6.4 Выбор статического напряжения сдвига

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение СНС бурового раствора должно находиться в пределах . Минимально допустимое значение этого показателя составляет .

Согласно рекомендациям ВНИИКРнефти значение коэффициента структурообразования должно отвечать условию:

(6.14)

Таблица 6.4 - СНС бурового раствора

Интервал бурения, м	Плотность, кг/м	, смг/см2	, смг/см2
0-250	1140	45	80
250-1800	1140	45	80
1800-3200	1170	45	80
3200-4100	1180	45	80

Проверка:

Интервал 0-250

Интервал 250-1800

Интервал 1800-3200

Интервал 3200-4100

Вывод: статическое напряжение сдвига выбрано верно.

6.5 Выбор значений условной вязкости

Условная вязкость, также как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и структурообразования в дисперсной системе.

Приближенное значение условной вязкости вычисляется по формуле:

, (6.15)

где- - эффективная вязкость.

Эффективная вязкость определяется:

, (6.16)

где- - динамическое напряжение сдвига, дПа;

- пластическая вязкость, кПа·с;

Рассмотрим пример расчета для интервала 0-250 м, все расчетные данные сведем в таблицу 16:

Таблица 6.5– Значения условной вязкости бурового раствора

Интервал бурения, м	Эффективная вязкость, мПа×с	Условная вязкость, с
0-250	20,07	36,99
250-1800	20,07	36,99
1800-3200	19,00	34,84
3200-4100	19,00	34,84

6.6 Выбор величины водородного показателя

Величина водородного показателя буровых растворов на водной основе выбирается в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования его свойств.

Для полимерного малоглинистого раствора на пресной воде величина водородного показателя равна .

7 ВЫБОР СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.

Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжении или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко- и структурообразующая дисперсная фаза составляет основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов в состав промывочной жидкости входят реагенты, добавки, придающие раствору необходимые свойства.

При бурении продуктивного пласта используют раствор на нефтяной основе, с добавлением бентонита, барита, извести.

8 РАСЧЕТ РАСХОДА БУРОВОГО РАСТВОРА И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ

8.1 Расчет потребности в буровом растворе

Объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала, определяется как сумма трех объемов:

, (8.1)

где - исходный объем раствора, м³;

- запасной объем раствора, м³;

- объем раствора, расходуемый на бурение интервала, м³.

Исходный объем раствора рассчитывается:

а) для начала бурения:

, (8.2)

где - вместимость резервуаров циркуляционной системы, м³.

б) при полной смене раствора:

,

где - объем скважины при глубине начала рассматриваемого интервала, м³.

Объем скважины вычисляют по формуле:

, (8.3)

где -диаметр долота или внутренний диаметр обсадной колонны, м;

-коэффициент увеличения диаметра за счет кавернозности;

-длина участка ствола, соответствующая диаметру , м

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

, (8.4)

где - коэффициент запаса раствора при бурении рассматриваемого интервала, =1,00.

Объем раствора, необходимый для бурения скважины, определяют:

, (8.5)

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

Таблица 8.1 - Потребное количество бурового раствора

Интервал бурения, м	Количество метров проходки	Номинальный диаметр скважины, мм	Норма расхода бурового раствора, м3/м
0-250	250	393,7	0,44
250-1800	1550	269,9	0,22
1800-3200	1400	190,5	0,13
3200-4100	900	190,5	0,13

- длина интервала применения данной нормы, м.

Рассчитаем объем бурового раствора по интервально:

1) Найдем исходный объем бурового раствора:

- 7 класс буровой установки

2) Найдем объем раствора, необходимый для бурения скважины и объем раствора для бурения каждого интервала:

0-250 метров:

250-1800 метров:

1800-4100 метров:

Расчеты сведем в таблицу 8.2

Таблица 8.2 – Объем потребляемого бурового раствора

Интервал бурения, м	Объем раствора, расходуемый на бурение интервала	Запасной объем раствора	Запасной объем раствора для бурения интервала	Объем раствора, необходимый для бурения интервала
0-250	110	51,4	51,4	341,4
250-1800	341	165,07	113,67	620,37
1800-4100	299	149,19	0	448,2

8.2 Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках

Расход материалов, реагентов и добавок определяют на основе рецептуры бурового раствора, утвержденного регламентом. Учитывается концентрация компонентов в свежеприготовленном растворе, то есть при расчете исходя из предположения, что предусмотренные рецептурой концентрации расходуются на первичную обработку бурового раствора.

Таким образом, обработке подлежат:

1. исходный объем раствора - ;

2. запасной объем раствора - ;

3. раствор, расходуемый при бурении - .

