Бурения наклонно направленной скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине «Проектирование разработки нефтяных месторождений»

на тему: «Бурения наклонно направленной скважины »



Содержание рабочего проекта

1. Сводные технико-экономические данные

2. Основание для проектирования

3. Общие сведения

4. Геологическая характеристика

4.1 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза скважины

4.2 Нефтеводоносность по разрезу скважины

4.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

4.4 Исследовательские работы

4.5 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины

5. Конструкция скважины

5.1 Расчет глубины спуска кондуктора

6. Профиль эксплуатационной скважины

7. Буровые растворы

7.1 Общие положения

7.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора

7.3 Обработка бурового раствора

7.4 Контроль параметров бурового раствора

7.5 Очистка бурового раствора

7.6 Требования безопасности при работе с химическими реагентами

7.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения (глубины приведены по вертикали)

8. Углубление скважины

8.1 Режим бурения и особенности технологии бурения эксплуатационной скважины

8.2 Расчет УБТ и СБТ

8.3 Гидравлическая программа промывки скважин

Список литературы



1. Сводные технико-экономические данные

стратиграфический скважина буровой геологический

Таблица 1.1 Основные проектные данные

Наименование данных	Значение
Номер нефтерайона	23Г
Месторождение (площадь)	Мишкинское
Цель бурения	эксплуатация
Назначение скважины	добыча нефти, нагнетание воды для ППД
Способ бурения	роторный, турбинный
Вид скважины	наклонно-направленная
Продуктивные горизонты	Верейский (С2vr, С2b)
Проектный горизонт	Верейский (С2vr)
Проектная глубина, м:
по вертикали	1220
по стволу	1302
Проектное отклонение забоя по кровле пласта, м	400
Максимальная масса, т
- бурильной колонны	41,50
- обсадной колонны	33,20
Металлоемкость, кг/м	47,5
Тип буровой установки	БУ-75 БрЭ (БУ-1600/100 ЭУ)
Класс буровой установки	2
Вид привода	электрический
Тип вышки	мачтовая А-образная, секцион-ная, трубчатая с трехгранным сечением ног
Оснастка талевой системы	4х5
Номер основного комплекта бурового оборудования	22
Установка для испытаний	А-50 или аналогичные с грузо-подъемностью не менее 50 тн
Число объектов испытания в колонне	1 (С2vr)
Проектная скорость бурения, м/ст-месяц	1500
Давление нагнетания воды, кгс/см2	120



Продолжение основных проектных данных

Hаименование	Продолжительность работ, сут.
	Вид строительства
	полный монтаж бурового оборудования	передвижка и монтаж
		15 м
	повторный
Продолжительность цикла строи-тельства скважины при блочном способе монтажа буровой уста-новки, сут.	55,19	42,89
в том числе
вышкомонтажные работы: - монтаж: блочным способом	10,60	3,70
- демонтаж: блочным способом	4,00	-
подготовительные работы к бурению	2,00	0,60
бурение и крепление	26,04	26,04
вышкомонтажные работы А-50	2,10	2,10
испытание-вызов притока 1го объекта в обсаженном стволе	6,10	6,10
спуск насоса:
- ЭЦН*	4,35	4,35
- ШГН (справочно)	3,51	3,51

Теплоснабжение - при бурении от индивидуальной котельной на 2 электрокотла ТАПВУ-71;

- при испытании - ППУ-1200х100

Водоснабжение - на технологические нужды - поверхностный источник;

- на бытовые нужды - привозное

Примечание *В цикл строительства скважины включена продолжительность работ по спуску ЭЦН (как максимальная).



2. Основание для проектирования

1. Технологическая схема разработки Мишкинского месторождения, 1989 г.

2. “Задание на проектирование строительства эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Мишкинском нефтяном месторождении”, утвержденное заместителем генерального директора по производству ОАО “Удмуртнефть” Е.П. Масленниковым 29.02.2008 г.



3. Общие сведения

Таблица 3.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Мишкинское
Год ввода площади в разработку	1973г.
Административное расположение:
- республика	РФ, Удмуртская
- область (край, округ)
- район	Воткинский
Температура воздуха:
- среднегодовая, оС	+12
- наибольшая летняя, оС	+37
- наименьшая зимняя, оС	-40
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,2
Продолжительность отопительного периода, сутки	231
Преобладающее направление ветров	зимой - ЮЗ летом - З
Наибольшая скорость ветра, м/с	21
Многолетнемерзлые породы, м	отсутствуют



4. Геологическая характеристика

4.1 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза скважины

Таблица 4.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности в интервале
от	до
(верх)	(низ)	название	индекс	угол
				град	мин.
1	2	3	4	5	6	7
0	10	Четвертичные отложения	Q	-	-	1,5
10	510	Татарский + Казанский + Уфимский ярусы	P2t + P2kz + P2u	0	30	1,3
510	580	Кунгурский + Артинский ярусы	P1(k+ar)	1	30	1,3
580	720	Сакмарский ярус	P1s	1	30	1,3
720	770	Ассельский ярус	P1a	2	-	1,3
770	840	Гжельский ярус	C3g	2	-	1,2
840	910	Касимовский ярус	C3k	2	30	1,2
910	1010	Мячковский горизонт	C2mc	3	-	1,2
1010	1070	Подольский горизонт	C2pd	3	30	1,2
1070	1120	Каширский горизонт	C2ks	3	30	1,2
1120	1170	Верейский горизонт	C2vr	4	-	1,2
1170	1220	Башкирский ярус	C2b	4	30	1,2

Таблица 4.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
	от	до
	(верх)	(низ)
1	2	3	4
Q	0	10	Глины, пески, песчанистые суглинки.
P2t + P2kz + P2u	10	510	Чередование глин, песчаников и алевролитов.
P1(k+ar)	510	580	Известняки, доломиты и ангидриты.
P1s	580	720	Чередование доломитов, известняков.
P1a	720	770	Переслаивание известняков, доломитов и ангидритов.
C3g + C3k	770	910	Чередование доломитов, известняков и ангидритов
C2mc	910	1010	Переслаивание известняков и доломитов.
C2pd	1010	1070	Переслаивание известняков и доломитов.
C2ks	1070	1120	Переслаивание известняков и доломитов.
C2vr	1120	1170	Известняки, доломиты, глины, аргиллиты, алевролиты.
C2b	1170	1220	Известняки, доломиты и мергели.

