Тогда:
(18).
Тогда:
Определим объем бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1180 — 3100 м:
(19).
тогда:
5. Определим количество бурового раствора при бурении во всех интервалах до кровли продуктивного пласта (3100 м.):
(20).
6. Определим количество бурового раствора, необходимого для первичного вскрытия продуктивной пласта до глубины 3180 м.
Для этой цели будет применяться раствор на углеводородной основе. Применяем совместный способ вскрытия продуктивной толщи и вышезалегающих горных пород, в которых не будут возникать осложнения в процессе бурения продуктивного горизонта с применением бурового раствора на углеводородной основе.
Потребный объем бурового раствора определим по формуле:
(21).
где:
Vзап.
п. — запасной объем бурового раствора необходимого для бурения продуктивной толщи;
(22).
где: — проектная глубина скважины.
— глубина спуска промежуточной обсадной колонны.
тогда:
Объем бурового раствора, необходимого для бурения скважины в интервале продуктивного пласта и ниже до проектной глубины:
(23).
где: — глубина расположения кровли продуктивной залежи тогда:
После достижения проектной глубины 3180 м. в нее спускается эксплуатационная колонна и проводится ее цементирование с последующим вторичным вскрытием продуктивного пласта.
7 Определим массу глины для приготовления бурового раствора.
Для направления и кондуктора:
Для промежуточной и эксплуатационной колонны:
Общая масса глины при бурении скважины:
395,5+242,9=638,4 т.
8. Определим необходимое количество воды:
Для направления и кондуктора:
Для промежуточной и эксплуатационной колонны:
Общее количество воды:
1347,4+1476,2=2823,5 т.
9. Определим средний расход глины на бурение 1 метра скважины:
т/м.
10. Определим средний расход воды на бурение 1 метра скважины:
т/м.
Расчет количества химических реагентов для обработки бурового раствора Масса химического реагента (компонента) для приготовления бурового раствора определяется по формуле:
(24).
где:
Qисх. — масса компонента для обработки исходного раствора:
(25).
Qзап. — масса компонента для обработки запасного объема раствора:
(26).
Qбур. — масса компонента для обработки расходуемого при бурении раствора.
(27).
— повышающий коэффициент для учета расхода его при повторной обработке бурового раствора при бурении;
= 1 при первичном введении компонента;
= 1,1 при каждом повторном введении компонента и расчете величин Qисх., Qзап. и Qбур.;
q — рациональная концентрация химического реагента в промывочной жидкости, кг/м3.
Для перевода рекомендуемой концентрации из % в кг/м3 конкретного химического реагента используем формулы:
кг (28).
где:
— масса химического реагента для обработки заданного объема (Vp) бурового раствора, кг х — рекомендуемая концентрация химического реагента, %.
— плотность бурового раствора, кг/м3,.
а:, кг/м3 (29).
Общее расчетное количество хим. реагентов приведено в следующей таблице.
Таблица 4.
Общее количество реагентов Название Общее количество под колонну, т Направле-ние Кондуктор Промежуточ-ная колонна Эксплуатацион-ная колонна к — 4 0,95 7,76 — - Ca (OH)2 0,95 7,76 — - NaOH 0,95 7,76 — - ГПАА 1,33 10,86 — - КМЦ — 350 1,33 10,86 — - Барит 32,88 267,6 76,96 55,90 УЩР — - 25,65 18,63 ССБ — - 21,38 15,53 NaCO3 — - 4,28 3,11 CaCl2 — - 0,86 0,62 Дизельное топливо ДЛ — - - 128,00 Битум — - - 35,24 Известь негашеная (CаO) — - - 70,48 Сульфонал — - - 2,73.
Технологические параметры промывочной жидкости и методы их определения Плотность бурового раствора, г/см3 — отношение массы бурового раствора к его объему. Для измерения плотности обычно используют ареометр.
Условная вязкость, с — показатель, определяемый временем истечения из воронки определенного объема бурового раствора. Условная вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопротивление течению, т. е. подвижность бурового раствора. Для измерения условной вязкости используется вискозиметр ВБР-1, который состоит из мерной кружки и воронки.
Статическое напряжение сдвига (СНС), Па — показатель, котрый определяет минимальное касательное напряжение сдвига, при котором начинается разрушаться структура в покоящемся буровом растворе. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения во времени. Для измерения СНС используют ротационный вискозиметр ВСН-3, прибор СНС-3.