Масса материала, необходимого для приготовления и обработки бурового раствора:

; (8.6)

Масса материала для исходного раствора

; (8.7)

Масса материала для запасного объема раствора

; (8.8)

Масса материала для раствора, расходуемого при бурении:

, (8.9)

где - концентрация компонента в буровом растворе, кг/м³;

- повышающий коэффициент, учитывающий расход реагента (добавки) на повторные обработки раствора в процессе бурения. Обработке подвергается раствор, находящийся в циркуляционной системе, в скважине, и раствор, расходуемый при бурении.

При определении расхода глинопорошка для глинистого раствора следует учитывать возможность получения глинистого раствора самозамесом при бурении глинистых пород:

, (8.10)

где - коэффициент, учитывающий то обстоятельство, что часть глинистого раствора получается самозамесом (при использовании неингибирующих растворов в интервалах, сложенных глинами, легко переходящими в глинистый раствор; при бурении интервалов, представленных чередованием песчано-глинистых пород). Потребное количество компонентов бурового раствора представлены в таблице 8.3

Таблица 8.3 - Потребное количество компонентов бурового раствора

Интер-вал Буре- ния,м		Копоненты бурового раствора		Норма Рас- хода, %		Объем раствора подлежащего обработке, м3						Потреб- ность, т
						исходного		вновь приготовленного		всего
1		2		3		4		5		6		7
0-250		Глинопоро-шок		58,9		110		-		-		28,35
		ТПФН		0,2		30		110		140		0,28
		УЩР		3,0		30		110		140		4,2
		Кальцини-рованная сода		0,4		14,4		2,2		16,2		0,07
250-1800		Глинопоро-шок		36,6		341		-		-		60,80
		Каустичес-кая сода		0,2		30		341		371		0,74
		УЩР		3,0		-		341		371		11,1
		КМЦ-700		0,2		30		341		371		0,71
		Графит		1,0		30		341		371		3,71
		нефть		8,0		30		341		371		29,7
		Кальцини-рованная сода		0,4		56,2		2,6		58,8		0,23
1800-4100		глинопорошок		20		299		-		-		53,7
	Каустичес-кая сода		0,15		-		299		299		0,45
	Графит		1,0		-		299		299		3,0
	Нефть		8,0		-		299		299		23,9
	КМЦ-700		1,0		-		299		299		3,0
	Окзил		1,0		-		299		299		3,0
	КССБ-2		1,0		-		299		299		3,0
	Игетан		1,0		-		299		299		3,0
	Известь		0,1		30+86,08		22,8		138,88		0,14
	Кальцини-рованная сода		0,4		128,9		1,6		130,5		0,52

8.2.1 Интервал 0-250 м

При бурении интервала 0-250 м буровой раствор состоит из, глинопорошка, кальцинированной соды, ТПФН и УЩР. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках ведем по варианту А.

Глинопорошок:

;

;

;

ТПФН:

;

;

;

_УЩР:

;

;

;

_{Кальцинированная сода:}

;

;

;

8.2.2 Интервал 250-1800 м

При бурении интервала 250-1800 м раствор состоит из глинопорошка, УЩР, каустическая сода, КМЦ-700, графита, нефти, кальцинированной соды. Концентрация глинопорошка уменьшается (расчет потребности в реагенте ведем по варианту Б, когда ).

Глинопорошок:

;

;

_{Каустическая сода:}

;

;

;

.

_УЩР:

;

;

;

_КМЦ-700:

;

;

;

.

_{Графит:}

;

;

;

.

Нефть:

;

;

;

.

_{Кальцинированная сода:}

;

;

;

.

8.2.3 Интервал 1800-4100 м

При бурении интервала 1800-4100 м раствор состоит из глинопорошка, каустической соды, нефти, КМЦ-700, окзила, КССБ-2, игетана, извести, кальцинированной соды.

Глинопорошок:

;

;

.

Каустическая сода:

;

;

.

Графит:

;

;

;

Нефть:

;

;

;

КМЦ-700:

;

;

;

Окзил:

;

;

;

_КССБ-2:

;

;

;

_{Игетан:}

;

;

;

_{Известь:}

;

;

;

Кальцинированная сода:

;

;

;

Расход компонентов бурового раствора сводим в таблицу 8.4.

