Проектирование наклонно-направленной скважины на Киенгопском месторождении. Применение расширяющихся тампонажных материалов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Удмуртский государственный университет»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Выпускная квалификационная работа

На тему: «Проектирование наклонно-направленной скважины на Киенгопском месторождении. Применение расширяющихся тампонажных материалов»

Ижевск - 2017



ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

БР - буровой раствор;

БУ - буровая установка;

ВЗД - винтовой забойный двигатель;

КНБК - компоновка низа буровой колонны;

МЗ - муфтовый замок;

НЗ - ниппельный замок;

ОК - обсадная колонна;

ПЛА - план ликвидации аварии;

ПЦТ - портландцемент, тампонажный;

СБТ - стальная бурильная труба;

УБТ - утяжеленная бурильная труба;

ПАА - полиакриламид;

ВМС - высокомолекулярные соединения;

ПВС - поливиниловый спирт;

ОЭЦ-оксиэтилцеллюлоза.



ВВЕДЕНИЕ

тампонажный бурение скважина крепь

Формирование хозяйства в Российской Федерации в значительном находится в зависимости с капиталом и темпов увеличения целой индустрии государства. Топливно-энергетическая отрасль считается главной основой никак не простой промышленности. Более большие поставщики с целью хозяйства - штанговая и газовая индустрия.

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается применение расширяющегося тампонажного материала при бурении скважины Киенгопского месторождения. В состав расширяющегося тампонажного материала входит расширяющая добавка «СИГБ». Имея интервалы предполагаемых водоперетоков, расширяющийся тампонажный материал позволяет создать надежную, герметичную и долговечную крепь с целью исключения межпластовых перетоков.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Таблица 1.1.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Киенгопское
Год ввода площади в разработку	1970 г.
Административное расположение:
- республика	РФ, Удмуртская
- область (край, округ)
- район	Якшур-Бодьинский
Температура воздуха:
- среднегодовая, оС	+2
- наибольшая летняя, оС	+33
- наименьшая зимняя, оС	-40
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,6
Продолжительность отопительного периода, сутки	223
Преобладающее направление ветров	зимой - ЮЗ летом - З
Наибольшая скорость ветра, м/с	25
Многолетнемерзлые породы, м	отсутствуют

Таблица 1.1.2 Сведения о площадке строительства буровой

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности	Холмистый, расчлененный речной сетью
Состояние местности	Залесенная
Толщины:
- снежного покрова, см	60
- почвенного слоя, см	20
Растительный покров	Хвойные леса
Категория грунта	Суглинки, пески, глины, супеси



1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза скважины

Таблица 1.2.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент Каверноз-ности 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	530	Татарский + Казанский + Уфимский ярусы	P2t + P2kz + P2u	0	30	1,3
530	605	Кунгурский + Артинский ярусы	P1(k+ar)	1	30	1,3
605	755	Сакмарский ярус	P1s	1	30	1,3
755	800	Ассельский ярус	P1a	2	-	1,3
800	880	Гжельский горизонт	C3g	2	-	1,2
880	940	Касимовский горизонт	C3k	2	30	1,2
940	1040	Мячковский горизонт	C2mc	3	-	1,2
1040	1120	Подольский горизонт	C2pd	3	30	1,2
1120	1180	Каширский горизонт	C2ks	3	30	1,2
1180	1220	Верейский горизонт	C2vr	4	-	1,2
1220	1300	Башкирский ярус	C2b	4	30	1,2

Таблица 1.2.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфии-ческого 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	530	Чередование глин, песчаников и алевролитов.
P1(k+ar)	530	605	Известняки, доломиты и ангидриты.
P1s	605	755	Чередование доломитов, известняков.
P1a	755	800	Переслаивание известняков, доломитов и ангидритов.
C3g + C3k	800	940	Чередование доломитов, известняков и ангидритов
C2mc	940	1040	Переслаивание известняков и доломитов.
C2pd	1040	1120	Переслаивание известняков и доломитов.
C2ks	1120	1180	Переслаивание известняков и доломитов.
C2vr	1180	1220	Известняки, доломиты, глины, аргиллиты, алевролиты.
C2b	1220	1300	Известняки, доломиты и мергели.

