Буровые промывочные жидкости

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

КАФЕДРА «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

«Составление регламента на промывку вертикальной газовой скважины глубиной 3250 м на Медвежьем месторождении»

по дисциплине: «Буровые промывочные жидкости»

Янусов О.А.

Тюмень, 2020



Состав пояснительной записки

Титульный лист

Задание

Содержание

Введение

1. Геологический раздел.

2 Технологический раздел.

2.1 Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложнённости разреза.

2.2 Выбор параметров промывочной жидкости.

2.3 Обоснование выбора типа промывочной жидкости по интервалам бурения.

3. Технический раздел.

3.1 Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине.

3.2 Технология приготовления бурового раствора.

3.3 Выбор оборудования для приготовления бурого раствора.

3.4 Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин.

3.5 Контроль параметров бурения.

3.6 Технология и средства очистки буровых растворов.

3.7 Охрана окружающей среды и недр.

Выводы.

Список использованных источников.

Приложения: Графический материал

Примечание: Содержание разделов обязательно согласовать с руководителем курсового проекта.

Руководитель ____________________________________________



Введение

геологический порода бурение горный

При строительстве нефтяных и газовых скважин одним из важнейших этапов является правильный выбор буровой промывочной жидкости.

Буровая промывочная жидкость должна обеспечивать хорошее удаление с забоя частиц разрушенной породы и вынос ее на поверхность, охлаждение породоразрушающего инструмента (ПРИ).

При этом буровая промывочная жидкость должна обеспечивать устойчивость горных пород, предупреждать флюидопроявления (поступлений в скважину газа, нефти, воды) и поглощений (ухода бурового раствора из скважины вглубь проницаемых пластов), удерживать частицы шлама во взвешенном состоянии при остановках циркуляции и т.д.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Целью данного курсового проекта является проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Медвежьего месторождения. А также определения потребного количества хим. Реагентов по интервалам бурения.

Наименование	Единицы измерения	Значение, название величины
1	2	3
1	Наименование площади		Медвежье месторождение
2	Расположение площади		Тюменская область, Ямало-Ненецкий АО, Надымский район, номер района - 26 В
3	Температура воздуха среднегодовая	C	+ 5.6
4	Температура максимальная летняя	C	+ 30
5	Температура минимальная зимняя	C	- 55
6	Среднегодовое количество осадков	мм	300-400
7	Интервал залегания ММП	м	0-320
8	Продолжительность отопительного периода	сут	283
9	Преобладающеее направление ветра		Северное и северо-восточное
10	Средняя скорость ветра	м/с	8-12
11	Сведения о площадке строительства:
	- рельеф местности		Слабовсхолмленная тундровая равнина. Абс. Отметки от 7 до 60 м
	- гидрография		Гидрографическая сеть представлена несудоходными реками, озерами и ручьями
	- состояние грунта		Вечномерзлый
	- толщина снежного покрова	м	0.25 - 1.0
	- мощность сезоннооттаивающего слоя	м	0.8 - 1.5
	- характер растительного покрова		Лиственница, ель, карликовая береза и кустарниковая ива в долинах рек
12	Характеристика подьездных дорог:		Бетонные и грунтовые
13	Источник водоснабжения:		Артезианская скважина
14	Источник энергоснабжения буровой		ДВС
15	Источник электроснабжения		Эл. Станция ДЭС-200 - 2 шт.
16	Источник теплоснабжения		ТПГУ-3.2 - 1 шт. (котел Е-1,6-0,9 - 2 шт.)
17	Вид топлива котельной		Газоконденсат
18	Средства связи		Станция спутниковой связи
19	Источник местных строительных материалов		Карьер №1 «Пангодинский»
	- расстояние до карьера	км	53.82
	в т.ч. твердое покрытие		49.45
	грунтовая (автозимник)		4.37
20	Местонахождение баз:
	- база снабжения		г. Н. Уренгой
	- база бурового подрядчика		г. Н. Уренгой
	- геофизизическая база		г. Н. Уренгой
21	Транспортные маршруты:
	- авиацией		г. Тюмень - г. Н. Уренгой г. Белгород - г. Н. Уренгой г. Самара - г. Н. Уренгой
	- автодорога		г. Н. Уренгой - скважина



1. Геологический раздел

Таблица 1.1. Характеристика и конструкция скважины:

Наименование обсадных колонн	Конструкция скважины	Коэффициент кавернозности
	Диаметр, мм / глубина спуска, м	Диаметр долота, мм	Высота подъема цементного раствора, м
Кондуктор	426 / 400	490.0	до устья	0ч90 м - 2.5 90ч400 м - 1.3
Первая промежуточная	324 / 1500	393.7	до устья	1.20
Вторая промежуточная	245 / 3120	295.3	до устья	1.10
Эксплуатационная	168 / 3250	215.9	до устья	1.05
НКТ - = 73 мм, Lнкт = 3180 м
Примечание - Решение о необходимости спуска эксплуатационной колонны принимает Департамент по добыче газа, газового конденсата, нефти после предоставления геологической службой Заказчика обосновывающих материалов (Протокол ОАО «Газпром» от 07.04.04 г., письмо №03/0700/1-3728 от 03.11.2005 г.).

Таблица 1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м	Мощ- ность, м	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки, (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
Название	Индекс	от (кровля)	до (подошва)		угол,° '	азимут, °
1	2	3	4	5	6	7	8
Четвертичные	Q	0	100	100	0?00?	В-90	Торф, пески, суглинки, супеси, глины
Атлымская	P2at	100	140	40	0?05?	В-90	Пески с прослоями алевритистых глин, включения гравийного материала
Тавдинская	P2 tv	140	190	50	0?05?	В-90	Глины алевритистые с прослоями песков в верхней части
Люлинворская	P2ll	190	415	225	0?05?	В-90	Глины диатомовые, диатомиты, внизу опоки и опоковидные глины
Тибейсалинская	P1tbs
- верхняя		415	560	145	0?10?	В-90	Пески с прослоями глин
- нижняя		560	650	90	0?10?	В-90	Глины с тонкими прослоями алевролитов и песчаников
Ганькинская	K2gn	650	825	175	0?20?	В-90	Глины алевритистые с редкими прослоями алевритов и мергелей
Березовская	K2br
- верхняя		825	935	110	0?25?	В-90	Глины с редкими прослоями опоковидных глин, опок
- нижняя		935	1030	95	0?25?	В-90	Опоки, глины опоковидные с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Продуктивный пласт СН1.