Таблица8.4 – Расход компонентов бурового раствора

Наименование	Количество, т
	Кондуктор	Промежуточная колонна	Эксплуатационная колонна
Глинопорошок	16,7	16,6	5,98
Кальцинированная сода	1,37	2,8	2,7
ТПФН	0,68	-	-
КМЦ-700	-	1,4	6,2
Графит	-	7,01	6,8
Нефть	-	56,1	78,1
УЩР	10,2	20,04	-
Каустическая сода	-	1,4	0,45
Окзил	-	-	6,8
Известь	-	-	6,8
КССБ-2	-	-	6,8
Игетан	-	-	6,8

9 ВЫБОР СРЕДСТВ ДЛЯ РАЗМЕЩЕНИЯ, ПРИГОТОВЛЕНИЯ, ОЧИСТКИ, ДЕГАЗАЦИИ, ПЕРЕМЕШИВАНИЯ, ОБРАБОТКИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

9.1 Оборудование для приготовления, утяжеления химической обработки бурового раствора

- Силосы (2 шт.) – для хранения порошкообразных материалов (глинопорошка и химических реагентов).

- Гидроэжекторный смеситель (1 шт.) – для приготовления бурового раствора.

- Диспергатор (1шт.) – для измельчения твёрдой фазы.

- Перемешиватели – для перемешивания бурового раствора, располагаются на ёмкости.

- Фрезерно-струйная мельница (ФСМ – 7) для измельчения и приготовления бурового раствора.

9.2 Оборудование для очистки бурового раствора

- Вибросито (ВС-1, ВС-2 или ДВС-1 – 2 шт.) – для грубой очистки бурового раствора.

- Гидроциклонный пескоотделитель (ПГ-45, ПГ-50 или ПГ-90 – 4 шт.) – для удаления песка.

- Гидроциклонный илоотделитель (ИГ-45, ИГ-50 или ИГ-90 – 16 шт.) – для удаления мелкодисперсной фазы.

- Центрифуга (1 шт.) – для полной очистки бурового раствора.

- Насосы (вертикальные шламовые ВШН-1 или горизонтальные) – для подачи бурового раствора в гидроциклоны.

- Винтовой насос – для подачи жидкости в центрифугу.

- Дегазатор – для очистки бурового раствора от растворённого газа (располагается после вибросит).

- Газосепаратор – для очистки от нерастворённого газа (расположен до вибросит).

- Шнек – для удаления шлама.

- Поддоны.

9.3 Приборы контроля

- Манометры – на буровых насосах, в камере эжекторного гидросмесителя и на входе в гидроциклоны.

- Уровнемеры – на каждой ёмкости.

- Расходомер – расположен перед стояком.

- Приборы на панели для контроля содержания газа и плотности бурового раствора.

- Гидравлический измеритель массы порошкообразных материалов.

- Тахометр – для измерения частоты вращения центрифуги.

9.4 Другое оборудование

- Блок обработки растворов.

- Блок подпорных насосов.

- Резервный блок.

- Мерный отсек.

- Центробежный насос для долива бурового раствора

10 Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами

10.1 Мероприятия по охране и рациональному использованию водных ресурсов

Местоположение скважин определено за пределами границ водоохранных полос рек, озер, водохранилищ и болот. Кроме того, территория площадки не захватывает поймы рек и затоплению не подвергается. Поэтому проектом предусмотрены только мероприятия по предупреждению подтопления площадки скважин грунтовыми и талыми водами в осенне-весенний период, а именно:

• отсыпка площадки буровой привозным грунтом (высота отсыпки не менее 2,5 м) методом «от себя» без повреждения почвенно-растительного слоя;

досыпка вышечно-лебедочных блоков привозным грунтом высотой до 1,5 м;

• отсыпка подъездных дорог привозным грунтом (высота отсыпки не менее 1 м);

• устройство обваловок по периметру площадки буровой, площадки склада ГСМ, отстойно-накопительного котлована (ОНК) и амбара у выкида превентора (высота обваловки не менее 1,1 м);

• планировка площадки буровой с уклоном 1:50 в сторону отстойно-накопительного и шламового амбара.