Таблица 4.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразде-ления	Интервал, м	Краткое	Плот-	Порис-	Проница-	Гли-	Кар-	Предел	Твер-	Коэф-	Абра-	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
	от (верх)	до (низ)	название горной породы	ность, г/см3	тость, %	емость, дарси	нистость, %	бонат-ность, %	текучес-ти, кгс/мм2	дость, кгс/мм2	фици-ент плас-тичнос-ти	зив-ность (класс)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Q	0	10	пески, глины, суглинки	1,9 2,2 2,0	35 5 10	0,6 0,001 -	7 90 60	1-2 1-2 0	6-17 15 -	- - -	1,1-4,5 -“- -“-	I-II II I-II	М
P2t - P2u	10	510	глины, алевролиты, песчаники	2,2 1,8 2,1	5 10 31	0,001 0,05 0,6	90 13 7	1-2 1-2 1-2	15 21-164 9-213	- 29-182 14-234	1,1-4,5 1,6-4,3 1,1-4,5	II I-IV II-VIII	С
P1- C3k	510	910	известняки, доломиты, ангидриты	2,29	13	0,04	5-7	10	88-273	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т
C2mc - C2ks	910	1120	известняки, доломиты	2,29 2,29	13 13	0,04 0,04	5-7 5-7	10 10	88-273 88-273	93-296 93-296	1,0-1,9 1,0-1,9	V-VI V-VI	Т
C2vr	1120	1170	аргиллиты, известняки, доломиты, глины, алевролиты	2,6 2,29 -“- 2,2 1,8	5-10 13 -“- 5 10	0,001 0,04 -“- 0,001 0,05	100 5-7 -“- 90 13	1-3 10 -“- 1-2 1-2	30-182 88-273 -“- 15 21-164	44-210 93-296 -“- - 29-182	1,8-4,2 1,0-1,9 -“- 1,1-4,5 1,6-4,3	I-III V-VI -“- II I-IV	Т
C2b	1170	1220	известняки, доломиты, мерсели	2,29	13	0,04	5-7	10	88-273	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т

4.2 Нефтеводоносность по разрезу скважины

Таблица 4.4 Нефтеносность

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плот-ность, г/см3	Подвижность, дарси на сантипуаз	Содержание серы, % парафина, %	Дебит, м3/сут.	Плас-товое давле-ние, кгс/см2	Газо-вый фактор, м3/т	Относительная по воздуху плотность газа	Давление насыщения нефти газом, кгс/см2	Динами-ческий уровень в процессе эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважины при экспл., град.
	от	до
	(верх)	(низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
C2vr	1120	1135	порово-трещин.	0,874	0,01	3,03/6,19	до 10	115	16,4	1,32	92	1070	5-15
C2b	1170	1185	-“-	0,8737	0,014	2,63/4,0	до 10	122	15,15	0,97	83		5-15



Таблица 4.5 Водоносность

Индекс стратиг-рафичес-кого подразделения	Интервал, м	Тип кол-лек-тора	Плотность, г/см3	Дебит, м3/сут.	Пластовое давление, кгс/см2	Химический состав (воды), % экв.	Минерали-зация, г/л	Тип воды по Сулину СФН-сульфатонатр., ГКН-гидрокарб, ХМ-хлоромагн, ХК-хлорокальц.	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
	от (верх)	до (низ)					анионы	катионы
							Cl -	SO --4	HCO-3	Na+ (К+)	Mq ++	Са ++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Четвертично-верхнепермский комплекс
Q- P2	0	200	порово-трещин.	1,0	не опр.	0-20	3,2	2,5	94,3	2,5	20,8	76,7	до 1	ГКН	да
P2	200	510	-“-	1,005	не опр.	20-51	56,5	33,0	10,5	95,7	1,6	2,7	нет	ХК	нет
													данных
Каширско-нижнепермский комплекс
P1- C2ks	510	1100	-“-	1,166	не опр.	51-110	95,0	3,0	2,0	78,0	7,0	15,0	243,6	ХК	нет
Верейский комплекс
C2v	1140	1160	-“-	1,170	не опр.	117-120	98,0	1,5	0,5	80,5	17,5	2,0	226,7	ХК	нет
Башкирский комплекс
C2b	1190	1220	порово-трещин..	1,170	не опр.	124-127	9 8,0	1,5	0,5	80,5	17,5	2,0	240,1	ХК	нет



Таблица 4.6 Давление и температура по разрезу скважины (в графах 5 и 11 проставляются условные обозначения источника получения величин: РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент
	от	до	пластового	гидроразрыва	горного	Температура
	(верх)	(низ)	давления	пород	давления	в конце	Источник
			величина кгс/см2 на м	источник получе-ния	величина кгс/см2 на м	источник полу-чения	величина кгс/см2 на м	источник полу-чения	интервала, град. С	получения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q- P2	0	510	0,100	РФЗ	0,146	расчет	0,18	расчет	10,5	РФЗ
P1- C2ks	510	1120	0,100	РФЗ	0,149	расчет	0,18	расчет	23	РФЗ
C2vr	1120	1170	0,103	РФЗ	0,144	расчет	0,18	расчет	23	РФЗ
C2b	1170	1220	0,104	РФЗ	0,151	расчет	0,18	расчет	24	РФЗ