Кузнецовская	K2kz	1030	1085	75	0?30?	В-90	Глины плотные с присыпками алевролитов и глауколита
Покурская	К1-2pk	1085	2000	915	0?30?	В-90	Чередование алевритов, песков, песчаников с прослоями алевритистых глин. Пласты ПК1 - ПК22.
Тангаловская	K1 tg	2000	2625	625	1?00?	В-90	Переслаивание пластов песчаников, алевролитов, плотных глин. Пласты АН1 - БН9.
Сортымская	К1 sr	2625	3130	505	1????	В-90	Глины плотные с отдельными пластами песчаников и алевролитов. Пласты БН10 - ачимовская толща.
в т.ч. ачимовская толща		2940	3130	190			Чередование глин, песчаников и алевролитов
Баженовская	J3 - K1 bg	3130	3150	20	1?15?	В-90	Аргиллиты битуминозные, плотные. Пласт Ю0. Встречаются песчаники.
Абалакская	J3 - K1 ab	3150	3180	30	1?15?	В-90	Глины аргиллитоподобные темно-серые, глауколитовые. Возможно присутствие песчаников (пласт Ю1).
Тюменская	J2 tm	3180	3250	70	1?15?	В-90	Неравномерное переслаивание песчаников, алевролитов, глин с обугленным растительным детритом. Пласты Ю2-4.
Альтитуда - 70 м.



Таблица 1.3.Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс страти-графического подраз-деления	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м3	Порис-тость, %	Прони-цаемость, мДа	Глинис-тость, %	Карбо-натность, %	Категория твердости	Коэффициент пластичности	Категория абразив-ности	Категория породы по промысловой классификации (мягк., средняя и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Q	0	100	Пески	1900	35	-	15-20	0-2	3-4	6-б/н	7-8	средняя
P2at	100	140	Пески	1900	35		5		3-4	6-б/н	7-8	средняя
P2 tv	140	190	Глины	2000	25-35		80-100		2-3	6	4	мягкая
P2ll	190	415	Диатомиты	1800	30-35	-	95-100	0	2-3	6	3	мягкая
P1tbs	415	650	Пески, глины	1900-2000	32-28	-	10-15	0-2	2-3	6-б/н	6	мягкая
							80-90		2-3	6-б/н	4	мягкая
K2gn	650	825	Глины	2100	28	-	95-100	0-2	2-3	6-б/н	4	мягкая
K2br	825	1030	Глины опоковидные	1900	25	-	95-100	0-2	3	6-б/н	3-6	средняя
K2kz	1030	1085	Глины алевритистые	2200	20	-	95-100	0-2	2	1,8-4,2	4	мягкая
К1-2pk	1085	2000	Песчаники,алевролиты,глины	2100-2300	20-40	0,1-3000	20-30	0-15	3	1,1-4,5	3-8	средняя
K1 tg	2000	2625	Песчаникиглыны,алевролиты	2300-2500	15-30	0,1-500	20-40	0-20	2-4	1,1-4,5	3-8	мягкая, средняя
К1 sr	2625	3130	Аргиллиты	2300	12-18	0,1-100	60-90	5-30	2-4	1,8-4,5	3-8	средняя
J3 - K1 bg	3130	3150	Аргиллиты Песчаники	2500	8-14	<0,01	95-100	0-3	2-4	1,8	4	средняя
J3 - K1 ab	3150	3180	Аргиллиты Песченики	2500	8-14	<0,01	95-100	0-3	2-4	1,8	4	средняя
J2 tm	3180	3250	Песчаники	2300-2500	8-14	<0,01	95-100	0-3	2-4	1,8	4	средняя
			алевролиты
Примечание - Категория твердости и абразивности пород принята в соответствии со «Справочником по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений», М., Недра, 1984 г.

Таблица 1.4.Геокриологические данные разреза

Интервал, м	Глубина залегания нейтраль-ного слоя, м	Темпе-ратура пород нейтра-льного слоя, оС	Глубина нулевой изотермы, м	Распределение температуры, оС	Льдис-тость, %	Интервалы залегания, м
						Консолиди-рованных глин	Плывунов	Межмерзлот-ных таликов	Газогид-ратов	Криопегов
от (верх)	до (низ)						от	до	от	до	от	до	от	до	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
0	100	1-3	-3		-1 +0,5	35-40			нет	20-40	100	нет	нет
100	140				0,5	-			нет	100	140	нет	нет
140	190				-2	15-20	160	190	нет	нет	нет	нет
190	415			290-350	-2 0	5	190	410	нет	нет	нет	нет
Примечания:	1 Подошва ММП на глубине 280-320 м;
		2 В интервале 20-140м залегают межмерзлотные талики непитьевого значения.

Таблица 1.5.Характеристика вскрываемых продуктивных пластов

Индекс пласта	Интервал залегания	Тип коллектора	Тип флюида, мДа	Пористость, %	Проницаемость, мДа	Коэффициент газо-, конден- сато-, нефте- насыщенности	Пластовое давление, МПа	Давление насыщения нефти, МПа	Коэффициент аномальности
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
СН1 (сенон)	910	935	терригенно-поровый	газ	до 20	0.1-0.5	до 0.65	8.9	-	1.00
ПК1	1085	1190	терригенно-поровый	газ	до 29	> 700	0.7	3.0	-	0.28
АН11	2250	2270	терригенно-поровый	г/к	19-22	до 100	0.6	22.1	-	1.0
БН32	2365	2380	терригенно-поровый	г/к	16-17	до 80	0.62	23.2	-	1.0
БН50	2435	2450	терригенно-поровый	г/к	15-16	до 80	0.65	23.9	-	1.00
БН70	2495	2515	терригенно-поровый	г/к	16-18	до 60	0.6	24.5	-	1.00
БН82	2565	2585	терригенно-поровый	г/к	15-17	до 60	0.6	25.1	-	1.00
БН91	2605	2625	терригенно-поровый	г/к	15-17	5-50	0.7	25.5	-	1.00
БН101	2700	2725	терригенно-поровый	г/к	16-17	5-50	0.65	27.0	-	1.02
Ач БН13	2940	2970	терригенно- трещинный	г/к	14-15	0.1-10	0.6	34.6	20.76	1.20
Ю0 - Ю1	3130	3160	терригенно-трещинный	г/к	до 12	0.1-3	до 0.5	43.0	-	1.40
Ю2-3	3180	3210	терригенно-поровый	газ	12-14	0.1-10	0.6	45.2	27.12	1.45

Таблица 1.6.Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Дебит, м3/сут	Тип воды по составу	Минерализация общая, мг-экв/л	Относится к источнику питьевого водоснабжения, (да, нет)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Q - P2at	0	140	терригенно- поровый	998	5-2195	Гидрокарбонатно-кальциевый	0.034-0.51	нет
P2 tv	140	190	терригенно- поровый					нет
P2ll	190	410		Региональный водоупор в зоне ММП
P1tbs	410	650	терригенно- поровый	1003	22	Гидрокарбонатно-натриевый	2.3	нет
K2gn - K2kz	650	1085		Региональный водоупор
К1-2pk	1085	2000	терригенно- поровый	1009	4-71	Хлор-кальциевый	18-20.5	нет
K1 tg	2000	2625	терригенно- поровый	1008	10-41,5	Хлор-кальциевый	11.1-15.6	нет
К1 sr	2625	3130	терригенно- поровый	991	0.7-3.5	Гидрокарбонатно-кальциевый	11.2-14.7	нет
J2tm	3180	3250	терригенно- поровый	1009-1024	1.2-2.0	Гидрокарбонатно-кальциевый, хлор-кальциевый	15.3-36.8	нет