Таблица 1.2.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфическо-го под-разделе-ния	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плот- ность, г/см3	Порис- тость, %	Проница- емость, дарси	Гли- нис-тость, %	Кар- бонат-ность, %	Предел теку-чести, кгс/мм2	Твер- дость, кгс/мм2	Коэф- фици-ент плас-тич-ности	Абра- зив-ность (класс)	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
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
P2	10	530	глины, алеврол. 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	530	800	известняки, доломиты	2,29	13	0,04	5-7	10	88-273	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т
С3g- C2ks	800	1180	известняки, доломиты	2,29	13	0,04	5-7	10	88-273	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т
C2vr	1180	1220	глины алевролиты аргиллиты, известняки, доломиты	2,2 1,8 2,6 2,29 -“-	5 10 5-10 13 -“-	0,001 0,05 0,001 0,04 -“-	90 13 100 5-7 -“-	1-2 1-2 1-3 10 -“-	15 21-164 30-182 88-273 -“-	- 29-182 44-210 93-296 -“-	1,1-4,5 1,6-4,3 1,8-4,2 1,0-1,9 -“-	II I-IV I-III V-VI -“-	Т
C2b	1220	1300	известняки, доломиты	2,29	13	0,04	5-7	10	88-273	93-296	1,0-1,9	V-VI	Т

1.3 Нефтеводоносность по разрезу скважины

Таблица 1.3.1 Нефтеносность

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Тип коллек-тора	Плот- ность, г/см3	Под- виж- ность, дарси на сан-типуаз	Содер- жание серы, % парафина, %	Дебит, м3/сут.	Плас- товое давле- ние, кгс/см2	Газо- вый фактор, м3/т	Содержа-ние серо-водорода, % по объ-ему	Динами- ческий уровень в процессе эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважины при экспл. град.
	от верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
C2vr	1214	1218	поровый	0,886	0,006	2,3/5,6	до 5	113	20,46	-		5-15
C2b	1230	1260	порово-трещин.	0,877	0,016	3,0/3,6	до 10	125	22,08	0,3	1200	5-15



Таблица 1.3.2 Газоносность

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Относитель-ная по воздуху плотность газа	Пластовое давление, кгс/см2
	от (верх)	до (низ)
C2vr	1210	1214	поров.	н/д	113
C2b	1225	1230	порово-трещин.	н/д	124

Таблица 1.3.3 Водоносность

Индекс стратиг-рафичес-кого под-разде-ления	Интервал, м	Тип кол-лек-тора	Плот-ность, г/см3	Дебит, м3/сут.	Пластовое давление, кгс/см2	Химический состав (воды), % экв.	Мине-рали-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	150	порово-трещин.	1,0	не опр.	0-15	3,2	2,5	94,3	2,5	20,8	76,7	до 1	ГКН	да
P2	150	530	-“-	1,005	не опр.	15-53	56,5	33,0	10,5	95,7	1,6	2,7	н/д	ХК	нет
Каширско-нижнепермский комплекс
P1- C2ks	530	1180	-“-	1,177	не опр.	53-118	99,6	0,3	0,1	76,4	5,6	18,0	243,6	ХК	нет
Башкирский комплекс
C2b	1265	1300	порово-трещин. и кавернозн	1,170	не опр.	129-133	99,5	0,4	0,1	79,4	15,6	5,0	243,3	ХК	нет

1.4 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 1.4.4 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент	Температура в конце интервала, град. С	Источник получения
	от (верх)	до (низ)	пластового давления	гидроразрыва пород	горного давления
			величина кгс/см2 на м	источник получе-ния	величина кгс/см2 на м	источник полу-чения	величина кгс/см2 на м	источник полу-чения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q- P2	0	530	0,100	РФЗ	0,146	расчет	0,18	расчет	10	РФЗ
P1- C2ks	530	1180	0,100	РФЗ	0,149	расчет	0,18	расчет	23	РФЗ
C2vr	1180	1220	0,093	РФЗ	0,144	расчет	0,18	расчет	24	РФЗ
C2b	1220	1300	0,102	РФЗ	0,151	расчет	0,18	расчет	28	РФЗ