4.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 4.7 Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м	Максималь-ная интенсив-ность поглощения, м3/час	Потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
Р2	10	200	20-30	да	отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Таблица 4.8 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделе-ния	Интервал, м	Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнений, сут.	Интенсивность осыпей и обвалов	Проработка в интервале из-за этого осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
					мощ-ность, м	скорость, м/час
1	2	3	4	5	6	7	8
Q - Р2 C2vr	0 1120	510 1170	0,3 0,5	слабые интенсив-ные	510 40	100-120 -“-	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.

Таблица 4.9 Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического	Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Плотность смеси при проявлении, г/см3	Условия возникновения
подразделения	от (верх)	до (низ)	(вода, нефть, газ)
1	2	3	4	5	6
C2vr	1120	1135	нефть	0,874	Снижение гидростатического давления в скважине из-за:
C2vr	1140	1160	вода	1,170	- недолива жидкости;
C2b	1170	1185	нефть	0,8737	- подъема инструмента с “сальником”;
C2b	1190	1220	вода	1,170	- снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины

Таблица 4.10 Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического	Интервал, м	Репрессия при прихвате,	Условия
подразделения	от (верх)	до (низ)	кгс/см2	возникновения
1	2	3	4	5
Q - Р2 C2vr	0 1120	510 1170	- -	отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
Примечание: Способы ликвидации прихватов и других аварий разрабатываются буровой организацией.

Таблица 4.11 Прочие возможные осложнения

Интервал, м	Вид	Характеристика (параметры)
от (верх)	до (низ)	(название осложнения)	осложнения и условия возникновения
1	2	3	4
1120	1170	сужение ствола скважины	разбухание глин ввиду некачественного бурового раствора

4.4 Исследовательские работы

Таблица 4.12 Отбор керна

Индекс стратиграфического	Интервал, м	Метраж отбора керна, м
подразделения	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4
C2vr	1120	1135	15
C2b	1170	1200	30
			Всего: 45 метров
Примечания
- Интервалы и объем отбора керна уточняются в зависимости от фактического литолого-стратиграфического разреза скважины.
- Отбор керна производится в одной десятой скважине, близкой к вертикальной.
- Шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы Заказчика.

Таблица 4.13 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

	Замеры проводятся в интервале бурения под колонну (глубина по вертикали, м)
	Направление	Кондуктор	Эксплуатационная колонна
Методы исследований	общие	общие	общие	детальные
	исследования	исследования	исследования	исследования
	от 0	от 30	от 500	от 1070
	до 30	до 500	до 1220	до 1220
1	2	3	4	5
	А. Исследования в открытом стволе
1. Геолого-технологические исследования:
1.1. Газовый каротаж	-	-	+	-
1.2. Детально-механический каротаж	+	+	+	-
1.3. Фильтрационный каротаж	+	+	+	-
1.4. Каротаж по давлению	+	+	+	-
2. Стандартный каротаж АМ-0.5 и ПС	+	+	+	+
3. БКЗ зондами А0.4М0.1N	-	-	-	+
А1.0М0.1N	-	-	-	+
А2.0М0.5N	-	-	-	+
А4.0М0.5N	-	-	-	+
N0.5М2.0А	-	-	-	+
4. Резистивиметрия	+	+	+	-
5. Индукционный каротаж (ЭМК)	-	-	-	+
6. Боковой каротаж				+
7. Микрокаротаж	-	-	-	+
8. Боковой микрокаротаж	-	-	-	+
9. Профилеметрия	+	+	+	+
10. Инклинометрия	+	+	+	-
11. Акустический каротаж				+
12. Гамма каротаж	+	+	+	+
13. Нейтронный каротаж	+	+	+	+
14. Гамма-гамма каротаж (ГГК-П)
15. Гамма-каротаж спектром. (ГК-С)	-	-	-
	Б. Исследования в колонне
	0 - 30 м	0 - 500 м	350 - 1220 м
1. Цементометрия колонн приборами: АКЦ, СГДТ	+	+	+
2. Локация муфт	+	+	+
3. Гамма каротаж	+	+	+
4. Нейтронный каротаж (ИНК)	+	+	+
5. Термометрия	+	+	+
Примечания
+ - Промыслово-геофизические исследования проводятся в интервалах бурения, указанных в таблице.
- Промыслово-геофизические исследования проводятся в одной из скважин куста.
Комплекс составлен на основании “Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах” (г.Москва, 1999г.) и “Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах” (г.Москва, 2001 г.).



4.5 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины

Таблица 4.14 Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне

Характеристика объекта (фонтани-рующий, нефонтанирующий)	Индекс стратигра-фического подразде-ления	Интервал залегания объекта испытания, м	Перфорацион-ная среда	Мощность перфорации по стволу, м	Вид перфорации	Типоразмер перфоратора	Количество спусков перфоратора	Количество режи-мов (шту-церов испы-тания)	Способ вызова притока: смена раствора на воду, замена воды на нефть, свабирование т.п.	Сниже-ние давления на пласт при испыта-нии объекта, кгс/см2
			вид	плот-ность, г/см3
		от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
фонтани-рующий	C2vr	1120	1135	KCl	1,13	15	гидроме-ханичес-кая щелевая	ПГМЩ-140/146-1	2	1	замена солевого раствора KCl на воду, свабирование	100
Примечания: - Возможно применение перфораторов типа ПК-105С и ПК-105ДН, если расстояние от подошвы нижнего продуктивного пласта до ВНК более 6 метров (если менее 6 метров - использовать перфоратор ПС-112). Допускается применение других отечественных и зарубежных перфораторов (Schlumberger, Dynamite Nobel, Halliburton и пр.) с характеристиками, соответствующими условиям перфорации, при наличии поставок и согласований с Заказчиком.
- Мощность перфорации, тип перфоратора и другие параметры перфорации уточняются геологическими службами недропользователя по результатам ГИС и других исследований на пробуренной скважине.

