Файл: 3. технология бурения профиль горизонтальной скважины.docx

3. 
   Выбор вида и параметров промывочной жидкости по слоямгорных пород
   

Технологические процедуры

Для снижения затрат по бурению и чтобы не загрязнять верхние слои при бурении интервала 251-2090 м будет происходитьтех.воде, а для повышения эффективности очистки ствола скважины от выбуренной породы предусмотреть через 100-150 м бурения и перед каждым СПО производить прокачку очищающих пачек ВУС объемом 2-3 м3.

При бурении применять ситовые панели мелкой размерности 170-325 меш (подбираются по факту на буровой).

Использовать в циркуляции 3 (три) емкости – ЦСГО (отстойник) и 2 (две) рабочих емкости с максимально возможным фактическим объемом заполненности (например: рабочая емкость объемом 40 м3, следовательно, максимально возможный объем заполнения в процессе бурения на тех. воде должен составлять не менее 33-35 м3. Это позволить снизить скорость наработки твердой фазы и снизить объём воды к замещению.

Запрещено пускать в работу механические или иные перемешиватели бурового раствора на емкостях при бурении интервала на технической воде.

Не использовать гидроциклоны (песко- и илоотделители) для очистки в процессе бурения на технической воде, т.к. подающие на них ШН берут оседающую шламовую фракцию технической воды, которая не должна циркулировать по рабочему активу.

Не допускать роста удельного веса свыше 1,04-1,05 г/см3. Производить обновление рабочего актива посредством периодической замены части объема на свежую техническую воду (уд. весом 1,00-1,01 г/см3) предусмотреть постоянную обязательную обработку тех воды хим реагентами флокулянтами (праестол) в концентрации 0,1 кг/м3 для осаждения твердой фазы.

Инженером по буровым растворам производится мониторинг загрязненности технической воды в рабочем активе. Для этого производится следующая процедура: в специально приготовленную мерную посуду (это может быть простая пластиковая 1,5 л бутылка с нарисованной маркером разметкой 25 / 50 / 75 %, с учетом того, что полная бутыль – это 100%) наливают до верха отобранную из циркуляции техническую воду и оставляют на процесс осаждения на 1 час. Затем визуально по выпавшему осадку определяется процентное соотношение. Если выпавший осадок составляет 25% и более – это прямой показатель для обновления рабочего актива свежей технической водой.

По опыту бурения предыдущих скважин ожидается проявление с признаками сероводорода, по согласованию с Заказчиком возможно утяжеление галитом техническим (натрий хлористый) до уд.веса 1,16 г/см3 и обработка нейтрализатором сероводорода ЖС-СБМ.

---

Исходя из опыта бурения предыдущих скважины после бурения интервала на тех.воде плотностью 1,02 г/см3, с 2090 м до глубины 2421 м для утяжеления раствора и более лучшего выноса шлама бурение производить на эмульсионном буровом растворе плотностью 1,24-1,38 г/см3, приготовленном на основе пластовой воды плотностью 1,16 г/см3 и обработанная хим.реагентами .

ПРОГРАММА ПО БУРОВЫМ РАСТВОРАМ ИЗ ПРЕДЫДУЩЕЙ СКВАЖИНЫ

- для снижения водоотдачи и регулирования реологических свойств обработать крахмалом до 20 кг на 1 м3 раствора и биополимером до 2 кг на 1 м3 раствора;

- для придания раствору ингибирующих, смазочных, противоприхватных и гидрофобизирующих свойств в раствор вводят хлористый калий в массовых долях до 7 % (70 кг на 1 м3 раствора), хлористый кальций до 2 % ( 20 кг на 1 м3 раствора), хлористый магний до 5 % (50 кг на 1 м3 раствора), нефть 8% (80 кг на 1 м3 раствора) и Полиэколь-К в массовых долях до 1 % (10 кг на 1 м3 раствора);

- для утяжеления бурового раствора до необходимой плотности обработать Мрамором Молотым МР-3,4.