1.5 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.5.1 Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфичес-кого подраз-деления	Интервал, м	Максималь-ная интен-сивность 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 1.5.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразде-ления	Интервал, м	Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнений, сут.	Интенсив-ность осыпей и обвалов	Проработка в интервале из-за этого осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
					мощность, м	скорость, м/час
Q - Р2 C2vr	0 1180	530 1220	0,3 0,5	слабые интенсивные	530 40	100-120 -“-	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, орга-низационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), несоблюдение пара-метров бурового раствора, в т.ч. плот-ности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.

Таблица 1.5.3 Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического	Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения
подразделения	от (верх)	до (низ)	(вода, нефть, газ)
C2vr	1210	1214	газ	Снижение гидростатического давления в скважине из-за:
C2vr	1214	1218	нефть	- недолива жидкости;
C2b	1225	1230	газ	- подъема инструмента с “сальником”;
C2b	1230	1260	нефть	- снижение плотности жидкости, заполняющей скважину
C2b	1265	1300	вода	ниже допустимой величины
C2b	1225	1230	газ	- подъема инструмента с “сальником”;
C2b	1230	1260	нефть	- снижение плотности жидкости, заполняющей скважину
C2b	1265	1300	вода	ниже допустимой величины

Таблица 1.5.4 Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического	Интервал, м	Репрессия при прихвате,	Условия
подразделения	от (верх)	до (низ)	кгс/см2	возникновения
Q - Р2 C2vr	0 1180	530 1220	- -	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

Таблица 1.5.5 Прочие возможные осложнения

Интервал, м	Вид	Характеристика (параметры)
от (верх)	до (низ)	(название осложнения)	осложнения и условия возникновения
1	2	3	4
1180	1220	сужение ствола сква-жины	разбухание глин ввиду некачествен-ного бурового раствора

1.6 Исследовательские работы

Таблица 1.6.1 Отбор керна

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Метраж отбора керна, м
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4
C2b	1230	1270	40
			Всего: 40 метров

Таблица 1.6.2 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

Методы исследований	Замеры проводятся в интервале бурения под колонну (глубина по вертикали, м)
	Направление	Кондуктор	Эксплуатационная колонна
	общие	общие	общие	детальные
	исследования	исследования	исследования	исследования
	от 0	от 30	от 500	от 1160
	до 30	до 500	до 1300	до 1300
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	+	+	+	+
Продолжение таблицы 1.5.2
1	2	3	4	5
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	0 - 1300м
1 Цементометрия колонн приборами: АКЦ, СГДТ	+	+	+
2 Локация муфт	+	+	+
3 Гамма каротаж	+	+	+
4 Нейтронный каротаж (ИНК)	+	+	+
5 Термометрия	+	+	+

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Конструкция скважины

При разработке конструкции наклонно - направленной скважины учтены

следующие особенности геологического строения разреза.

Пластовые давления по разрезу скважины близки к гидростатическим.

Нефтенасыщенные горизонты Башкирский ярус и Верейский горизонт залегают в интервалах: 1230-1260 м, 1214-1218 м соответственно.

Газоносные пласты залегают в интервалах: 1210 - 1214 м, 1225 - 1230 м

Башкирского яруса и Верейского горизонта.

Проектный нефтенасыщенный объект - Башкирский ярус (С₂b) - 1230-1260 м.

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 + 28єС.

В соответствии с требованиями и правил [3] строится совмещенный график пластовых (поровых) давлений, давлений гидроразрыва пород с использованием геологического материала

Скважина наклонно-направленная.

Глубина скважины по вертикали - 1300 м.

По совмещенному графику давлений выбираются зоны совместимости условий бурения.

В соответствии с выше изложенным и требований [6], с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварийных ситуаций в процессе строительства принимается следующая конструкция скважин.