5. Конструкция скважины

При разработке конструкции наклонно-направленной скважины учтены следующие особенности геологического строения разреза.

Пластовые давления по разрезу скважины близки к гидростатическим.

Проектный горизонт - Верейский - 1120-1135 м.

По разрезу расположены продуктивные нефтяные пласты в Башкирском горизонте - 1170-1185 м и в Верейском - 1120-1135 м (см. табл. 4.4 проекта).

Разрез осложнен наличием поглощающих горизонтов в верхней перми, осыпями и обвалами при прохождении Верейского горизонта.

Градиент гидроразрыва пород изменяется в пределах 0,144-0,151 кг/см²•м.

Забойная статическая температура + 24єС.

В соответствии с требованиями п.2.2.6.4 и « Правил...» [4] строится совмещенный график пластовых (поровых) давлений, давлений гидроразрыва пород с использованием геологического материала подраздела 4 (см. рис. 5.1).

По совмещенному графику давлений выбираются зоны совместимости условий бурения.

В соответствии с выше изложенным и требований п.6 «Задания на проектирование...» (см. Приложение 1 проекта), с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварийных ситуаций в процессе строительства принимается следующая конструкция скважин (см. рис. 5.2 и табл. 5.1).

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м по вертикали и по стволу и цементируется по всей длине для перекрытия рыхлых и высокопроницаемых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор и обеспечения изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 500 м - по вертикали (530м - по стволу) для перекрытия зон поглощений в карбонатных отложениях, пресноводных пластов, зон смешивания пресных и соленых подземных вод с последующей установкой противовыбросового оборудования на устье перед бурением под эксплуатационную колонну. Цементируется до устья.

Башмак кондуктора устанавливается в плотные породы.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1220 м - по вертикали (1303 м - по стволу) с целью перекрытия Башкирского горизонта на всю толщу и цементируется в одну ступень с перекрытием тампонажным раствором башмака кондуктора на 150 м.

Эксплуатационная колонна обеспечивает разобщение продуктивных горизонтов и изоляцию их от других флюидосодержащих пластов, а также проведение испытаний перспективных объектов и извлечение нефти на поверхность.

Закачка воды в нагнетательных скважинах осуществляется по НКТ с пакером.



5.1 Расчет глубины спуска кондуктора

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.

Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:

где: Р_у- ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см²;

Р_пл- пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см²;

l_кр- глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м;

С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

При бурении под эксплуатационную колонну будут вскрыты нефтеносные пласты С₂vr и С₂b с коэффициентом аномальности пластовых давлений К_а=1,03-1,04.

Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта С₂b (худшие условия): ?кр_.=1170 м, Рпл.^С2b =122 кгс/см², _н=0,874 гс/см³, К_а=1,04.

Ру = 122 - 0,1 х 0,874 х 1170 20 кгс/см².

Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:

Глубина спуска кондуктора в проекте принята 500 м в соответствии с “Заданием на проектирование”.

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:

- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:

Р = 0,146 х 500 = 73 кгс/см²;

внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:

Рв⁵⁰⁰= 122-0,1х0,874х(1170-500) 63 кгс/см².

Запас прочности пород на гидроразрыв:

, что достаточно.

Таблица 5.1 Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал установки	Номинальный диаметр ствола скважины долота), мм	Характеристика трубы	Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м
		колонны, м		изготовление обсадных труб (отечественное, импортное)	номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм	тип соединения (НОРМ, ОТТМ, ОТТГ, ТБО и т.д.)	максим. наружный диаметр соединения, мм
		по вертикали	по стволу
		от (верх)	до (низ)	от (верх	до (низ)
											по верти- кали	по стволу
1	Направление	0	30	0	30	393,7	ГОСТ632-80 323,9	НОРМКБ	351,0	0	0
2	Кондуктор	0	500	0	527	295,3	ТУ39.0147016.40-93	244,5	БТС	269,9	0	0
3	Эксплуата-ционная	0	1220	0	1302	215,9	ТУ39.0147016.40-93	146,1	БТС	166,0	350	365

Примечания: - Шифры обсадных труб:

- НОРМКБ - трубы с короткой треугольной резьбой по ГОСТ 632-80 исполнения Б.

- БТС - трубы с трапецеидальной резьбой “Батресс” по ТУ 39.0147016.40-93 Выксунского МЗ, либо по ТУ 39.0147016.63-96, ТУ 14-157-47-97, ТУ 14-3Р-29-2000 стандарта API Spec 5CT - Таганрогского МЗ, по ТУ 14-161-175-98 Синарского завода.



6. Профиль эксплуатационной скважины

Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн.

В соответствии с задачами и методами эксплуатации скважин и приемистости нагнетания воды, а также в соответствии с п. 6 Задания на проектирование и согласования специалистов ОАО “Удмуртнефть” на стадии разработки в проекте принят для проектирования профиль с отходом на кровлю пласта С₂vr - 400 м (см. рис. 6.1, табл. 6.1, 6.2).