Таблица 1.7.Данные по разрезу

Индекс пласта	Интервал, м	Г р а д и е н т ы
	от (верх)	до (низ)	пластового давления, МПа/м	гидроразрыва пород, МПа/м	горного давления, МПа/м	геотермический, оС/100м
1	2	3	4	5	6	7
	0	100	0.0100	0.0200	0.0190	зона ММП
	100	140	0.0100	0.0200	0.0190	зона ММП
	140	190	0.0100	0.0180	0.0188	зона ММП
	190	415	0.0100	0.0160	0.0184	зона ММП
	415	650	0.0100	0.0165	0.0190	4.1
	650	825	0.0100	0.0169	0.0194	4.1
	825	910	0.0100	0.0168	0.0193	4.1
СН1	910	935	0.0100	0.0168	0.0193	4.1
	935	1085	0.0100	0.0169	0.0194	4.1
ПК1	1085	1190	0.0100	0.0158	0.0206	3.2
	1190	2250	0.0100	0.0179	0.0213	3.2
АН11	2250	2270	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
	2270	2365	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
БН32	2365	2380	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
	2380	2435	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
БН50	2435	2450	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
	2450	2495	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
БН70	2495	2515	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
	2515	2565	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
БН82	2565	2585	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
	2585	2605	0.0100	0.0185	0.0213	3.2
БН91	2605	2625	0.0100	0.0187	0.0215	3.2
	2625	2700	0.0100	0.0187	0.0215	3.2
БН101	2700	2725	0.0102	0.0187	0.0215	3.2
	2725	2940	0.0102	0.0187	0.0215	3.2
Ач БН13	2940	2970	0.0120	0.0187	0.0215	3.2
	2970	3130	0.0120	0.0188	0.0216	3.2
Ю0 - Ю1	3130	3160	0.0140	0.0188	0.0218	3.2
	3160	3180	0.0140	0.0190	0.0218	3.2
Ю2-3	3180	3250	0.0145	0.0190	0.0218	3.2

Размещено на http://www.allbest.ru/

2.Технологический раздел

2.1 Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и усложнённости разреза

Критериями выделения пород в единый технологический интервал является однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близкой по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений. Нужно обратить особое внимание на достигнутый уровень технологии бурения.

Выделяем следующие интервалы, исходя из данных условий:

I интервал (0-400 м) - бурение под кондуктор. Данный интервал был выделен на основании конструкции скважины для перекрытия многолетних мерзлых пород. Поскольку зона ММП идет в интервале от 0 до 320 м ,руководством было принято решение бурения без направления, для исключения оттаивания льда мерзлых пород. Возможными осложнениями в этом интервале являются кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, разрушение устья из-за растепления ММП.

II интервал (400-1500 м )- Данный интервал был выделен на основании однородности слагающих его пород, а также присущих ему осложнений:

· Газопроявления: в интервале 910-935 м и в интервале 1085-1190

· Сальнико- и кавернообразования, сужение ствола

III интервал (1500-2625 м) Данный интервал был выделен на основании однородности слагающих его пород, а также присущих ему осложнений:

· поглощения раствора

· водопроявления

· Прихваты инструмента.

4 интервал (2625-3120 м). Данный интервал был выделен на основании однородности слагающих его пород, а также осложнению:

· Нефтегазоводопроявления, Рпл.> Р г/ст. до 20 % в интервале 2940-2970 м;

‡X интервал (3120-3250 м) - Данный интервал был выделен на основании однородности слагающих его пород ,содержания в нём целевого горизонта в интервале 3180-3250м., а также присущих ему осложнений:

· Нефтегазоводопроявления до 40 % в интервале 3130-3160 м; Рпл.> Р г/ст. до 45 % в интервале 3180-3210 м

2.2 Выбор параметров промывочной жидкости

При бурении плотность промывочной жидкости определяется условиями недопущения поглощения промывочной жидкости и проявления, в соответствии с «Правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности». Пластовое давление выбирается с максимальным градиентом пластового давления для интервалов совместимых условий бурения. Формула нахождения плотности промывочной жидкости с_бр, кг/м³ [2]:

где k - коэффициент запаса, для H?1200м K=1,10, для Н>1200м К=1,05;

P_пл - пластовое давление, Па;

g- ускорение свободного падения, м/с², принимается g=10 м/с²;

h - глубина по вертикали, м.

Формула расчета порового давления P_пор, Па:



,

где К_а - коэффициент аномальности;

с_в - плотность пластовой воды, кг/м³

Формула расчета горного давления P_г, Па;

,

где с_гор - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м³. Скелетное напряжение P_ск находится по формуле (4), единица измерения Паскаль:

,

Плотность бурового раствора с учётом скелетных напряжений рассчитывается по следующей формуле:

,

где ДP^д_диф=(10-15%)*P_ск - допустимая депрессия на пласт.

Динамическое напряжение сдвига (ДНС) ф₀ измеряется в Па и определяется по следующей формуле:

Пластическая вязкость з (Па*с) рассчитывается по следующим формулам:

-для диспергирующего (глинистого) раствора:

,

где ф₀ - динамическое напряжение сдвига, Па.

-недиспергирующего (полимерного) раствора:

,

-для других типов растворов:

,

Водоотдача «В» (см³/30мин) рассчитывается по следующей формуле [2]:

,

Расчёт каждого из интервалов:

I интервал (0 - 400 м.)

;

.

.

Найдём среднее значение плотности горных пород, слагающих интервал:

.

.

,

Из двух полученных значений плотности выбираем: 1100 кг/м³

;

;

;

II интервал (400 - 1500 м.)

;

.

.

Найдём среднее значение плотности горных пород, слагающих интервал:

.

.

,

Из двух полученных значений плотности выбираем: 1050 кг/м³

;

;

;

III интервал (1500-2625 м):

;

.

.

Найдём среднее значение плотности горных пород, слагающих интервал:

.

.

,

Из двух полученных значений плотности выбираем: 1060 кг/м³

;

;

;

4 интервал (2625-3120 м):

;

.

.

Найдём среднее значение плотности горных пород, слагающих интервал:

.

.

,

Из двух полученных значений плотности выбираем: 1260 кг/м³

;

;

;

‡X интервал (3120-3250 м):

;

.

.

Найдём среднее значение плотности горных пород, слагающих интервал:

.

.

,

Из двух полученных значений плотности выбираем: 1520 кг/м³

;

;

;

Результаты вычислений заносятся в таблицу 13.

