диплом. Предупреждение и ликвидация поглощений при строительстве наклоннонаправленных скважин Шарканского месторождения ур

• Название: Предупреждение и ликвидация поглощений при строительстве наклоннонаправленных скважин Шарканского месторождения ур
• Анкор: диплом
• Дата: 26.06.2022
• Размер: 1.23 Mb.
• Имя файла: DIPLOM_Urasinov_AA_172st__kopia.docx
• Тип: Решение; #615838
• страница: 14 из 26

2.6. Буровые растворы

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться требованиями:

• 
  для приготовления буровых растворов использовать экологически безопасные, разрешенные к применению реагенты, внесенные в отраслевой реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли". ГЦСС "Нефтепромхим". Казань. 2007;
  
• 
  снижением отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;
  
• 
  обеспечением качественной промывки ствола скважины, устойчивой работы забойных двигателей, очистки забоя от выбуренной породы;
  
• 
  сокращением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;
  
• 
  возможности приготовления и обработки буровых растворов на оборудовании поставляемом в комплекте буровой установки и циркуляционной системы;
  

возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической устойчивости, определяющей технические показатели растворов (плотность, реологические, фильтрационные, смазочные, антикоррозионные свойства).

Обоснование плотности бурового раствора

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах, содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины

В соответствии с п.387 ХХ раздела. "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 15.12.20." рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

- 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

Максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается из условия - противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин.

Расчёт плотности раствора:
(24)

Рпл – пластовое давление, Мпа (с учетом перевода кг/см² в МПа);

К – коэффициент запаса (К=1,10 для скважин глубиной до 1200 м, К=1,05 для скважин глубиной свыше 1200 м);

Н – глубина по вертикали кровли продуктивного пласта или глубина скважины, м.

Для направления:

г/см³

Для кондуктора (700 по вертикали, 763 по стволу):

г/см³

Для эксплуатационной колонны (1280 по вертикали, 1390 по стволу):

г/см³

Исходя из опыта бурения, применяем раствор с плотностью:

г/см³ для бурения направления;

г/см³ для бурения кондуктора;

г/см³ для бурения эксплуатационной колонны.

В таблицах 32 - 36 приведены параметры, компонентный состав бурового раствора, а также произведен расчет количества необходимых материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора.
Таблица 32.

Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	от (верх)	до (низ)	плотность, г/см3	условная вязкость, с	водоотдача, см3/30 мин	СНС, Па через, мин		корка, мм
						1	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Естественная глинистая суспензия (ЕГС)	30	300	1,08-1,10	18-25	Не регламентируется	Не регламентируется	Не регламентируется	Не регламентируется
Естественная глинистая суспензия химически обработанная (ЕГСХО)	300	730	1,12-1,14	25-40	≤ 8	Не регламентируется	Не регламентируется	≤ 1 –1,5
Естественная промывочная жидкость (ЕПЖ)	730	1310	1,15-1,17	Не регламентируется	Не регламентируется	Не регламентируется	Не регламентируется	Не регламентируется
Минерализованный крахмально-биополимерный безглинистый буровой раствор (МКБПББР) по рецептуре №1	1310	1490	1,15-1,17	35-38	≤ 5	≥ 15	≥ 20	≥ 0,5 –1

Таблица 33.

Компонентный состав бурового раствора и характеристика компонентов

Наименование обсадной колонны под которую ведется бурение	Интервал, м		Название (тип) раствора	Плотность раствора, г/м3	Содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %	Название компонента
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7
Направление	0	30	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,10	да	Глинопорошок бинтонитовый Кальцинированная сода, Na2CO3
Кондуктор	30	250	Естественная глинистая суспензия (ЕГС)	1,10	нет
	250	763	Естественная глинистая суспензия химически обработанная (ЕГСХО)	1,10-1,16	нет	Глинопорошок бентонитовый Кальцинированная сода Na2CO3 КССБ-2М Реапен-1408 Ингибитор глин Altren Cl ГКЖ-11 КМЦ-800 (Камцелл, Экстра) Полицепл ЦФГ (Целлотон ФГ) Биоминг марки ДТ

Окончание таблицы 33.

1	2	3	4	5	6	7
Эксплуатационная	763	1186	Естественная промывочная жидкость (ЕПЖ)	1,12-1,14	да	Пластовая вода естественной минерализации
	1186	1390	Минерализованный крахмально- биополимерный буровой раствор	1,14	да	Реален-1408 Амилор Р (Реамил1, ПолиКР-Ф) Гаммаксан (Гламин, Поликсан) Смазочная добавка Смад-АСН (Биолуб LVL) Ингибитор глин Altren Cl Бактерицид Altren Bio Мел природный молотый (CaCO3)

Таблица 34.

Потребность компонентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колонн

Номер обсадной колонны в порядке спуска	Название колонны	Название компонента для обработки бурового раствора	Характеристика компонента				Норма расхода на обработку 1 м3 бурового раствора, кг/м3	Количество, кг
			Плотность, г/см3	Влажность, %	Содержание вещества в товарном продукте, %	сорт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Направление	-	-	-	-	-	-	-
1	2	3	4	5	6	7	8	9
2	Кондуктор	Биолуб LVL (или Реапен-1408)	0,8	-	100	-	0,0022	0,04
3	Эксплуатационная колонна	СМАД АСН (или Биолуб LVL)	0,8	-	100	-	0,0027	0,04

Таблица 35.

Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при разбуриваниие цементных стаканов

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска	Номер ступени цементирования	Название компонентов для обработки раствора	Характеристика компонента				Норма расхода на обработку 1 м3 раствора т/м3		Количество, т
					плотность, кг/м3	влажность, %	содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %	Сорт
1	2	3	4	5	6	7	8	9		10		11
1	Направление	1	1	Кальцинированная сода (NaCO3)	2,16	10	98	1		0,0025		0,2
2	Кондуктор	2	1	Кальцинированная сода (NaCO3)	2,16	10	98	1		0,0025		0,45
3	Эксплуатационная	3	1	-	-	-	-	-		-		-

Таблица 36.

Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонентов бурового раствора	ГОСТ, ОСТ6 ТУ, МРТУ на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, т
		Номера обсадных колонн			На запас		Суммарная на скважину
		1	2	3
1	2	3	4	5		6		7
КМЦ-800, «Экстра, «Камцелл» «Полицелл КМЦ-9», марки С	ТУ 2231-017-32957739-2009 ТУ2231-017-32957739-2009, с изм. №1	-	0,36	-		-		0,36
сода кальцинированная (Na2CO3) техническая, марки Б	ГОСТ 5100-85	0,4	0,9	-		-		1,3
CaCO3, карбонат кальция (марки ММС, МТД)	ГОСТ 12085-88	-	-	4,5		3,6		8,1
Гаммаксан Гламин Поликсан	ТУ 2458-010-82330939-2009 ТУ 2458-001-14023401-2008 ТУ 2458-017-82330939-2009	-	-	0,45		0,36		0,81
Реамил 1 Амилор Р ПолиКР-Ф	ТУ 9187-001-70994864-05 ТУ 2458-002-82330939-2009 ТУ 2262-035-97457491-2010	-	-	3,75		3,0		6,75
Биолуб LVL	ТУ 2415-002-2333 6470-2002 c изм.№1.
Глинопорошок ПБН
ПБМВ	ТУ 39-0147001-105-93
ТУ 2164-006-41219638-2005 с изм №1	12,0	-	-	-		12,0