С целью защиты водной среды от загрязнения жидкими отходами бурения проектом также предусмотрены следующие мероприятия:

• устройство амбарной системы сбора промышленных и бытовых сточных вод в земляной отсыпке площадки буровой с устройством гидроизоляции дна и стенок с помощью укладки полиэтиленовых пленок;

• сбор жидких технологических стоков бурения (ОБР и БСВ, включая вынесенный буровой шлам, стоки с охлаждения оборудования, буферный раствор, от мытья полов) в ОНК, состоящий из 2-х секций: шламовый амбар и котлован отстоявшихся вод. ОНК разделен земляной перемычкой, оборудованной перепускной трубой для перелива осветленных вод из шламового амбара. Вода на повторное использование из амбара отстоявшихся вод подается насосной, устроенной у амбара;

• сбор стоков с площадок вышечного, силового блоков и блока МНО и ОЦС в бетонный приямок размером 3.2х3.2х1.3 м с последующей периодической откачкой на блок очистки буровых отходов;

• сбор жидких хозяйственно бытовых сточных вод (от приема пищи и банных нужд) в сооруженный в отсыпке у хозбытового комплекса гидроизолированный амбар;

• устройство в отсыпке площадки буровой утепленного туалета на 2 очка с выгребом;

• хранение химреагентов в специальном закрытом помещении с гидроизолированным полом;

• установка поддонов под кранами и задвижками емкостей хранения ГСМ;

• использование оборудования и технологических устройств, обвязок только после устранения утечек;

• применение оборотного водоснабжения (циркуляционная система бурового раствора);

• контроль над состоянием поверхностных вод ближайших водотоков в течение всего цикла бурения скважин с целью выявления возможных изменений состояния вод рыбохозяйственных водоемов.

После окончания бурения скважин производится обезвреживание содержимого котлована в следующей последовательности:

• откачка воды с поверхности, на которой наблюдаются пленки нефтепродуктов, с последующим вывозом ее по договору на утилизацию в факельную установку Василковского газового месторождения;

• расслоение жидких отходов бурения на загущенную и осветленную фазы методом химической коагуляции.

По окончанию бурения скважины сброс воды от котельной, после предварительного ее охлаждения, осущесляется в котлован для котельной, в котором она разбавляется пресной водой для снижения показателя солесодержания до требуемой нормативными документами величины и в дальнейшем сбрасывается на релеф.

Хозяйственно-бытовые сточные воды в выгребных ямах и амбарах подвергаются периодическому обеззараживанию (ежедневно) хлорной известью или гипохлоритом натрия (согласно требований СанПиН 42-123-5777-94, п. 2.4).

10.2 Охрана недр

а) Проводить технико-технологические мероприятия по обеспечению спуска обсадных колонн на проектируемую глубину и качественного цементирования в соответствии с инструкциями /17.25/.

б) Проверить качество цементирования колонн, принятыми геофизическими методами на буровой.

в) Проверить герметичность колонн в соответствии с инструкцией /19/.

10.3 Рекультивация земель

1) В соответствии с «Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ», утв. ГКНТ, Госстроем СССР Минсельхозом СССР и Гослесхозом Совета Министров СССР от 16.05.1977 г., организации ПГО, выполняющие работы на предоставленных им в пользование землях, обязаны за свой счет приводить эти земельные участки, в состояние пригодное для использования их по назначению. Приведение земельных участков в пригодное состояние производить в ходе работ, а при невозможности этого после их завершения в срок, до которого оформлен отвод земель.

2) Приведение земельных участков, предоставленных в пользование и нарушенных при проведении геологоразведочных работ, в состояние, пригодное для использования по назначению, производится в соответствии с проектом рекультивации земель, входящим в состав технического проекта на строительство поисковых скважин. Проект рекультивации прилагается к землеустроительному делу на предоставление земельного участка..

3) Проект приведения земельных участков, предоставленных во временное пользование и нарушенных в процессе геологоразведочных работ, в состояние, пригодное для использования их по назначению составляется в увязке с проектом строительства скважины и согласовывается с основным землепользователем (совхозом, колхозом и другой организацией) и с органами землеустроительной службы системы Министерства сельского хозяйства СССР, осуществляющей государственный контроль, и утверждается в установленном порядке.

4) По окончании работ на земельном участке необходимо осуществить ликвидацию скважин в соответствии с действующими «Положением о порядке ликвидации» и «Инструкцией по оборудованию устьев и стволов скважин» РД 39-2-1182-84, 1985 г. включать выполнение ликвидационных работ по скважине; демонтаж бурового оборудования и проведение рекультивационных работ на земельных участках, занимаемых ликвидируемыми скважинами, включает очистку и разборку бурового оборудования и привышечных сооружений.

5) Прием; передача рекультивационных земель соответствующим землепользователям производится комиссией, состав и обязанности которой определяются в соответствии с «Положением о порядке передачи рекультивационных земель землепользователям предприятиями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых, проводящими геологоразведочные, изыскательные, строительные и иные работы с нарушением почвенного покрова», 1977 г. и оформляется актом установленного образца.

6) Мероприятия по восстановлению плодородия рекультивируемых земель согласно «Основных положений о рекультивации…» М., 1977 г. осуществляются основными землепользователями за счет средств нефтегазоразведочных экспедиций, проводивших на этих землях работы.