Таблица 2.2 - Планируемые значения технологических параметров буровых растворов

Интервал бурения по вертикали, м	Плотность, кг/м3	Пластическая вязкость, по ВСН-3, мПа·с	Динамическое напряжение сдвига, Па	Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин
от	до
0	400	1100	10,6	2,35	8,45
400	1500	1050	7,6	1,92	8,7
1500	2625	1060	8		8,6
2625	3120	1260	14		7,76
3120	3250	1520	23		6,94

2.3. Обоснование выбора типа промывочной жидкости по интервалам бурения

Первый вариант буровых растворов выбирается в соответствии с опытом бурения на данном месторождении.

Второй вариант выбирается на основании литературного обзора.

Третьей тип раствора выбирается из книги В. И Рябченко и методических указаний для написания данного курсового проекта.

Ниже подобраны растворы поинтервально. Для каждого интервала выбраны 3 типа раствора.

I интервал (0 - 400 м.) Данный интервал состоит из песков, суглинок, супесей в верхней части и в большей части состоит из глин. Состоит из ММП. Относится ко третьей группе. Были определены следующие типы растворов.

1 вариант (использовался на месторождении):полимер-глинистый раствор содержащий в себе Бентонитовый глинопорошок ПБМА.

2 вариант (на основании литературного обзора): Торфощелочной буровой раствор. В основу раствора входит торф, калийносодержащий щелочной модификатор, хлористый калий, полимерный флокулянт и понизитель водоотдачи и вода. Торф является экологически чистым материалом, достаточно дешевым, весьма доступным и при этом обладает свойствами, позволяющими получать высококачественные буровые растворы при минимальных расходах химических реагентов из числа наименее токсичных, т.е. является достойной заменой традиционно используемым глинистым материалам.[6]

3 вариант (руководство Рябченко) : Основная часть пород в данном интервале представлена глинами-относится к третьей группе пород. Опираясь на таблицу рекомендуемых типов буровых растворов для разбуривания глинистых пород (стр. 192 [3]), для первого интервала выбирается минерализованный буровой раствор, так как он предназначен для разбуривания неустойчивых глинистых отложений и зон ММП.

II интервал (400-1500).Данный интервал в основном состоит чередующихся глин, песков и алевролитов. Возможно поглощение бурового раствора на данном интервале. Относится к третьей группе. Определены следующие буровые растворы:

1 вариант (использовался на месторождении):полимер-глинистый раствор, состоящий из кальцинированной соды, тампонирующей смеси ТС-А, запаса барита и т.д.

2 вариант (на основании литературного обзора):полимер-глинистый раствор с добавлением карбопола в качестве загустителя и структурообразователя.

3 вариант (руководство Рябченко): Основная часть пород в данном интервале представлена глинами-относится к третьей группе пород. Средняя плотность пород на данном интревале-2110 кг/м³.Общая минерализация на интервале 18-20,5 мг-экв/л, преобладает кальций.

Опираясь на таблицу рекомендуемых типов буровых растворов для разбуривания глинистых пород (стр. 192 [3]), для второго интервала выбирается хлоркалиевый буровой раствор, так как он обеспечивает эффективное повышение устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых породах различного состава.

III интервал (1500-2625 м): Данный интервал представляет собой Переслаивание пластов песчаников, алевролитов, плотных глин. Возможное поглощение бурового раствора и прихваты бурового инструмента. Относится к третьей группе. Были подобраны следующие буровые растворы:

1 вариант (использовался на месторождении): полимер-глинистый раствор, состоящий из кальцинированной соды, Бентонитового глинопорошка ПБМА, Камцел-800, ФХЛС(КЛСП), ТПФН.

2 вариант (на основании литературного обзора): полимер-глинистый буровой раствор.

3 вариант (руководство Рябченко): Основная часть пород в данном интервале представлена глинами-относится к третьей группе пород. Средняя плотность пород на данном интревале-2200 кг/м³. Общая минерализация на интервале 11-15,6 мг-экв/л, преобладает кальций.

Опираясь на таблицу рекомендуемых типов буровых растворов для разбуривания глинистых пород (стр. 192 [3]), для третьего интервала можно выбрать хлоркалиевый буровой раствор. Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности - гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава.

‡W интервал (2625-3120 м): Данный интервал представляет собой Переслаивание пластов песчаников, алевролитов, плотных глин. Возможное поглощение бурового раствора и прихваты бурового инструмента. Относится к третьей группе. Были подобраны следующие буровые растворы:

1 вариант (использовался на месторождении): полимер-глинистый раствор, состоящий из кальцинированной соды, Бентонитового глинопорошка ПБМА, Камцел-800, ФХЛС(КЛСП), ТПФН.

2 вариант (на основании литературного обзора): полимер-глинистый буровой раствор.

3 вариант (руководство Рябченко): Основная часть пород в данном интервале представлена глинами-относится к третьей группе пород. Средняя плотность пород на данном интревале-2300 кг/м³. Общая минерализация на интервале 11-14,7 мг-экв/л, преобладает кальций.

Опираясь на таблицу рекомендуемых типов буровых растворов для разбуривания глинистых пород (стр. 192 [3]), для третьего интервала можно выбрать хлоркалиевый буровой раствор. Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности - гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава.

‡X интервал (3120-3250 м): Данный интервал состоит в основном из аргиллитов, встречаются песчаники и алевролиты. Относится к четвертой группе. Происходит вход в продуктивный пласт. Были подобраны следующие буровые растворы:

1 вариант (использовался на месторождении): полимер-глинистый буровой раствор с добавлением кальцинированной соды, бентонитового глинопорошка , ФХЛС (КЛСП) FK-Lube active Микан-4 (Графит ГС-1) Барит (гематит) Бихромат калия.

2 вариант (на основании литературного обзора): Биополимерный буровой раствор.

3 вариант (руководство Рябченко): Данный интервал относим к четвертой группе пород, т.к. большую часть пород составляют аргиллиты. Средняя плотность пород на данном интревале-2425 кг/м³. Общая минерализация на интервале 15-36,8 мг-экв/л, преобладает кальций.

Опираясь на таблицу рекомендуемых типов буровых растворов для разбуривания глинистых пород (стр. 186 [3]), для четвертого интервала можно использовать полисахаридный буровой раствор. Полисахариды способны во время строительства скважины образовывать кольматационный экран, способный не пропускать фильтраты буровых и цементных растворов в продуктивный пласт и со временем саморазрушаться (деструкция до простых сахаров) восстанавливая первоначальную проницаемость коллектора.

Все три варианта буровых растворов представлены в таблице 2.3.