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м 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 (511 м - по стволу), с установкой башмака в плотные глины Уфимского яруса. Глубина спуска кондуктора выбрана в соответствии с [6] из совместимости условий бурения, в том числе:

- перекрытия зон поглощений в карбонатных отложениях, пресноводных пластов, зон смешивания пресных и соленых подземных вод;

- установки ПВО для безопасного вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении под эксплуатационную колонну;

- предупреждение гидроразрыва пород у его башмака при возможном нефтегазопроявлении и его ликвидации при закрытии ПВО

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1300 м - по вертикали (1342 м - по стволу) с целью перекрытия башкирского яруса 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.

Таблица 2.1.1 Конструкция скважины

Номер колон- ны в поряд- ке спуска		Интервал установки	Номи- нальный диаметр ствола скважи- ны доло- та), мм	Характеристика трубы	Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонаж- ного раствора за колонной, м
		колонны, м		изготовле- ние обсад- ных труб (отечест- венное, импортное)	номиналь-	тип соеди-	максим.
	Название колонны	по вертикали	по стволу			ный на-	нения	наруж-
		от (верх)	до (низ)	от (верх	до (низ)			ружный	(НОРМ,	ный
								диаметр	ОТТМ,	диаметр
								обсадных труб, мм	ОТТГ, ТБО и т.д.)	соедине ния, мм	по вертикали	по стволу
1	Направление	0	30	0	30	393,7	ГОСТ632-80 323,9	НОРМКБ	351,0	0	0	1
2	Кондуктор	0	500	0	511	295,3	ТУ39.014701 2.4.40-93 ТУ39.014701 2.4.63--96; ТУ 14-3Р-29-2000	244,5	БТС	269,9	0	0
3	Эксплуатационная	0	1300	0	1342	215,9	ТУ39.014701 2.4.40-93 ТУ 14-157-47-97; ТУ39.014701 2.4.63--96; API Spec 5CT;	146,1	БТС	166,0	350	364

Рис. 2.1.1 Конструкция эксплутационных наклонно-направленных скважин на Киенгопском месторождении со средним отклонение забоя по кровле пласта С2b - 300 м

2.1.1 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 илипромежуточной колонны. 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.

Обоснование глубины спуска кондуктора D = 245 мм

При бурении под эксплуатационную колонну будет вскрыт ряд нефтеносных и газоносных пластов (см. табл. геологической части).

Для проверки глубины спуска кондуктора выбираем худшие условия - газовый пласт С₂b с ?кр_(С2b)=12.0 м, Рпл. =124 кгс/см², =1,05.

Внутреннее давление у башмака кондуктора с глубиной спуска L_к=500 м определится при

возможном нефтегазопроявлении из пласта С₂b и частичном опорожнении Н=0,5х?кр_(С2b)=612 по формуле (3.3) инструкции, при закрытии устья ПВО и разделении столбов жидкости и газа.

где: S=0,1х1,05х10^-3х(612-500)=0,01176

е^s = 1,012;

Н = 0,5 L_кр 612м - высота (опорожнение) столба газа при закрытии ПВО;

г/см³ - плотность жидкостной смеси (нефти).

Давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора:

Рг-ва₅₀₀ = 0,146 х 500 = 73 кгс/см².

Запас прочности пород на гидроразрыв:

, что достаточно.

2.1.2 Обоснование диаметров долот

Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определен в соответствие с требованием Согласно ГОСТ 20.692 - 2003. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определена по формуле:

Dд.=Dм+2*?

Dд.= 166+2*15=196мм

Dд.=270+2*20=310мм

Dд.=351+2*30=411мм

D_д - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

D_м - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

D = 393,7 мм - бурение под направление D = 324 мм;

D = 295,3 мм - бурение под кондуктор D = 245 мм;

D = 215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну D = 146 мм.

Согласно ГОСТ 20.692 - 2003



2.2 Профиль ствола 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 [6] на стадии разработки в проекте принят для проектирования профиль с отходом на кровлю пласта С₂b - 400 м.

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 1,5⁰ на 10м на глубине 179м набирается зенитный угол 19,77⁰. Радиус искривления при этом составляет 382 м.

Участок стабилизации - 179-1200 м - по вертикали (182-1267м - по стволу) бурится с зенитным углом 19,77⁰.

