- •Введение
- •1 Исходные данные для проектирования
- •2 Общие сведения о районе буровых работ
- •2.1 Общие сведения о районе буровых работ
- •3 Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше будущее
- •4 Основные сведения о геологическом строении
- •4.1 Тектоника
- •4.2 Литология и стратиграфия пород
- •4.3 Крепость горных пород разреза
- •4.6 Состав нефти
- •4.7 Водоносность
- •4.8 Классификация горных пород по твердости и абразивности
- •4.9 Осложнения при бурении
- •4.6- Геофизические исследования
- •5 Унирс
- •5 Унирс
- •5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя др-176
- •5.2 Бурение вертикального участка с применение др-176
- •5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с др-176
- •5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с др-176
- •5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины
- •5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей.
- •5.7 Вывод
- •6 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
- •7 Обоснование выбора типа промывочной
- •7.1 Расчленение по литологическому составу пород
- •7.2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •7.3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
- •7.5 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •7.6 Расчленение геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •8 Обоснование выбора способов бурения по
- •8.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
- •8.2 Выбор оптимального режима бурения
- •9 Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
- •9.1 Турбинный способ бурения.
- •9.1.1. Расчет компоновки убт
- •9.1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность
- •10 Обоснование выбора реагентов для химической
- •10.1 Расчет потребного количества глинистого раствора и глинопорошка
- •Химические реагенты, применяемые для обработки глинистого раствора
- •11 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубин
- •12 Обоснования выбора оборудования для бурения
- •13 Обоснования выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения осискважины, свойств
- •14 Безопасность и экологичность проекта
- •14.1. Безопасность труда при вскрытия кыновского горизонта буровыми промывочными жидкостями с применением взд
- •14.2 Экологическая безопасность работы с циркуляционной системой при бурении в ламинарном режиме.
- •15 Экономическая оценка работы
- •15.1 Отечественный и зарубежный опыт внедрений новой техники и технологии
- •15.2 Методика оценки экономической эффективности мероприятия за условный год
- •15.3. Расчет экономического эффекта от внедрения ламинарного режима бурения
- •Заключение
7.3 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.
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 приближенно установить следующие температурные границы:
100 0С – предел термостойкости промывочных жидкостей с конденсированной 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–500, КМЦ–600, обращенных эмульсионных растворов, стабилизированных солями поливалентных металлов органических кислот окисленного петролатума, предел термостойкости модифицированных лигносульфанатов.
220 0С – предел термостойкости полиакрилатов.
Скважина является «холодной» - температура по всему стволу скважины не превышает 50 0С, следовательно, нет необходимости учитывать температуру горных пород, так как она не влияет на свойства бурового раствора.
7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:
поглощение промывочной жидкости;
газонефтеводопроявления;
нарушение устойчивости стенок скважины, сопровождающиеся обвалами, осыпями, пластическим течением пород в ствол скважины, кавернообразованием;
затяжки, прихваты бурильной колонны;
искривление скважины.
Основной причиной поглощений и газонефтеводопроявлений является нарушение условия:
ка < ρ0 < кп
при выполнении каких-либо операций в скважине.
При бурении скважины данное условие выполняется.
Таким образом, возможность возникновения этих осложнений и необходимые условия для их предотвращения уже определены при учете влияния давлений на расчленение разреза. Тем не менее, в практике бурения имеют место случаи, когда при выполнении условия ка ≤ ρ0 < кп происходит проникновение в скважину минерализованной пластовой воды.
Периодическое поступление сильно минерализованной воды в буровой раствор, не опасное с точки зрения возникновения водяного фонтана, может изменить состав дисперсной системы, вызвать нарушение ее агрегативной устойчивости (коагуляцию или коалесценцию). Изменение степени минерализации может послужить причиной необходимости смены вида бурового раствора: пресного глинистого раствора – на минерализованный, глинистого раствора – на комбинированную систему: гидрогель – глинистый раствор и т.п.
Поглощения промывочной жидкости различной интенсивности приурочены к кавернозно-трещиноватым зонам карбонатных отложений: от частичных 3-10 м3 до полной потери циркуляции. Интервалы по скважине, где были отмечены возможные поглощения промывочной жидкости, приведены в п.4. Обвалы стенок связаны с прохождением неустойчивых пород (глин, аргиллитов, глинистых сланцев) и возможные газонефтеводопроявления отмечены в также в п.4.