Типы и технологические параметры буровых растворов, применяемых на месторождении представлен в таблице 2.4

Таблица 2.3 - Типы буровых растворов

Интервал бурения, м (По вертикали)	Тип раствора, используемый на месторождении	Тип раствора на основании литературного обзора	Тип раствора исходя из руководства (с книги В. И Рябченко)
от	до
0	400	полимер-глинистый раствор	Торфощелочной буровой раствор[6]	Минерализованные буровой раствор
400	1500	полимер-глинистый раствор, состоящий из кальцинированной соды, тампонирующей смеси ТС-А, запаса барита и т.д.	Полимер-глинистый раствор с добавлением карбопола [7]	Хлоркалиевый буровой раствор
1500	2625	полимер-глинистый раствор, состоящий из кальцинированной соды, Бентонитового глинопорошка ПБМА, Камцел-800, ФХЛС(КЛСП), ТПФН.	Полимер-глинистый буровой раствор.[8]	Хлоркалиевый буровой раствор
2625	3120	полимер-глинистый раствор, состоящий из кальцинированной соды, Бентонитового глинопорошка ПБМА, Камцел-800, ФХЛС(КЛСП), ТПФН.	Полимер-глинистый буровой раствор.[8]	Хлоркалиевый буровой раствор
3120	3250	полимер-глинистый буровой раствор с добавлением кальцинированной соды, бентонитового глинопорошка , ФХЛС (КЛСП) FK-Lube active Микан-4 (Графит ГС-1) Барит (гематит) Бихромат калия.	Биополимерный буровой раствор.[9]	Полисахаридный буровой раствор

2.4 Обоснование рецептур бурового раствора

После выбора типов буровых растворов устанавливают их рецептуры с целью обеспечения требуемых технологических свойств бурового раствора. Для обеспечения необходимых свойств буровые растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе бурения скважины.

Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное её назначение стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Эти две задачи взаимосвязаны.

Основные реагенты направлены на улучшение ингибирующих свойств.

1. Хлористый калий (KCl) - основной поставщик катиона K играет определяющую роль в ингибирующем действии раствора. В силу размеров ионного радиуса катионы калия могут входить в межпакетные пустоты кристаллической поверхности глинистых минералов, прочно сращивая их пакеты, способствуя межслойной дегидратации глин.

2. Бишофит (MgCl·6H2O) - за счет присутствия иона магния Mg+ в ионообменном комплексе способствует снижению активности водной фазы раствора и уменьшению степени увлажнения глин, сохраняя их устойчивость в процессе бурения.

3. Ацетат калия (CH3COOK) - дополняет крепящее действие хлорида калия влиянием на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина - жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

4. Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11) - за счет гидрофобизирующего действия на горные породы снижает увлажняющую способность раствора и предотвращает быстрое развитие гидратации водочувствительных глин.

5. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) способствует регулированию структурно-механических свойств бурового раствора.

6. Метилсиликонат калия (CH3SiO2K) - за счет присутствия ионов К дополняет крепящее действие раствора, влияет на величину структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость, способствует уменьшению содержания жидкости набухания в гидратированной глине и стабилизации ствола скважины.

7.Флокулянт - реагент, необходимый для стабилизации набухающих в воде и диспергирующихся глин.

Примечания:

1 Объем раствора для химической обработки при бурении принят с учетом естественных потерь.

2 Тампонирующая смесь ТС-А учитывается один раз в сметном расчете при бурении под кондуктор. В случае ее использования предусмотреть запас реагентов для других колонн. Затраты определить по дополнительному СФР.

3 *Для кондуктора и первой промежуточной колонны предусмотрен запас реагентов для оперативного приготовления раствора в объеме заполнения ствола скважины и двух емкостей. Для второй промежуточной и эксплуатационной колонн принят запас реагентов для приготовления 2-х объемов скважины согласно п. 2.5.4 «Инструкции…» [93].

4 При отсутствии Камцел-800 производится замена его на КМЦ-9В (ТУ 2231-017-32957739-2002) с увеличением расхода полимера до 0.5-0.7% вес.

5 Допускается применение пеногасителя Defomex.

6 Все химреагенты для приготовления и обработки промывочной жидкости должны быть сертифицированы (п.8 Протокола ОАО «Газпром» №03-1632 от 22.11.04 г.; п.2, п/п 2.3 Протокола ОАО «Газпром» от 06.08.04 г.). Необходимо вести входной контроль качества химреагентов на соответствие их требованиям СТО Газпром РД 2.1-144-2005 - РД 2.1-149-2005 [114].

7 В скобках указан взаимозаменяющий реагент.

Таблица 2.4 -Результаты выбора материалов и реагентов из литературного объема

Интервал бурения, м (по стволу)	Название раствора	Плотность раствора, кг/м3	Смена раствора (да, нет)	Название компонента	Содержание компонента в растворе ,кг/м3
От(верх)	До(низ)
1	2	3	4	5	6	7
0	400	Торфощелочной буровой раствор	1100	нет	Торф	55
					KOH	5,5
					KCl	11
					Polydia (аналог КМЦ)	1,1
					Пеногаситель МАС-200М	11
					Вода	1016,4
400	1500	Полимер-глинистый раствор с доб. карбопола	1050	да	Глинопорошок	31,5
					Карбопол	2,1
					Вода	1008
1500	2625	Полимер-глинистый буровой раствор.	1060	да	Мраморная крошка	126
					Хлористый калий (KCl)	63
					Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11)	63
					Феррохромлигносульфонат (ФХЛС)	63
					Метилсиликонат калия (CH3SiO2K)	50,4
					сульфанол	63
					Пеногаситель	12,6
					ПАЦ 87/700	12,6
					Вода	768,6
2625	3120	Полимер-глинистый буровой раствор.	1260	нет	Мраморная крошка	126
					Хлористый калий (KCl)	63
					Ацетат калия (CH3COOK)	50,4
					Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11)	63
					Феррохромлигносульфонат (ФХЛС)	63
					Метилсиликонат калия (CH3SiO2K)	50,4
					сульфанол	63
					Пеногаситель	12,6
					ПАЦ 87/700	12,6
					Вода	768,6
3120	3250	Биополимерый буровой раствор	1560	да	Модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР	10,85
					Ксантановая камедь БИОПОЛЬ	2,17
					Полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ	1,86
					Гидроксид натрия	1
					Водорастворимая соль кремниевой кислоты	5,5
					Смазочная добавка БЛ- САЛТ	1,4
					Хлорид калия	58
					Термостабилизирующая добавка	7,75
					Кальцинированная сода	1
					Бактерицид	8,5
					Сульфированный битум СУЛЬФОБИТ	11
					Пеногаситель Пента-480В	1
					Органическая ингибирующая добавка БИО XX	11
					Полигликоли	22
					Баритовый утяжелитель	682
					Карбонатный утяжелитель	23
					Вода	814



3.Технический раздел

3.1 Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

Необходимый объем бурового раствора V, м^3, рассчитывается по формуле:

(11)

где - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов. Определяется для используемой БУ и условий бурений в конкретном районе, м³;

В данном проекте была использована БУ-3500/320 ДГУ.