- после перемешивания приготовленного раствора в течение 2-3 часов замерить его параметры;

- довести реологические параметры бурового раствора во время циркуляции раствора через скважину в течение 1-2 циклов (доводку можно выполнить также уже при бурении). Первый цикл промывки через скважину выполнить в обход вибросит для того, чтобы избежать отделения на них нерастворившихся полимеров;

- при вводе полимеров соблюдать примерную скорость подачи реагента в воронку - 1 мешок биополимера за 10-20 мин.

- для предупреждения скопления выбуренных твердых частиц в скважине необходимо прокачивать очищающие тандемные пачки (5м3 НУС и 5м3 ВУС) каждые 100-150 метров или 10-12 часов (что наступит раньше) непрерывного бурения.

С гл. 2090 м до глубины 2421 м бурение производить на эмульсионном буровом растворе плотностью 1,35 г/см3.

Перед вскрытием Кыновского горизонта после перевода скважины буровой раствор произвести заготовку пачки в объёме 10 м3 с реагентом «Политексол» в концентрации 1300 кг/м3 (суммарное количество политексола 1300кг)

Порядок приготовления:

- набрать в емкость приготовления 5 м3 технической воды, обработать каустической содой до значений рН 11-12;

- ввести комплексный реагент «Политексол» в необходимом количестве для обеспечения указанной концентрации;

- добавить Полиэколь-К в количестве 200 л;

- оставить смесь на гидратирование в течение 1 часа с включенным перемешивателем. При наличии технической возможности, во времягидратирования включить циркуляцию через воронку;

---

- через 1 час гидратации добавить 5 м3 рабочего бурового раствора, добавить калий хлористый, бишофит и МР-3,4 в концентрациях, указанных в программе промывки, соблюдая указанные в программе промывки значения плотности.

За 25 м до вскрытия Кыновского горизонта, ввести по циркуляции приготовленный премикс с Политексолом.

Через каждые 100-150 м бурения или 24 часов (в зависимости, что наступит быстрее) непрерывного бурения, по согласованию с Заказчиком, производить промежуточные промывки до полного выноса шлама на ситах но не менее 2-х циклов.
Таблица 3.5. –Возможные типы и параметры промывочной жидкости

Интервал (по стволу) Interval (МD)	Плотн. г/см3 Density, g/cm3	Усл. Вязк. Сек / Normal Condition Viscosity	Пласт. вязк МПа-с / Reservoir Viscosity	ДНС дПа / Yield Point, dPa		СНС дПа / Static Shear Stress, dPa		Жестк. по Са2+ мг/л / Са2+ Hardness, mg/l		Сод. хлор-ионов, мг/л / ChlorideIonContent, mg/l		Песок,% Sand, %					УЭС, Оm*m					Водоотд.,мл/30 мин / Water loss, ml/30 min					Корка,мм / Mud cake, mm			МБТ, кг/м3 / MBT, kg/m3
Глинистый БР
0-100	1,14	80-100	-	-		-		-		-		-			-							<20			-				-
100-251	1,14	60-80	-	-		-		-		-		-			-							<20			-				-
Пилотный ствол
Техническая вода
251-2090	1,02 (1,16)
Эмульсионно-гелевый БР
2090-2340	1,24	45-75	15-25	70-140		-		-		-		-		<0.5				<4					-					-
2340-2523	1,38	45-75	15-25	70-140		-		-		-		-		<0.5				<3					-					-
Транспортный ствол
Эмульсионно-гелевый БР
2090-2421	1,35	45-75	15-25	70-140		-		-		-		-				<0.5			<3					-
Горизонтальный ствол
Безглинистый полисахаридный буровой раствор
2421-2628	1,05 (при Рпл=180атм)	45-60	12-20	70–120											>0.5						<4

---

Плотность промывочной жидкости для безопасного вскрытия нефтяного пласта определяется по формуле

Плотность промывочной жидкости для безопасного вскрытия нефтяного пласта _б.р , г/см³ определяется по формуле

(2.10)

где Р_пл=18,23 – пластовое давление, МПа

Н₀ = 2079м – глубина скважины до продуктивного пласта по вертикали.

