3.4 Характеристика промывочной жидкости

Качественная проводка поисковой скважины 1 зависит от правильного выбора и расчета параметров бурового раствора. Расчет плотности бурового раствора производим согласно требованиям «Единых технических правил ведения буровых работ».

Расчет плотности бурового раствора произведен в соответствии с ''Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., 1998 г. (раздел 2.7.3.''Буровые растворы'').

Плотность бурового раствора расчитывается по формуле:

γ=(Рпл+Рр)/0,1∙Н,

(1)

где Р_пл=0,1∙Н∙К_ан;

Р_пл – пластовое давление, ат;

К_ан – коэффициент аномальности пластового давления;

Н – глубина, м;

γ - плотность бурового раствора, г/см³;

Р_р – превышение гидростатического давления над пластовым, равно в интервале 0-1200 м – 10 - 15 %, но не более 15 кгс/см²;

1200-2500 м – 5 - 10 %, но не более 25 кгс/см²;

2500-3150 м – 4 - 7 %, но не более 35 кгс/см².

Расчет плотности промывочной жидкости при бурении составит:

В интервале 0-1200 м:

Р_пл = 0,1∙1200∙1,01=121,2 кгс/см³

γ=(121,2+(121,2∙0,15)/0,1∙1200=1,16 г/см³

В интервале 1200-2500 м

Р_пл = 0,1∙2500∙1,02=255 кгс/см³

γ=(255+(255∙0,1)/0,1∙2500=1,12 г/см³

В интервале 2500-3150 м

Р_пл = 0,1∙3150∙1,05=320,25 кгс/см³

γ=(320,25+(320,25∙0,07)/0,1∙3150=1,12 г/см³

Для поддержания необходимых параметров раствора предусматривается обработка его бентонитовой глиной и различными химреагентами – гипаном, кальцинированной содой, КМЦ, УЩР и др.

Для обеспечения нормальной проводки скважины, исходя из геологических условий вскрытия разреза и опыта бурения глубоких скважин, предусматривается применение раствора параметров, представленных в таблице 3.3.

Таблица 3.3 – Характеристика промывочной жидкости

Интервал бурения, м	Параметры глинистого раствора
	уд.вес, г/см3	вязкость, сек	СНС, мг/см2	Водоотдача, см3/30мин	корочка, мм	песка, %	липкость, о/5 мин
0-1200	1,16	30-35	20/40-40/60	До 10	1-2	до 2	14-17
1200-2500	1,12	25-30	10/20-20/40	6-8	0,5-1	до 1	7-12
2500-3150	1,12	25-30	10/20-20/40	6-8	0,5-1	до 1	7-12

Ликвидацию поглощений промывочной жидкости необходимо проводить согласно ''Временной инструкции по предупреждению и борьбе с поглощениями''. Параметры глинистого раствора приводятся в соответствие с характером поглощения.

В случае нефтегазопроявлений параметры глинистого раствора также приводятся до соответствующих кондиций согласно ''Методике глушения скважин''. При бурении скважин в интервале 2565-3050 м ожидается вскрытие перспективных в нефтегазоносном отношении пластов. Поэтому, с целью предотвращения нефтегазопроявлений и открытого выброса, бурение производить на качественном глинистом растворе. Для предотвращения снижения гидростатического давления на пласт при подъеме бурильного инструмента необходимо производить постоянный долив скважины раствором.

При вскрытии продуктивных пластов на буровой должен быть необходимый запас химреагентов для обработки глинистого раствора. На буровой необходимо иметь запас качественного глинистого раствора согласно ''Правилам безопасности ведения работ в нефтегазодобывающей промышленности'', а также запас сухой глины.

Для осуществления очистки глинистого раствора применяется циркуляционная система ЦС-3000-БД или ЦС-43-ПС.

Химическая обработка глинистого раствора осуществляется согласно режимно-технологической карты поинтервальной обработки глинистого раствора.