- коэффициент запаса бурового раствора, принимается равным 1,5 в нормальных условиях бурения, и равным 2 в осложненных условиях;

объем бурового раствора теряемого безвозвратно в процессе при поглощениях, в очистных устройствах со шламом и т.д., м³;

Вычисляем по формуле:

где норма расхода бурового раствора на 1 м проходки i-го интервала в зависимости от скорости бурения, диаметра скважины, условий бурения, качества бурового раствора и т.д., применяется согласно таблице указанной ниже;

величина технологического интервала скважины, м;

Объем скважины м³ в конце i-го интервала бурения с промывкой выбранным буровым раствором, рассчитывается по следующей формуле:

(13)

где значение диаметра (диаметров) ствола скважины i-го технологического интервала, м;

Вычисляется по формулу:

(14)

где коэффициент кавернозности i-го интервала;

диаметр долота, м;

Таблица 3.1. - Норма расхода бурового раствора на метр проходки.

Диаметр долота, м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м
0,49	0,6
0,393	0,47
0,295	0,25
0,215	0,2

1 интервал (0 - 400) - бурение под кондуктор (обсаживается, замена бурового раствора).

Таблица 3.2. - Исходные данные.

Интервал бурения, м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м	Объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов.
lк	n	Vп
0 - 400	0,6	50



Произведем расчет объема бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе при поглощениях, в очистных устройствах со шламом:

м³

Произведем расчет необходимого объема бурового раствора:

м³

2 интервал (400 - 1500) - бурение под первую промежуточную колонну (обсаживается, замена бурового раствора)

Таблица 3.3. - Исходные данные.

Интервал бурения , м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м	Объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов.	Внутренний диаметр обсадной колонны кондуктора, мм
lпр1	n	Vп	Dвн
400 - 1500	0,47	50	402

Расчёт интервала бурения:

Произведем расчет объема бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе при поглощениях, в очистных устройствах со шламом:

м³

Произведем расчет объема внутри обсадной колонны под кондуктор:

м³

Произведем расчет необходимого объема бурового раствора:

м³

3 интервал (1500 - 2625) - бурение под вторую промежуточную колонну (обсаживается, замена бурового раствора)



Таблица 3.4. - Исходные данные.

Интервал бурения , м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м	Объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов.	Внутренний диаметр обсадной колонны первой промежуточной, мм
lпр2	n	Vп	Dвн
1500 - 3120	0,25	50	315,5

Расчёт интервала бурения:

Произведем расчет объема бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе при поглощениях, в очистных устройствах со шламом:

м³

Произведем расчет объема внутри обсадной колонны первой промежуточной:

м³

Произведем расчет необходимого объема бурового раствора:

м³

4 интервал (2625 - 3120) - бурение под вторую промежуточную колонну (обсаживается, не идет замена бурового раствора)

Таблица 3.5. - Исходные данные.

Интервал бурения , м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м	Объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов.	Внутренний диаметр обсадной колонны первой промежуточной, мм
lпр2	n	Vп	Dвн
2625 - 3120	0,25	50	315,5

Расчёт интервала бурения:

Произведем расчет объема бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе при поглощениях, в очистных устройствах со шламом:

м³

Произведем расчет объема внутри обсадной колонны первой промежуточной:

м³

Произведем расчет необходимого объема бурового раствора:

м³

5 интервал (3120 - 3250) - бурение под эксплуатационную колонну (обсаживается, замена бурового раствора)

Таблица 3.6. - Исходные данные.

Интервал бурения , м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м	Объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов.	Внутренний диаметр обсадной колонны второй промежуточной, мм
lэкс	n	Vп	Dвн
3120 - 3250	0,2	50	236,9

Расчёт интервала бурения:

Произведем расчет объема бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе при поглощениях, в очистных устройствах со шламом:

м³

Произведем расчет объема внутри обсадной колонны второй промежуточной:

м³

Произведем расчет необходимого объема бурового раствора:

м³

Следующим этапом, будет расчет необходимого количества каждого из компонентов бурового раствора для каждого интервала бурения.

Количество воды Q_в, м³ необходимый для приготовления заданных объемов V, м³ бурового раствора, рассчитывается по формуле:

(15)

где количество воды для приготовления 1 м³ бурового раствора, кг/м³;

Количество каждого вида хим. реагента Q_хр, необходимого для обработки объема V, м3 бурового раствора вычисляется по формуле:

(16)

где количество хим. реагента для приготовления 1 м³ бурового раствора, кг/м³

В одном из вариантов типа бурового раствора будет произведен расчет объем бурового раствора, получаемого самозамесом при разбуривании глинистых пачек разреза.

При разбуривании глинистых пачек, некоторый объем глины V_гл, м³ переходит в буровой раствор. Этот объем можно рассчитать по формуле:

(17)

где диаметр открытого ствола скважины, м

мощность глинистой пачки, подлежащей разбуриванию, м;

Если пачек несколько, то они суммируются.

Массу чистой же глины M_гл, кг подлежащей разбуриванию (за вычетом содержащихся в ней песка и других примесей), определяется по формуле:

(18)



где содержание песка и других примесей в глиноматериале, %.

Объем глинистого раствора V_г.р., м³ получаемого самозамесом, определяется по формуле:

(19)

Объем воды Vв, м3 необходимый для глинистого раствора, определяется по формуле:

(20)

Полученные объемы растворов самозамесом сравнивают с необходимыми объемами буровых растворов для этих интервалов, если:

1) V_{самозам.} >V_необх. , то излишек раствора сбрасывают в систему очистки;

2) V_{самозам.} <V_необх. , то недостающий объем готовят как обычно, рассчитывая количество глинопорошка, воды и т.д. [1]

Расчет необходимого количества материалов и химических реагентов (выбранных из патентов, научных журналах) для достижения планируемой плотности.

Интервал (0-400) м

Выбранный буровой раствор (Торфощелочной буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1100 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Торф-55 кг/м³;

- KOH-5,5 кг/м³;

- KCl-11 кг/м³;

- Polydia (аналог КМЦ)-1,1 кг/м³;

- Пеногаситель МАС-200М-11 кг/м³;

- Вода-1016,11 кг/м³;

Т.е. рассчитанная плотность полностью соответствует планируемой плотности бурового раствора

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V=м³.