При строительстве на каждую конкретную скважину разрабатывается индивидуальный профиль в зависимости от горно-геологических условий, назначение и других поставленных задач скважины.

С учетом особенностей геологического разреза месторождения и технических средств бурения проектный профиль включает четыре интервала, из них один вертикальный, один интервал увеличения зенитного угла, один интервал стабилизации и один участок падения зенитного угла.

Вертикальный участок - 0-50 м.

На участке увеличения с интенсивностью 1⁰ на 10м на глубине 292,1м набирается зенитный угол 25⁰. Радиус искривления при этом составляет 382 м.

Участок стабилизации - 292,1-835,9 м - по вертикали (300-900м - по стволу) бурится с зенитным углом 25⁰.

Участок падения зенитного угла с 25^о до 10^о бурится до проектного забоя в интервале 835,9-1220м - по вертикали (900-1303 м - по стволу) с интенсивностью 0,5^о на 10м с целью выхода на точку входа в продуктивный пласт С₂vr с общим отходом 400м.

Ориентирование отклонителя и контроль за траекторией ствола скважины производится по принятой отечественной технологии.

Результаты расчета проектного профиля приведены в таблицах 6.1; 6.2 проекта.

Компоновки низа бурильной колонны приведены в таблице 8.2.

Таблица 6.1. Исходные данные для расчета четырехинтервального профиля наклонно-направленной эксплуатационной скважины на Мишкинском месторождении со средним отклонением забоя по кровле пласта С₂vr - 400м

Наименование параметра	Единица измерения	Величина
1	2	3
Глубина по вертикали:	м
- забуривания наклонного ствола		50
- начала интервала стабилизации зенитного угла		292,1
- начала участка падения зенитного угла		835,9
- глубина возможной установки ЭЦН		1070
- кровли пласта		1120
Отклонение забоя:
- на точку входа в пласт		400
- максимальное отклонение забоя		437
Проектные:
- радиус/интенсивность участка набора зенитного угла	м/град на10 м	382/1
- радиус/интенсивность на участке падения зенитного угла	м/град на 10м	3820/0,5
Максимально допустимая интенсивность изменения:
- зенитного угла в интервалах:
увеличения угла	град/10 м	1,5
работы погружных насосов	град/100 м	1,5
- пространственного угла в интервалах:
увеличения угла	град/10 м	2,0
работы погружных насосов	град/100 м	1,5

Таблица 6.2 Параметры проектного четырехинтервального профиля ствола эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Мишкинском месторождении со средним отходом на кровлю пласта С₂vr - 400 м

Номер интервала	Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали, м	Зенитный угол, град.	Интенсивность искривления, град/10 м	Горизонтальное отклонение, м	Длина по стволу, м
			в начале интервала	в конце интервала
	от (верх)	до (низ)					за интервал	общее	интервала	общая
1	0	50	50	0	0	-	0	0	50	50
2	50	292,1	242,1	0	25	1	53,7	53,7	250,0	300
3	292,1	835,9	585,4	25	25	-	253,6	307,3	600	900
кр 4	835,9	1120	284,1	25	11	0,5	96	403,3	301	1201
Пл С2vr 5	1120	1220	100,0	11	10	0,5	18,3	421,6	102	1303
Примечания: - Начало интервала набора зенитного угла, глубина окончания интервала стабилизации и другие параметры кривизны для каждой скважины, бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответствии с требованиями РД 39-2-810-83 “Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин”. М., ВНИИБТ, 1983 г., РД 39-0148070-6.027-86 "Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири" и изменения №1 утвержденного 11.01.1990г., с учетом конкретных геолого-технических условий бурения.
- Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необходимо производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с “Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин”, Москва, 1997г. (АООТ “ВНИИТнефть”).



7. Буровые растворы

7.1 Общие положения

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны, с точки зрения охраны окружающей среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы.

С учетом вышесказанного при бурении эксплуатационных скважин на Мишкинском месторождении для обработки бурового раствора предусмотрено применение малоопасных химических реагентов.

В соответствии с техническим заданием и с учетом опыта бурения скважин в аналогичных горно-геологических условиях разбуривание интервалов под направление и кондуктор предусмотрено с использованием пресного естественного раствора с обработкой хим.реагентами с глубины 250 м, под эксплуатационную колонну - минерализованного раствора с переходом за 50м до вскрытия продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор.

Рецептура бурового раствора, нормы расхода материалов и реагентов, а также технологические показатели бурового раствора по интервалам бурения сведены в регламент. Потребное количество реагентов и материалов для строительства скважин приведено в таблицах 7.4 и 7.5.

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием отечественного и импортного оборудования (табл. 7.3) и амбара для сбора отходов бурения скважины.



7.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора

1. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600, КМЦ-700 и КМЦ-800. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%, хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается.

Основное назначение КМЦ - снижение показателя фильтрации буровых растворов на водной основе, при этом повышается вязкость и структурные характеристики пресных растворов, а в растворах, минерализованных NaCl, наблюдается стабилизационное разжижение. КМЦ неустойчив к действию поливалентных катионов металлов, особенно Mg⁺⁺. Термоокислительная деструкция полимера начинается при t=130С, а использование ее в сочетании с модифицированными лигносульфонатами или специальными антиоксидантами позволяет повысить температурный предел применения КМЦ до 180^оС, а совместно с ГКЖ - до 180-200^оС (для пресных растворов).

КМЦ совместима практически со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов, причем с рядом реагентов (КССБ, гипан, ГКЖ, крахмал, полиэтиленоксид) образует так называемые комплексные реагенты, в результате повышается эффективность их применения. Несовместима КМЦ с хроматами из-за их высокой окислительной способности.