1,05-1,2 – коэффициент, учитывающий превышающий давление в скважине над устьем

г/см³
3.5.1. Профилактика поглощений и водопроявлений.

1) Ограничить скорость как спуска, так и подъема, с целью снижения эффекта свабирования и поршневания, причем независимо от того, возникают ли поглощения во время бурения или СПО.

2) Чрезмерно высокая скорость проходки сказывается на увеличении количества шлама вкольцевом пространстве, уменьшая кольцевой зазор и увеличивает эффект поршневания. Для предотвращения увеличения содержания шлама в затрубном пространстве необходимо придерживаться рекомендаций по улучшению качества очистки ствола.

3) Восстанавливать циркуляцию необходимо с расхаживанием и вращением бурового инструмента при минимальной подаче буровых насосов. При спуске совершать промежуточные промывки.

4) Ограничить скорость спуска инструмента в интервалах разбуренных цементных мостов.

5) Плотность раствора должна соответствовать значениям программы промывки. Это не только повысит скорость бурения, но снизит вероятность потери циркуляции.

6) Реологические параметры раствора не должны превышать регламентированные программой значения.

7) Необходимо прокачивать вязкие пачки с целью очистки ствола от выбуренной породы. Вязкие пачки необходимо готовить на основе раствора из циркуляции, с добавлением материалов по борьбе с поглощениями крупной фракции.

8) Для предотвращения водопроявления поддерживать параметры бурового раствора согласно программе промывки. Иметь на буровой запас химреагентов для утяжеления и для проведения ИЗВ.

9) В случае водопроявления работы по ИЗВ производить по отдельному плану работ согласованнго с Заказчиком.

3. 1   2   3

---

Выбор бурильной колонны, компоновки ее низа, расчет бурильной колонны

Данные к расчету:

Н = 2628м – проектная глубина скважины по инструменту.

Д = 215,9мм – диаметр долота.

_б.р. = 1,05г/см³ – плотность бурового раствора.

Тип труб – ТБВК.
Ход расчета:

Диаметр труб и типы элементов бурильной колонны выбираем в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения по таблице 31 (1). Принимаем ТБВК – 140.

Длины элементов бурильной колонны:

а) L_т = 6,0м – длина ВЗД7LZ120х7-VI-K(1’30).

б) L_убт = 50м – длина УБТ-178

в) L_б.т. = Н-L_т-L_убт = 2628-6,0-50 = 2572м – длина труб ТБВК.

Принимаем трубы из стали «Д» с толщиной стенки 8мм по ГОСТ631-75. Итак, принята типы элементов БК:

ТБВК14082572м

УБТ-17850

ВЗД 7LZ120х7-VI-K(1’30)6,0м

Допускаемая глубина спуска колонны, составленной из труб ТБВК1408, определяем по формуле

(2.23)

где Q_р – допустимая растягивающая нагрузка для труб

нижней секции



где _р – предел текучести материала труб, мПа,

F_тр = 33,110^-4м² – площадь сечения трубы.

n = 1,3 – коэффициент запаса прочности для нормальных

условий.

k = 1,15 – коэффициент, учитывающий влияния трения, сил

текучести и сопротивлению движения жидкости.

F_к = 120,110^-4м² площадь проходного канала.

G =1,5т=0.01471 МН(меганьютон) – вес забойного двигателя.

_м = 7,85г/см³ – плотность материала труб.

Q_бт = 3110^-5МН – приведенный вес 1 п. м труб, таблица 24

_п = 6,5МПа – перепад давления на долоте и взд.

Q_УБТ= L_УБТq_б.т = 500,00156 = 0,078мН – вес УБТ.





L_дол=2599>L=2628м, что достаточно.

Таким образом буровая колонна будет состоять из одной секции.
Таблица 3.6. - Результаты расчетов

Интервал бурения, м		Бурильные трубы
от	до	d,мм	, мм	сталь	тип
0	2628	140	8	Д	ТБВК

---