Торф:

КOH(калийносодержащий щелочной модификатор):

KCl:

Polydia (аналог КМЦ):

Пеногаситель МАС-200М:

Вода:

Интервал (400-1500) м

Выбранный буровой раствор (Полимер-глинистый раствор с добавлением карбопола) для данного интервала рассчитан на плотность - 1050 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Глинопорошок-31,5 кг/м³;

- Карбопол-2,1 кг/м³;

- Вода-1016,4 кг/м³;

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V=м³

Глинопорошок:

Карбопол:

Вода:

Интервал (1500-2625) м

Выбранный буровой раствор (Полимер-глинистый буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1220 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Мраморная крошка-126 кг/м³;

- Хлористый калий (KCl)-63 кг/м³;

- Бишофит (MgCl·6H2O) -63 кг/м³;

- Ацетат калия (CH3COOK)-50,4 кг/м³;

- Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11)-63 кг/м³;

- Феррохромлигносульфонат (ФХЛС)-63 кг/м³;

- Метилсиликонат калия (CH3SiO2K)-50,4 кг/м³;

- Сульфанол-63 кг/м³;

- Пеногаситель-12,6 кг/м³;

- ПАЦ 87/700-126 кг/м³;

- Вода-768,6 кг/м³;

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V= м³

Мраморная крошка:

Хлористый калий (KCl):

Бишофит (MgCl·6H2O):

Ацетат калия (CH3COOK):

Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11):

Феррохромлигносульфонат (ФХЛС):

Метилсиликонат калия (CH3SiO2K):

Сульфанол:

Пеногаситель:

ПАЦ 87/700:

Вода:

Интервал (2625-3120) м

Выбранный буровой раствор (Полимер-глинистый буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1220 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Мраморная крошка-126 кг/м³;

- Хлористый калий (KCl)-63 кг/м³;

- Бишофит (MgCl·6H2O) -63 кг/м³;

- Ацетат калия (CH3COOK)-50,4 кг/м³;

- Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11)-63 кг/м³;

- Феррохромлигносульфонат (ФХЛС)-63 кг/м³;

- Метилсиликонат калия (CH3SiO2K)-50,4 кг/м³;

- Сульфанол-63 кг/м³;

- Пеногаситель-12,6 кг/м³;

- ПАЦ 87/700-126 кг/м³;

- Вода-768,6 кг/м³;

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V= м³

Мраморная крошка:

Хлористый калий (KCl):

Бишофит (MgCl·6H2O):

Ацетат калия (CH3COOK):

Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11):

Феррохромлигносульфонат (ФХЛС):

Метилсиликонат калия (CH3SiO2K):

Сульфанол:

Пеногаситель:

ПАЦ 87/700:

Вода:

Интервал (3120-3250) м

Выбранный буровой раствор (Биополимерный буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1560 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Ксантановая камедь БИОПОЛ-2,17 кг/м³;

- Модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР-10,85 кг/м³;

- Полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ-1,86 кг/м³;

- Гидроксид натрия-1 кг/м³;

- Водорастворимая соль кремниевой кислоты-5,5 кг/м³;

- Смазочная добавка БЛ-САЛТ-1,4 кг/м³;

- Хлорид калия-58 кг/м³;

- Термостабилизирующая добавка-7,75 кг/м³;

- Кальцинированная сода-1 кг/м³;

- Бактерицид-8,5 кг/м³;

- Сульфированный битум СУЛЬФОБИТ-11 кг/м³;

- Пеногаситель Пента-480В-1 кг/м³;

- Органическая ингибирующая добавка БИО XX-11 кг/м³;

- Полигликоли-22 кг/м³;

- Баритовый утяжелитель-682 кг/м³;

- Карбонатный утяжелитель-23 кг/м³;

- Вода-814 кг/м³;

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V= м³

Ксантановая камедь БИОПОЛ:

Модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР:

Полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ:

Гидроксид натрия:

Водорастворимая соль кремниевой кислоты:

Смазочная добавка БЛ-САЛТ:

Хлорид калия:

Термостабилизирующая добавка:

Кальцинированная сода:

Бактерицид:

Сульфированный битум СУЛЬФОБИТ:

Пеногаситель Пента-480В:

Органическая ингибирующая добавка БИО XX:

Полигликоли:

Баритовый утяжелитель:

Карбонатный утяжелитель:

Вода:

Расчет необходимого количества материалов и химических реагентов (выбранных руководства Рябченко) для достижения планируемой плотности.

Интервал (0-400): Выбранный буровой раствор (Минерализированный буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1140 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Бентонит-100 кг/м³

- МК(ЭКР)-10 кг/м³

- NaCl-103 кг/м³

- NaOH-3 кг/м³

- Вода-920 кг/м³

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V=м³.

Рассчитаем количество хим. реагентов и материалов, необходимых для достижения планируемой плотности бурового раствора:

Бентонит:

МК(ЭКР):

NaCl:

NaOH:

Вода:

Интервал (400-1500): Выбранный буровой раствор (Хлоркалиевый буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1050 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Бентонит-50 кг/м³

- Полиакрилаты-10 кг/м³

- KOH-3 кг/м³

- KCl-30 кг/м³

- Вода-957 кг/м³

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V=м³

Бентонит:

Полиакрилаты:

KOH:

KCl:

Вода:

Интервал (1500-2625): Выбранный буровой раствор (Хлоркалиевый буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1060 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Бентонит-45 кг/м³

- Полиакрилаты-10 кг/м³

- KOH-3 кг/м³

- KCl-30 кг/м³

- Вода-952 кг/м³

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V=м³

Бентонит:

Полиакрилаты:

KOH:

KCl:

Вода:

Интервал (2625-3120): Выбранный буровой раствор (Хлоркалиевый буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1260 кг/м³. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Бентонит-75 кг/м³

- Полиакрилаты-15 кг/м³

- KOH-6 кг/м³

- KCl-45 кг/м³

- Вода-1119 кг/м³

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V=м³



Бентонит:

Полиакрилаты:

KOH:

KCl:

Вода:

Интервал (3120-3250): Выбранный буровой раствор (полисахаридный буровой раствор) для данного интервала рассчитан на плотность - 1060 кг/м3. При данной плотности содержание хим. реагентов и материалов следующий:

- Бентонит-50 кг/м³

- КМЦ-3 кг/м³

- Нитролигнин-2 кг/м³

- Барит-30 кг/м³

- Вода-975 кг/м³

При бурении данного интервала необходим объем бурового раствора в количестве V= м³

Бентонит:

КМЦ:

Нитролигнин:

Барит:

Вода:

Потребность бурового раствора и компонентов (из научных журналов и статей) для его приготовления и обработки представлены в таблице 3.6.