КМЦ эффективна при рН 6-9, обычно применяется в области рН 8-9. При избытке щелочи происходит свертывание молекул полимера и его деструкция, в кислых средах осаждается целлюлозогликолевая кислота.

Рекомендуемая концентрация КМЦ в пресных растворах - до 0,5%.

Приготовление водного 1-5%-го раствора КМЦ на буровой производится в гидромешалке и глиномешалке, которая заполняется на ²/₃ водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема и дополнительно перемешивается 20-30 минут. Для обработки бурового раствора обычно используется 1%-ый раствор КМЦ (40 кг реагента на глиномешалку).

Возможно затворение КМЦ в дополнительной емкости (25-50 кг на 10м³ воды) через воронку со скоростью 20-30 минут и перемешиванием в течение 20-30 минут.

В настоящее время производятся различные торговые марки КМЦ как в нашей стране (Камцел, КМЦ-Н, КМЦ-700 “Экстра” и др.), так и за рубежом (Tylose, Fin-Fix и др.), свойства которых определяются соответствующими ТУ и сертификатами. Например, Камцел-3 соответствует, по данным ТУ, марки КМЦ 85/800. Приготовление и применение для обработки раствора аналогичны марки КМЦ-600.

2 Кальцинированная сода (Na₂CO₃) - мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2,5 г/см³ с содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе (основное назначение), а также для снижения жесткости воды, для регулирования рН бурового раствора. Вызывает рост набухания глины (при концентрации до 1%). Для обработки бурового раствора применяется в виде водных растворов 5-10%-ой концентрации.

Для приготовления водного раствора Na₂CO₃ используется глиномешалка, гидромешалка или специальная емкость для химреагентов, которые вводят в емкость через воронку.

Готовят раствор из расчета 50 кг на 1 м³ технической воды, причем первоначально набирается ²/₃ требуемого объема воды, затем постепенно вводится Na₂CO₃ за время 15-20 минут, доливается вода до требуемого объема и дополнительно перемешивается 10-15 минут.

3 Реамил, Амилор - крахмальные реагенты для обработки бурового раствора. Представляют собой порошкообразный материал белого или желтого цвета, массовая доля влаги не более 12. Применяются как реагенты-стабилизаторы для обработки буровых растворов на водной основе, в том числе минерализованных полимерных растворов.

4 Мел, известняк - осадочные породы, состоящие в основном из кальцита (CaCO₃), имеют плотность порядка 2,7 г/см³. Мел - мелкодисперсный порошок белого цвета без запаха, плотностью 2,7-2,72 г/см³.

Применяется в качестве утяжеляющего и кольматирующего агента в буровом растворе, в том числе в биополимерном. Карбонатные утяжелители разлагаются соляной кислотой.

Выпускается мел молотый марок ММС.

5 Мраморная крошка - представляет собой фракционный порошкообразный карбонат кальция плотностью порядка 2,7 г/см³, производится из мрамора, отличается высокой стойкостью к механическому разрушению. Применяется для кольматации приствольной части продуктивного горизонта и утяжеления буровых растворов при первичном и вторичном вскрытии продуктивного пласта, заканчивании и подземном ремонте скважин. Рекомендуется, в частности для утяжеления биополимерных растворов, инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭР-ДФ). Выпускается мрамор молотый согласно ТУ 5716-005-49119346-01 марок М-1, М-2, М-3 (фракции 40 мкм, 60 мкм и 100 мкм соответственно), а также порошок микронизированный мраморный по ТУ 5716-006-49119346-01, марок ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 (фракции 15-20 мкм, 15-20 мкм, 10 мкм 5 мкм соответственно). Массовая доля остатка на сетке (N 0045) не более 2%, 1%, 0,5% и 0,1% для марок ПММ-2, ПММ-1, ПММ-0,5 и ПММ-0,1 соответственно, массовая доля воды и летучих веществ не более 0,5% , массовая доля растворимых в воде веществ не более 0,3-0,4 %, массовая доля карбоната кальция не менее 97%.

УМС - универсальный мраморный состав, выпускается в виде порошка, мраморный муки, массовая доля CaCO₃ не менее 98,5% водорастворимых солей не более 0,3%, влаги не более 0,5%, рН водной суспензии 8-9.

ККУ - карбонатный кольматант - утяжелитель, выпускается нескольких марок.

Мраморная крошка производится из мрамора, обладающего высокой стойкостью к механическому разрушению, поэтому он не диспергируется, в отличии от других форм карбоната кальция, и не приводит к увеличению вязкости буровых растворов. Растворяется в соляной кислоте, содержание оксида, нерастворимого в HCl - до 0,2%.

Выпускается мраморная крошка и других торговых марок (ИККАРБ и др.), поставляются импортные продукты - Lo-Wate, Baracarb и др.

6 Хлористый кальций (CaCl₂) - бесцветное кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде. Размер частиц CaCl₂, выпускаемого в виде чешуек и гранул, не должен превышать 10 мм. Выпускается трех марок: жидкий 28-30%-ой концентрации, кальцинированный (CaCl₂)2H₂O - кристаллогидрат) и плавленый (CaCl₂ - порошкообразный продукт, хорошо растворим в воде с выделением тепла). В бурении применяется для приготовления ингибированных хлоркальциевых растворов, для приготовления водной фазы инвертных эмульсионных растворов.

7 Для приготовления буровых растворов применяются глинопорошки, которые выпускаются нескольких видов - бентонитовый (ПБ)и бентонитовый модифицированный (ПБМ), палыгорскитовый (ПП), каолин-гидрослюдистый (ПКГ). Наибольший выход бурового раствора достигается при использовании глинопорошка ПБМ для приготовления пресного бурового раствора. Глинопорошок ПБ применяется для приготовления всех типов буровых растворов.

