СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Полученные значения частот вращения представлены в табл.2.5

Таблица 2.5 Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 - 650	220
650 - 1400	300
1400 - 2550	160
2550 - 3105	115

2.3.4 ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ОЧИСТНОГО АГЕНТА

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

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

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV -

высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора;

нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон,

применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов;

кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных,

неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок,

применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД

- 515 - гармоничная сочетающуюся композиция неионогенного ПАВ,

азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа,

на глубине 2500 - 2850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали).

Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н - глубина интервала, м. Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

qБР=Рпл/g·Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см3, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с2; g=9,8 м/с2

0,1…1,5 - необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС10 >5· (2-exp (-110·d)) ·d· (qП-qБР) дПа, (2.27)

где d - диаметр частицы шлама, м;

qП - удельный вес горной породы, Н/см3.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС1 > (d· (qП-qБР) ·g·К) /6 дПа, (2.28)

где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама,

принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

УВ< 21· qБР·10-4сек. (2.29)

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется

как:

Ф< (6·104/ qБР) +3 см3/30 мин. (2.30)

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26)

составит:

qБР=0,01·600 /9,8·600+ (0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·104

Н/см3.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·104 Н/см3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м, имея qП=2,4·104 Н/см3 и d =8·10- 3м, по (2.27) составит:

СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·8·10-3 · (2,4-1,18) ·104=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.28) составит:

СНС1 > (8·10-3 · (2,4-1,18) ·104·9,8·1,5) /6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,18·104 ·10-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600

м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·104/ 1,18·104) +3=8 см3/30 мин.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см3/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26)

составит:

qБР=0,01·1200 /9,8·1200+ (0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·104

Н/см3.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале

600 - 1200 м равный 1,12·104 Н/см3, так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26)

составит:

qБР=0,01·1200 /9,8·2500+ (0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·104 Н/см3.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале

1200 - 2500 м равный 1,12·104 Н/см3, так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м при qП=2,4·104 Н/см3 и d =3·10-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,12) ·104=20 дПа.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле

(2.28) составит:

СНС1 > (3·10-3 · (2,4-1,12) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,12·104 ·10-4=24сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·104/ 1,12·104) +3=8 см3/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см3/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26)

составит:

qБР=0,0102·2830/9,8·2830+

(0,04…0,07) ·0,0101·2830/9,8·2830=1,08…1,1·104 Н/см3.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·104 Н/см3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м, имея qП=2,4·104 Н/см3 и d =3·10-3м;, по формуле (2.27) составит:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,08) ·104=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.28) составит:

СНС1 > (3·10-3 · (2,4-1,08) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,08·104 ·10-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·104/ 1,08·104) +3=8 см3/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см3/30 мин.

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.6