Список использованнЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Тиранов П.П., Куранов В.К. Выбор промывочных жидкостей для бурения скважины: Методические указания по выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы». – Архангельск: Изд-во АГТУ, 2002. – 52 с.

2 Рабочий проект на строительство разведочной скважины №101 Восточно-Колвинской площади.- Архангельск: ОАО «Архангельскгеология»,1989.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Программа промывки скважины по интервалам

Интервал бурения 0-250 м

Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита

Основные данные

Интервал бурения от до	0 250	м м
Внутренний диаметр предыдущей колонны	0	мм
Глубина спуска предыдущей колонны	0	м
Диаметр долота	393,7	мм
Коэффициент кавернозности	1,3

Объем раствора

Объем раствора в предыдущей колонне	-	м3
Объем раствора в открытом стволе	51,4	м3
Необходимый объем на поверхности	180	м3
Технический объем	110	м3
ИТОГО (Общая потребность в растворе)	341,4	м3

Рекомендуемые параметры

Плотность	1,14	г/см3
Водоотдача	8-10	см3/30 мин
Условная вязкость	36,99	с
Пластическая вязкость СНС 1/10	4 45/80	кПа·с смг/см2
рН	7,0

Рецептура и потребность в химреагентах

Наименование реагента	Рецептура, кг/м3	Потребность, т
Глинопорошок	58,9	16,7
УЩР	0,4	10,2
Кальцинированная сода	3,0	137
ТПФН	2,0	0,68

Интервал бурения 250-1800 м

Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита

Основные данные

Интервал бурения от до	250 1800	м м
Внутренний диаметр предыдущей колонны	219	мм
Глубина спуска предыдущей колонны	250	м
Диаметр долота	269,9	мм
Длина открытого ствола	1550	м
Коэффициент кавернозности	1,25

Объем раствора

Объем раствора в предыдущей колонне	15,38	м3
Объем раствора в открытом стволе	149,69	м3
Необходимый объем на поверхности	195,38	м3
Технический объем	341	м3
ИТОГО (Общая потребность в растворе)	701,42	м3

Рекомендуемые параметры

Плотность	1,14	г/см3
Водоотдача	8-10	см3/30 мин
Условная вязкость	36,99	с
Пластическая вязкость	4	кПа·с
СНС 1/10	45/80	смг/см2
рН	7-8

Рецептура и потребность в химреагентах

Наименование реагента	Рецептура, кг/м3	Потребность, т
Глинопорошок	36,6	16,6
Кальцинированная сода	7	2,8
УЩР	30	20,04
Графит	10	7,01
Нефть	80	56,1
КМЦ-700	2,0	1,4
Каустическая сода	2,0	1,4

Интервал бурения 1800-4100 м

Глинистый раствор на основе высококачественного бентонита

Основные данные

Интервал бурения от до	1800 4100	м м
Внутренний диаметр предыдущей колонны	146	мм
Глубина спуска предыдущей колонны	1800	м
Диаметр долота	190,5	мм
Длина открытого ствола	2300	м
Коэффициент кавернозности	1,2

Объем раствора

Объем раствора в предыдущей колонне	54,84	м3
Объем раствора в открытом стволе	94,35	м3
Необходимый объем на поверхности	234,84	м3
Технический объем	299	м3
ИТОГО (Общая потребность в растворе)	683,03	м3

Рекомендуемые параметры

Плотность	1,17	г/см3
Водоотдача	4-8	см3/30 мин
Условная вязкость	34,	с
Пластическая вязкость	4	кПа·с
СНС 1/10	45/80	смг/см2
рН	7-9

Рецептура и потребность в химреагентах

Наименование реагента	Рецептура, кг/м3	Потребность, т
Глинопорошок	20,0	5,98
Графит	10	6,8
КМЦ-700	10	6,2
Кальц. Сода	4,0	2,7
Нефть	80	78,1
Окзил	10	6,8
КССБ-2	10	6,8
Игетан	10	6,8
Известь	1,0	6,8
Кауст. Сода	1,6	0,45

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Рабочая схема наземной циркуляционной системы

1 – блок очистки; 2 – трубопровод долива; 3 – растворопровод; 4 – укрытие; 5 – приемный блок; 6 – блок распределительного устройства; 7 – резервуар химреагентов; 8 – блок приготовления и обработки бурового раствора; 9 – промежуточный блок

Рисунок Б.1 - Рабочая схема наземной циркуляционной системы

1