Палыгорскитовый глинопорошок (ПП) - глинопорошок на основе минерала палыгорскита, представляющего собой водный алюмосиликат магния, кристаллическая структура которого образуется цеолитоподобные каналы. ПП применяется как структурообразователь в соленасыщенных системах в следствие одинаковой способности материала набухать в пресной и минерализованной (по NaCl) до насыщения средах.

Глинопорошок ПКГ применяется при необходимости получения растворов с большой плотностью без добавок утяжелителя, могут применятся как структурообразователи соленасыщенных растворов. Самый малый выход раствора дают глинопорошки марок ПБ-Н, ПП-Н и ПКГ-Н (менее 4-5 м³/т). На месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”, используется модифицированный глинопорошок ПГ КМ.

Для приготовления растворов из глинопорошков используются БПР, гидромешалки, глиномешалки, ФСМ, диспергаторы различных типов, цементировочные агрегаты в сочетании с цементосмесительными машинами

8 СМАД - смесь окисленного петролатума с дизельным топливом в соотношении 0,4:0,6. Представляет собой жидкость темно-коричневого цвета, кислотное число в мг КOH на 1г продукта не менее 20, условная вязкость при 50^оС в градусах, не более 34, температура застывания не выше 0^оС, температура вспышки не ниже 65^оС.

Используется в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе, в качестве загустителя и структурообразователя в химически обработанных соленасыщенных буровых растворах, в качестве ингибитора щелочной коррозии, а также в инертных эмульсионных растворах в качестве многофункционального компонента. Ввод СМАД производят в циркулирующий буровой раствор равномерно по циклу с помощью любого перемешивающего устройства (гидросмеситель и др.). СМАД совместим со всеми реагентами, применяемыми для обработки буровых растворов. Реагент ограниченно устойчив к действию двухвалентных катионов (Са, Mq).

Выпускается смазочная добавка СМАД-АСН, более устойчивая к действию двухвалентных катионов.

9 Бактерицид ЛПЭ-32 - жидкость от желтовато-оранжевого до бордового цвета, неограниченно растворимая в воде. Получают бактерициды типа ЛПЭ взаимодействием гексаметилентетраамина с хлорпроизводными ненасыщенных углеводородов С₃-С₄, рН=6-8, температура застывания не более - 25С. Обеспечивает полное подавление роста сульфатвосстанавливающих бактерий, подавляет анаэробные бактерии, сине-зеленые водоросли и микроскопические грибы в нефтепромысловых водах, применяется также для повышения нефтеотдачи пластов, в качестве добавки к нефтевытесняющим агентам (ПАВ, полимеры и композиции на их основе), как компонент бурового раствора для предотвращения биодеструкции компонентов раствора, обладает сероводородо-нейтрализирующей способностью.

10 Гаммаксан - биополимер, применяется как структурообразователь в буровом растворе при бурении и капитальном ремонте скважин, а также для изоляции высокообводнившихся пропластков. В рецептурах биополимерных растворов обеспечивает им псевдопластические свойства, уменьшает радиус проникновения фильтрата в призабойную зону пласта. Выпускается в виде порошка от белого до светло-кремового цвета, рН 1%-го водного раствора 6-8, насыпная плотность 600-900 г/л. Вязкость водного раствора биополимера зависит от марки (Гаммаксан, Гаммаксан MV; Гаммаксан HV, Гаммаксан F), легко диспергируется в холодной воде.

11 Реапен -1408 - пеногаситель для буровых растворов, представляет собой опалесцирующую жидкость темного цвета со слабым запахом. При долгом хранении может расслаиваться. Плотность 0,87 г/см³. Реагент имеет нейтральное значение рН~ 7,0. Реагент не содержит низкокипящих, огнеопасных компонентов с высоким давлением паров. Температура вспышки не менее 70 ^оС. Реагент при температуре менее -15^оС загустевает, при повышении температуры восстанавливает исходную текучесть. Для восстановления однородных свойств по всему объему реагент следует перемешать.

Кроме пеногасящих свойств обладает смазывающим действием, особенно в сочетании со смазывающими добавками. Применяется обычно в концентрации 0,3-0,5% от объема бурового раствора.

12 Конденсированная сульфитспиртовая барда - продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства, выпускается четырех марок: КССБ, КССБ-1, КССБ-2, и КССБ-4. Все марки представляют собой порошкообразные материалы с растворимостью в воде не менее 90% и влажность не более 10%, темно-коричневого цвета, рН 1%-ых водных растворов 7-9 (для КССБ-4 - 6-6,5).

Основное назначение КССБ - регулирование фильтрационных, структурно-механических и реологических свойств буровых растворов. КССБ снижает набухание негидратированных глин. Наиболее эффективно применение этого реагента при рН раствора 9,5-10,5. Для обработки пресных растворов применяется марка КССБ (при температурах до 150С).

Недостатком КССБ является пенообразующая способность (особенно при больших добавках - более 4%). Применение ГКЖ способствует гашению пены, образование которой вызвано использованием КССБ.

КССБ вводят в циркулирующий буровой раствор в виде водного раствора 20-30%-ой концентрации или в сухом виде, в этом случае необходимо обеспечить хорошее перемешивание раствора. Технология приготовления водного раствора КССБ аналогично приготовлению КМЦ.

Краткая характеристика применяемых реагентов и материалов приведена в таблице 7.1.

На применение химических реагентов Заказчиком должно быть получено разрешение Ростехнадзора в соответствии с РД 153-39-026-97 “Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли” (письмо № 10-01/602 от 14.06.2002 г., Госгортехнадзора России).

