2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам
Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3
При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.
Таблица 2.3
Поинтервальная химическая обработка буровых растворов
Интервал бурения, м
|
Наименование химреагентов и материалов
|
Цель применения реагентов в растворе
|
Норма расхода, кг/м3
|
Потребность компонентов, т
|
1
|
2
|
4
|
5
|
6
|
0-550
|
Бентонитовый глинопорошок
|
Приготовление глинистой суспензии
|
50
|
27,5
|
|
Кальцинированная сода
|
Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора
|
0,4
|
0,22
|
|
КМЦ-700
(Tylose)
|
Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора
|
1
|
0,55
|
|
ТПНФ
|
Понизитель вязкости
|
0,1
|
0,055
|
|
ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП)
|
Снижение липкости глинистой корки
|
1,8
|
0,99
|
|
Графит ГС-1
|
Профилактика прихватов обсадных колонн
|
1,8
|
0,94
|
|
Smectex (DKS-extender)
|
Снижение интенсивности кавернооброзования
|
0,2
|
0,11
|
550-1300
|
Кальцинированная сода
|
Нейтрализация ионов Са
|
0,25
|
0,19
|
|
Унифлок
|
Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора
|
0,3
|
0,23
|
|
КМЦ-700
(Tylose)
|
Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора
|
0,4
|
0,30
|
2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора
Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.
[кг/м3],
где h – глубина залегания кровли пласта, м
к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.
к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м
к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м
Бурение по кондуктор:
кг/м3.
Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:
с = 1120 кг/м3.
Вскрытие продуктивного пласта:
кг/м3.
Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:
с = 1100 кг/м3.
Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.
Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.
Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.
Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.
Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.
Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.
Таблица 2.4
Параметры бурового раствора
Интервал бурения, м
|
Плотность, кг/м3
|
Условная вязкость, с
|
Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин
|
Толщина корки, мм
|
СНС, Па
|
Содержание Тв. Ф., %
|
Содержание песка, %
|
от
|
до
|
1 мин
|
30 мин
|
0
|
50
|
120
|
30…35
|
6
|
1
|
0
|
5
|
22
|
1…2
|
550
|
1300
|
100
|
20…25
|
5…6
|
1
|
5
|
10
|
до 15
|
0,5
|
2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления
Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:
V=VП+VР+а*VC,
где VП – объем приемных емкостей буровых установки VП =50м3,
VР – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,
а – коэффициент запаса раствора,
VC – объем скважины.
VР = n * l,
где n = 0,15м3/м – норма расхода бурового раствра,
l – длинна интервала.
VC = 0,785*(DC*kк)2*l,
где – DC – диаметр ствола скважины,
kк – коэффициент кавернозности kк = 1,3.
Интервал 0–550:
VР.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м3;
VC.К. = 0,785*(0,2953*1,3)2*550 = 63,3 м3;
VК = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м3.
При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:
VР.ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м3;
VC.ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)2*750 = 86,8 м3;
VЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м3.
Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м3 глинистого раствора определяем по формуле:
где гл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м3;
в – плотность воды, равная 1000 кг/м3;
m – влажность глинопоршка, равная 0,05.
Количество воды для приготовления 1м3 глинистого раствора:
где р – плотность раствора.
Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала:
где Vi – объем i – го интервала.
Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала:
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.
Таблица 2.5
Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка
Интервал бурения, м
|
Плотность бурового раствора, кг/м3
|
Объем раствора, Vi , м3
|
Потребность в глинопорошке
|
Потребность в воде
|
qгл, кг
|
Qгл, кг
|
qв, кг
|
Qв, кг
|
Кондуктор 0-550
|
1120
|
227,5
|
205
|
47*103
|
0,92
|
189
|
Эксплуатационная колонна
|
1100
|
292,7
|
171
|
50*103
|
0,95
|
162
|
Всего
|
|
|
|
97*103
|
|
351
|
Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:
где С1 – концентрация химического реагента в весовых процентах;
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.
2.3 Выбор способа бурения
Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.
Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.
Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:
механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;
облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;
можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;
возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;
улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.
|