Показатель фильтрации (водоотдача), см3 — определяется объемом дисперсионной среды, отфильтрованной за определенное время при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр. Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. Для измерения показателя фильтрации обычно используют прибор ВМ-6.
Содержание песка, % - величина, определяемая отношением количества всех грубодисперсных частиц независимо от их происхождения к общему количеству бурового раствора. Характеризует степень загрязнения бурового раствора. Для определения содержания песка используется металлический отстойник ОМ-2.
Показатель стабильности, г/см3 определяется разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшегося в течение определенного времени бурового раствора, характеризует способность раствора сохранять свою плотность. Для определения показателя стабильности используется цилиндр стабильности ЦС-2 .
Реологические параметры характеризуются пластической и эффективной вязкостью, а также динамическим напряжением сдвига. Эти параметры определяются расчетным путем с использованием результатов измерений, полученных на вискозиметре сдвиговых напряжений ВСН-3.
Циркуляционная система буровой установки Технология очистки неутяжелённого бурового раствора по четырёхступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающий в себя грубую очистку (от шлама) на виброситах, тонкую очистку (пескои илоотделение) — на гидроциклонных установках и удаление коллоидных частиц на центрифуге. Методом четырёхступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,005 мм.
Система очистки бурового раствора включает два высокоскоростных вибросита, две гидроциклонные установки, илоотделитель, центрифугу, а также дегазатор бурового раствора.
Очистка осуществляется по следующей принципиальной схеме (см. рис. 3).
Буровой раствор, содержащий выбуренную горную породу, после выхода из скважины по линии R1, подвергается на первой ступени грубой очистке виброситами. Очищенный на виброситах раствор самотёком попадает в ёмкость, откуда центробежным насосом по линии R2 подаётся для очистки на блок гидроциклонов, где из раствора удаляются частицы породы размером более 0,7 мм. После очистки на гидроциклонных пескоотделительных установках буровой раствор по линии R3 направляется в блок емкостей. Из ёмкости центробежным насосом по линии R4 раствор подаётся для очистки на илоотделитель, где из раствора удаляются частицы размером более 0,05 мм, после чего раствор по линии R5 возвращается в блок емкостей. Из последней ёмкости блока емкостей буровой раствор с помощью насоса по линии R6 подаётся на центрифугу, где из раствора удаляются частицы размером более 0,005 мм, после этого раствор по линии R7 возвращается в блок емкостей. Очищенная промывочная жидкость буровыми насосами по линии манифольда (М) подаётся в скважину. Выбуренная порода с вибросит, пульпа с гидроциклонов и илоотделителя, и с центрифуги по линиям R8, R9, R10, R11 поступают в шнековый транспортёр, а затем — в шламовый амбар.
В случае необходимости дегазации бурового раствора используется имеющийся на буровой установке дегазатор, например, «Каскад-40М», «Каскад-40−02», ДВС-3.
Рис. 3 Схема очистки бурового раствора.
Список литературы
Калинин А. Г.,
Левицкий А. З.,
Мессер А. Г.,
Соловьев Н. В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые». Недра, М., 2001 г.
Дудля Н.А., Третьяк А. Я. «Промывочные жидкости в бурении». Ростов Н/Дону, 2009 г.
Соловьёв Н. В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» по дисциплине «Очистные агенты и тампонажные смеси» М., РГГРУ, 2006 г.
Рязанов Я.А. «Справочник по буровым растворам» Недра, М., 1986 г.
Соловьёв Н.В. и др. «Бурение разведочных скважин» Высшая школа, М., 2007 г.
Ивачёв Л.М. «Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин» Справочное пособие. Недра, М., 1989 г.
Городнов В.Д. «Буровые растворы» Недра, М., 1985 г.
Соловьёв Н. В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта по курсу: «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» для студентов специальности 08.07 («Технология и техника разведки МПИ») РГГРУ, М., 2006 г.
5 м.
520 м.
1180 м.
3180 м Нефтепрояв;
ления.
114,3 мм.
142,9 мм.
168,3/150,5 мм.
215,9 мм.
244,5/226,7 мм.
295,3 мм.
324/305 мм.
393,7 мм.