Участок падения зенитного угла с 19,77^о до 18,18^о бурится до проектного забоя в интервале 1200-1300м - по вертикали (1267-1342 м - по стволу) с интенсивностью 0,15^о на 10м с целью выхода на точку входа в продуктивный пласт С₂b с общим отходом 400м и с углом входа в пласт 19,29^о.

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

Таблица 2.2.1 Исходные данные для расчета четырехинтервального профиля наклонно-направленной эксплуатационной скважины на Киенгопском место-рождении со средним отклонением забоя по кровле пласта С₂b - 400 м

Номер по порядку	Наименование параметра	Единица измерения	Величина
1	2	3	4
Основной вариант профиля:
1	Глубина по вертикали:	м
	- забуривания наклонного ствола		50
	- начала интервала стабилизации зенитного угла		179
	- начала участка падения зенитного угла		1200
	- глубина возможной установки ЭЦН		1200
	- кровли пласта		1230
2	Отклонение забоя:
	- на точку входа в пласт		400
	- максимальное отклонение забоя		424
3	Проектные:
	- радиус/интенсивность участка набора зенитного угла	м/град на10 м	382/1,5
	- радиус/интенсивность на участке падения зенитного угла	м/град на 10м	3820/0,15
1	2	3	4
4	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 2.2.2 Параметры проектного четырехинтервального профиля ствола эксплуатационных наклонно-направленных скважин на Киенгопском месторождении со средним отходом на кровлю пласта С₂b - 400 м

Номер	Интервал по	Длина интервала по верти- кали, м	Зенитный угол, град.	Интенсивность искривления, град/10 м	Горизонтальное отклонение, м	Длина по стволу, м
интер-	вертикали, м		в начале	в конце
вала	от	до		интервала	интервала		за интервал	общее	интервала	общая
	(верх)	(низ)
1	0	50	50	0	0	-	0	0	50	50
2	50	179	129,2	0	19,77	1,50	22,5	23	131,8	182
3	179	1200	1020,8	19,77	19,77	-	366,9	390	1084,7	1267
кровля 4	1200	1230	30,0	19,77	19,29	0,15	10,6	400	31,8	1298
пласта С2b 5	1230	1300	70,0	19,29	18,18	0,15	23,7	424	73,9	1342

Рис. 2.2.1 Горизонтальная проекция скважины



Рис. 2.2.2 Вертикальный проекция скважины

2.3 Буровые растворы

2.3.1 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 Киенгопском 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.

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

2.3.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора

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).

В качестве резервного варианта КМЦ затворяется 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.

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.

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.

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.

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.

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.

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

СМАД - смесь окисленного петролатума с дизельным топливом в соотношении 0,4:0, 2.4. 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.

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.

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.

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.

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.



2.3.3 Обработка бурового раствора

При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые четвертичные отложения (0-10 м) и татарский, Казанский и Уфимский ярусы (10-530 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 поглощений 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.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну сложен преимущественно известняками и доломитами, присутствуют также ангидриты, мергели, аргиллиты. Возможны осыпи и обвалы стенок скважины (интенсивные в интервале 1180-1230 м), нефтегазоводопроявления. Воды Каширско Нижнепермского и Башкирского комплексов высокоминерализо

ванны (243 г/л), хлоркальциевого типа.

Обработка бурового раствора определяется геологическими условиями бурения, Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [3], 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 1,12-1,14 г/см³ (К_а 1,02 в интервале 1220-1300 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.

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 скважин применяют и другие рецептуры бурового раствора, если они малоопасны для окружающей природной среды, имеют отработанную технологию применения, эффективны для вскрытия продуктивного пласта.



2.3.4 Контроль параметров бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД 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 [25] 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 [8], 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 [8] рекомендует использование установки УСР-1.

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены в РД [8]. 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.

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.