7.3 Обработка бурового раствора

При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые четвертичные отложения (0-10 м) и татарский, Казанский и Уфимский ярусы (10-510 м), которые представлены чередованием глин, песчаников и алевролитов. Отмечаются осыпи и обвалы стенок скважины, поглощение бурового раствора (вплоть до полного).

По технологии ОАО “Удмуртнефть” бурение под направление и кондуктор до глубины 250м ведется на пресной глинистой суспензии, для приготовления которой используется глинопорошок ПГКМ. В процессе бурения раствор нарабатывается при прохождении глинистых пород.

Глинистый раствор готовится из глинопорошка на буровой площадке с помощью блока приготовления раствора (БПР) или агрегата ЦА-320 и смесителя СМН-20 и закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. В процессе циркуляции бурового раствора глинопорошок вводится в раствор через гидромешалку (глиномешалку), с глубины 250м раствор обрабатывается химическими реагентами. В качестве стабилизатора раствора используется КМЦ (КМЦ-700 “Экстра”), КССБ совместно с пеногасителем (Реапен), которые вводятся в раствор через приемную емкость буровых насосов. Для предотвращения поглащений бурового раствора при бурении под кондуктор, в раствор может быть введен наполнитель (например, целлотон в количестве 1% от объема раствора).

Проектом предусмотрено бурение под направление и кондуктор на растворе плотностью 1,10-1,16 г/см³.

Раствор после окончания бурения под кондуктор собирается в емкости и используется при бурении следующих скважин куста либо утилизируется по технологии, указанной в разделе 3.6.2 книги 2 проекта.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну сложен преимущественно известняками и доломитами, присутствуют также ангидриты, мергели, аргиллиты. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, поглощение раствора (интервал 1120-1170 м). Воды Каширско-Нижнепермского и Башкирского комплексов высокоминерализованны (243 г/л), хлоркальциевого типа.

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4], требованиями к буровому раствору - обеспечение эффективности вскрытия продуктивного пласта, безаварийной проводки скважин и малой экологической опасности раствора для окружающей природной среды.

Проектом предусматривается (в соответствии с технологией, принятой в ОАО “Удмуртнефть”) бурение из-под кондуктора на минерализованной воде плотностью 1,12-1,14 г/см³ (согласно ПБНиГП) с переходом за 50м до продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор (МК БПР) плотностью 1,15 г/см³ (К_а - 1,04 в интервале 1170-1220 м).

Минерализованная техническая вода для бурения из-под кондуктора готовится путем смешения пластовой воды (=1,17-1,18 г/см³) с пресной технической водой. Для получения минерализованной воды плотностью 1,12 г/см³ требуется на 1 м³ пластовой воды (=1,18 г/см³) 0,5 м³ пресной технической воды, для получения минерализованной воды плотностью 1,14 г/см³ - 0,286 м³ пресной воды.

Минерализованный крахмально-биополимерный раствор применяется при строительстве скважин на месторождениях, разбуриваемых ОАО “Удмуртнефть”.

Раствор готовится на пресной технической воде, в ней растворяется CaCl₂, который обеспечивает ингибирующие свойства системы, повышение плотности, способствует клейстеризации модифицированного крахмала (Реамил, Амилор), основным назначением которого является снижение водоотдачи, регулирование условной вязкости бурового раствора и увеличение вязкости его фильтрата. Биополимер Гаммаксан выполняет роль структурообразователя, понизителя фильтрации, регулятора реологических свойств раствора. СМАД-АСН - является смазочной добавкой к буровому раствору, а за счет содержащихся в реагенте ПАВ повышает качество вскрытия продуктивных пластов. В качестве пеногасителя используется Реапен-1408, бактерицида - ЛПЭ-32, кольматирующей и утяжеляющей добавки CaCО₃. Плотность раствора 1,15 г/см³ обеспечивается использованием CaCl₂ и CaCО₃.

Раствор готовится по технологии Заказчика на кустовой площадке. После окончания бурения скважины раствор подвергается очистке, обработке бактерицидом и хранится в запасных емкостях для использования при бурении следующих скважин, также как минерализованный раствор, на котором производится бурение интервала из-под кондуктора до перехода на МКБПР (после очистки его от выбуренной породы). При экономической нецелесообразности транспортировки раствора на новую буровую площадку он утилизируется по технологии.

МКБПР может быть приготовлен на основе пластовой воды. Вместо крахмальных реагентов Реамил, Амилор может использоваться модифицированный крахмал РК-Фито или МК-3, вместо биополимера Гаммаксан - биополимер К.К.Робус, вместо СМАД-АСН - смазочная добавка Сонбур-1103, вместо пеногасителя Реапен - Пента, бактерицида ЛПЭ-32 - Азимут-14, препарат Биоцид БТ. В качестве кольматирующей и утяжеляющей добавки к раствору возможно применение различных марок мраморной крошки. Могут использоваться и другие реагенты, если они малоопасны для окружающей среды, эффективны для обработки бурового раствора и вскрытия продуктивного пласта.

После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная цементом, сбрасывается в амбар.

Рецептуры обработки бурового раствора предложены Заказчиком.

В качестве резервного варианта при бурении применяют другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта.

7.4 Контроль параметров бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД [29] с помощью серийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные - плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров - с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора - с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе - отстойник ОМ-2, стабильности раствора - цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД [29] с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика [29], в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора РД [29] рекомендует использование установки УСР-1.

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены в РД [29]. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в регламенте (см. табл.7.2).

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения - через 1 час., в осложненных условиях - через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости - через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора - через 1-1,5 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.