Потребность бурового раствора и компонентов (согласно книги Рябченко) для его приготовления и обработки представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.7 - Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления по литературному обзору

Интервал бурения по стволу	0-400 м	400-1500 м	1500-2625	2625-3120 м	3120-3250 м
Тип раствора	Торфощелочной буровой раствор	Полимер-глинистый буровой раствор с добавлением карбопола	Полимер-глинистый буровой раствор	Полимер-глинистый буровой раствор	Биополимерный буровой раствор
Расчётный объём приготавливаемого раствора на бурение интервала, м3			448,05
Торф	55		-	-	-	-	-	-	-	-
KOH	5,5	1595	-	-	-	-	-	-	-	-
KCL	11		-	-	-	-	-	-	-	-
Polydia (аналог КМЦ)	1,1		-	-	-	-	-	-	-	-
Пенагаситель МАС-200М	11	3190	-	-	-	-	-	-	-	-
Глинопорошок	-	-	31,5	19457	-	-	-	-	-	-
Карбопол	-	-	2,1		-	-	-	-	-	-
Мраморная крошка	-	-	-	-	126	49000	126	41763	-	-
. Хлористый калий (KCl)	-	-	-	-	63	24501	63	20881,6	-	-
Бишофит (MgCl·6H2O)	-	-	-	-	63	24501	63	20881,6	-	-
Ацетат калия (CH3COOK)	-	-	-	-	50,4	19600	50,4	16705	-	-
Кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-11)	-	-	-	-	63	24501	63	20881,6	-	-
Феррохромлигносульфонат (ФХЛС)	-	-	-		63	24501	63	20881,6	-	-
Метилсиликонат калия (CH3SiO2K)	-	-	-	-	50,4	19600	50,4	16705	-	-
сульфанол	-	-	-	-	63	24501	63	20881,6	-	-
Пеногаситель	-	-	-	-	12,6	4900	12,6	4176	-	-
ПАЦ 87/700	-	-	-	-	126	49000	126	41763	-	-
Ксантановая камедь БИОПОЛ	-	-	-	-			-	-	2,17	462
Модифицированный крахмал МУЛЬТИСТАР	-	-	-	-			-	-	10,85	2313
Полианионная целлюлоза АНИПОЛ НВ	-	-	-	-			-	-	1,86	396,1
Гидроксид натрия	-	-	-	-			-	-	1	213
Водорастворимая соль кремниевой кислоты	-	-	-	-			-	-	5,5	1171
Смазочная добавка БЛ-САЛТ	-	-	-	-			-	-	1,4	298,2
Хлорид калия	-	-	-	-			-	-	58	12354
Термостабилизирующая добавка	-	-	-	-			-	-	7,75	1650
Кальцинированная сода	-	-	-	-			-	-	1	213
Бактерицид	-	-	-	-			-	-	8,5	1810,5
Сульфированный битум СУЛЬФОБИТ	-	-	-	-			-	-	11	2343
Пеногаситель Пента-480В	-	-	-	-		-	-	1	213
Органическая ингибирующая добавка БИО XX	-	-	-	-		-	-	11	2343
Полигликоли	-	-	-	-		-	-	22	4906
Баритовый утяжелитель	-	-	-	-		-	-	682	145266
Карбонатный утяжелитель	-	-	-	-		-	-	23	4899

3.2 Технология приготовления бурового раствора

Резервуар заполняется жидкостью. При помощи насоса происходит циркуляция жидкости через смеситель с забором сухой смеси через воронку смесителя. Включаются перемешиватели. После предварительного смешивания раствора следует переключить поток на диспергатор шаровый для окончательного приготовления и поддержания раствора. насос, перемешиватели отключаются, резервуар, смеситель гидравлический на резервуаре и диспергатор на резервуаре перекрывается.

Резервуар заполняется жидкостью. При помощи насоса происходит циркуляция жидкости через смеситель на резервуаре с забором сухой смеси через воронку смесителя. Включается перемешиватель. После предварительного смешивания раствора следует переключить поток на диспергатор шаровый на резервуаре для окончательного приготовления и поддержания раствора. Насос, перемешиватель отключаются, резервуар, смеситель гидравлический на резервуаре и диспергатор на резервуаре перекрывается.

При помощи насоса готовый раствор из резервуара подается на выходной коллектор, куда при помощи насоса дозировочного подается хим. реагент из резервуара. После смешивания в выходном коллекторе происходит выход готовой смеси. [13]

3.3 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

Для приготовления бурового раствора и получения необходимых его параметров, важным аспектом служит правильный выбор оборудования. Оборудования для приготовления очистки бурового раствора по интервалам бурения представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.8-Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов.

Наименование оборудования	Типоразмер или шифр	Количество комплектов,	Нормативные документы на	Интервал применения, м
		штук	изготовление	от	до
1	2	3	4	5	6
Глиномешалка	МГ2-4	1	ТУ 1024-65	0	3250
Вибросито	СВ1ЛМ (ВС-1)	2	ТУ 39-00147001-145-96 (ТУ 5276.00.00.00)	0	3250
Илоотделитель	ИГ-45М (ИГ-45)	1	ТУ 26-02-982-84 (ТУ 26-02-358-79)	0	3250
Пескоотделитель	ГЦК-360М (1ПГК)	1	ТУ 3661-214-00217461-90 (ТУ 26-02-358-79)	0	3250
Дегазатор	ДВС-2	2	ТУ41-01-065-74	400	3250
	(«Каскад-40», «Каскад-40М»)		ТУ 39-00147001-143-96
Фрезерно-струйная мельница	ФСМ-13	1	ТУ41-01-404-81	3120	3250
Центрифуга	НГ-350Е	1	г. Екатеринбург, завод «Свердловскхиммаш»	400	3250
Примечания: 1 Для очистки бурового раствора допускается применение импортного оборудования: - сито вибрационное « Derrick Flow Line Cleaner 58» или «Swaco»; - центрифуга гидроприводная « Derrick Flow Line Cleaner 58» или «Alfa Laval DMNX 418» с автоматическим блоком усиления Proter (Oiltools / Europe / Ltd). 2 Размер ячеек сетки вибросита в интервале бурения 0-400 м - 0.4Ч0.4 мм и 0.2Ч0.2 мм (ТУ3901-793-82) при бурении последующих интервалов. 3 В случае применения инертного наполнителя вибросито, илоотделитель и пескоотделитель не работают.

3.4 Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

В процессе бурения параметры бурового раствора свойственно выходить за пределы, регламентируемые проектом на строительство скважины. Причины всего этого, является выбуренная порода и пластовый флюид, поступаемый при разбуривании водоносных и нефтеносных горизонтов. В связи с этим есть необходимость во время бурения управлять свойствами бурового раствора к требуемым параметрам.

С целью не допустить отклонения параметров бурового раствора необходимо проводить комплекс мероприятий:

- Производить контроль параметров бурового раствора (таблица 33);

- Периодический выбор необходимых средств для повторной обработки бурового раствора, для восстановления его параметров;

- Периодически проводить проверку оборудования и средств очистки бурового раствора. [9]

3.5 Контроль параметров бурового раствора

В процессе бурения должен производиться контроль параметров бурового раствора с некой периодичностью. Данная периодичность обычно задается заказчиком. Один раз в неделю необходимо производить контроль параметров в лабораториях бурового предприятия с выдачей буровому мастеру результатов и рекомендаций для достижения параметров раствора к указанным в проекте.