Таблица 2.3.4.1 Типы и параметры буровых растворов

		Параметры бурового раствора
	Интервал, м				СНС,		плас-	дина-	со-	общая
		плот-	вяз-	водо-	мгс/см2		тичес-	мичес-	дер-	мине-
Тип раствора	по вертикали	по стволу	ность,	кость,	отда-	через		кая	кое	жа-	рали-
					г/см3	с	ча,	1 ми-	10	рН	вяз-	напря-	ние	зация,
	от	до	от	до			см3/	нуту	ми-		кость,	жение	пес-	г/л
	(верх)	(низ)	(верх)	(низ)			30		нут		санти	сдвига,	ка,
							мин				пуаз	дин/	%
												см2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Пресная глинис-тая суспензия	0	30	0	30	1,10-1,12	20-25	-	-	-	7-8	-	-	до 2,0	3,0
Пресная глинис-тая суспензия	30	250	30	257	1,10-1,12	20-25	-	-	-	7-8	-	-	до 2,0	3,0
Пресный глинис-тый раствор	250	500	257	511	1,12-1,16	25-35	8	10	20	7-9	-	-	до 1,0	3,0
Минерализован-ный естественный раствор	500	1160	511	1224	1,12-1,14	-	-	-	-	6-7	-	-	-	130
Минерализован-ный крахмально-биополимерный раствор (МКБПР)	1160	1300	1224	1342	1,12-1,14	40-60	5	3-5	9-12	6-7	15-25	20-60	до 1,0	170 (по CaCl2)

2.3.5 Очистка бурового раствора

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 2.3.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R₃. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R₄, после очистки на котором по линии R₅ поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), ило-отделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R _2.4.Очищенный на центрифуге раствор по линии R₇ возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R₈.

Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R₉ - R₁₂ поступают в амбар (16).

При бурении интервалов с газопроявлениями в систему очистки включается дегазатор (14). В этом случае дегазированный раствор подается на пескоотделитель (5) из емкости (15). Далее очистка раствора осуществляется по приведенной выше схеме.



Рис. 2.3.5.1 Принципиальная схема системы отчистки бурового раствора

Таблица 2.3.5.1Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название	Типоразмер или шифр	ГОСТ,ОСТ,МРТУ, МУ и т.п. на изготовление	Кол-во, шт	Применяется при бурении в интервале (по стволу), м	Полезный объем циркуля-ционной системы	Объем запаса бурового раствора, м3	Приме-чание
				от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Циркуляционная система	ЦС 100 Э (01)	ТУ Б.4.00.00.000.	1	0	1342	90		система циркуля-ции ем-костная
Вибросито	СВ-1ЛМ (или ВС-1) (или имп.)	ТУ 39-0147001-145-96 (ТУ39-01-08-416-78)	2	0	1342		121
Ситогидроциклонная установка в составе:			1
- Пескоотделитель	ПГ 60/300 (или ИПС 2/300) (или SWACO)	ТУ3661-003-48136594-01 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO)	1	0	1342
- Илоотделитель	ИГ 45/М (или ИИС) (или SWACO)	ТУ3661-001-36627-00 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO)	1	511	1342
- Вибросито	СВ 1 ЛМ	ТУ 39-0147001-145-96	1	0	1342
Центрифуга	ОГШ-501 У-01	ТУ 26-01-388-80	1	511	1342 в периодическом режиме
Гидросмеситель	СГВ-100 (или ГС-I-40)	ТУ 366127-006-10147164-02 (ЗАО СП “Исот”)	1	0	1342
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Диспергатор	ДГС	ТУ3668-004-43663892-03	1	1224	1342
Дегазатор	ДВС-2К или Каскад-40	ТУ 41-01-530-85 ТУ 39-0147001-143-96	1	1224	1342
Блок приготовления бурового раствора	БП 06 (или БПР 1,2)	ТУ 26-02-898-81	1	0	1342

2.3.6 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется правилами [4].

Интервалы бурения под направление (0-30 м), под кондуктор (30-500 м) и под эксплуатационную колонну (500-1300 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности К_а = 1,00 до глубины 1180м и К_а=0,93 в интервале 1180-1220 м).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см³. При этом допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1,10-1,16 г/см³. Интервал 500-1200м разбуривается на растворе плотностью 1,12-1,14 г/см³.