, м;

K_i – коэффициент увеличения диаметра за счет кавернозности (для обсаженных участков K_i=1,00);

l_i – длина участка ствола, соответствующая диаметру d_i, м.

Запасной объем раствора определяют, исходя из объема скважины в конце рассматриваемого интервала:

V_зап=K_зап*(π/4)*∑ K_i²* d_i²*l_i,

K_зап – 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 K_зап=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:

V_бур = n_m * l_m,

где n_m- норма расхода бурового раствора для бурения рассматриваемого интервала, м³/м;

l_m- длина интервала применение данной нормы, м.

2. Расчет потребности в буровом растворе в случае, когда для бурения рассматриваемого интервала используют тот же раствор, с которым бурили предыдущий интервал.

В этом случае определяется потребность в буровом растворе для интервала, в котором смена типа промывочной жидкости не предусмотрено. При таком условии используется буровой раствор, который уже находится в скважине и циркуляционной системе буровой установки.

Дополнительное количество раствора необходимое для:

• увеличения объема запасного раствора,

• для бурения рассматриваемого интервала.

V = V_бур+∆V_зап.

Увеличение объема запасного раствора.

∆V_зап=V_{зап m} – V_{зап m-1}.

Дополнительный объем запасного раствора необходим, если справедливо условие: V_{зап m}> V_{зап m-1}. Если же V_{зап m}< V_{зап m-1}, то принимается: ∆V_зап=0.

Расход раствора на бурение интервала V_бур и запасной объем раствора V_зап определяются по вышеприведенным формулам.

Таким образом, потребность в буровом растворе определяется при последовательном рассмотрении всех интервалов сверху вниз. Затем расходы растворов каждого типа суммируются.

В данном случае рассмотрим:

Интервал 0 – 206 м.

V_исх= 120 м³

V_бур = 0,395²·3,14/4·206 = 25,2 м³

V= V_исх+V_бур+V_зап = 120+25,2 = 145,2 м³, т.к. ГНВП не ожидается, то V_зап пренебрегаем

Интервал 206 – 1900 м.

V_исх= V_цс +V_ос = 120 + 0,785*206*0,306²=135,1 м³

V_бур =0,785*1694*(0,295*1,1)²=140 м³

V=135,1+140=275,1 м³

Интервал 1900 – 2840 м.

Т.к. в продуктивном пласте аномально низкое давление, которое значительно превышается гидростатическим давлением раствора, то заготавление запарной объём раствора смыла не имеет.

V_исх = 120+0,785*0,225²*1900= 195,5 м³

V_бур =0,785*940*(0,216*1,1)²=41,7 м³

V=195,5+41,7= 237,2 м³

	0 – 206	206–1900	1900–2840
	Полимер.-гл. р-р.	Полимер.-гл. р-р.	Полимер.-гл. р-р.
VИСХ	120	135,1	195,5
VЗАП	-	-	-
VБУР	25,2	140	41,7