Файл: Выпускная квалификационная работа на тему " Технология бурения эксплуатационной скважины глубиной 4800 метров в условиях поглощения бурового раствора на месторождении Южный Небитдаг (Республика Туркменистан) " Выпускную квалификационную.docx

---

3.7. Выбор вида и промывочной жидкости по слоям горных пород

При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы:

1) системы промывок с выходом раствора на поверхность;

2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией.

В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность.

В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна.

В условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения, способствующие выпучиванию пород, сужению ствола и обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит не только от горного давления, но и от давления промывочной жидкости.

В бурении горное давление всегда превышает гидростатическое столба промывочной жидкости в скважине и способствует разрушению стенок скважины, если прочность самой породы недостаточна или значительно ослаблена в результате воздействия промывочной жидкости. Наиболее интенсивна деформация породы непосредственно у стенок скважины, где боковое давление не уравновешивается гидростатическим и силами сцепления горной породы. Характер изменения сил сцепления в породе обусловлен геолого-минералогическими особенностями горной породы и ее взаимодействием с промывочной жидкостью, главным образом физико-химическим.

Физико-химическое воздействие жидкости на горную породу проявляется в трех основных формах:

---

1) активное воздействие, основанное на процессах гидратации, диссоциации, ионообмена и химических превращений;

2) адсорбционное воздействие;

3) осмотическое воздействие.

Основное отрицательное влияние промывочной жидкости на прочность горных пород сводится к физико-химическим изменениям в структуре пород под действием фильтрата. Действие фильтрата сопровождается диспергацией глинистой составляющей породы, набуханием, капиллярным и динамическим расклиниванием. На контакте промывочной жидкости со стенками скважины происходит химическое растворение, выщелачивание, гидромеханическое разрушение породы. Процесс усиливается механическим воздействием бурильной колонны на стенки скважин.

Характер и скорость ослабления связей между частицами горных пород при бурении с промывкой во многом зависят от наличия естественных нарушений сплошности породы (пористости, трещиноватости). С одной стороны, они сами являются источником уменьшения механической прочности породы и способствуют ее смачиванию. В местах нарушения движется фильтрат и возникают капиллярные силы. С другой стороны, наличие нарушений является условием образования фильтрационной корки из частиц твердой фазы промывочного агента, способствующей повышению устойчивости породы.

Соотношение давлений столба промывочной жидкости и пластового (порового) определяет величину дифференциального давления в скважине, которое играет важную роль не только в сохранении стенок скважины, но и в процессе разрушения породы на забое и прихватах бурового инструмента.
Таблица 3.3. Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	от (верх)	до (низ)	плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	водоотдача, см3/30 мин	СНС, МПа через,мин		корка, мм	Содержание твердой фазы,%			рН	минерализация, г/л	плотность до утяжеления, кг/м3
						1	10		коллоидной (активной) части	песка	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Нефтеэмульсионный гуматно лигносульфонатный	0	600	1220	30-50	8-10.	15-20	20-40	2,0-2,5	8,90	4	12,90.	9,0	13-15	1200
	600	1200	1250	"	"	"	"	"	10,65	4	14,65	"	"	1200
А Л К А Р-3 М	1200	1800	1330	30-35	4-6.	0-5	0-10	1,0-2,0.	12,50.	3	15,50.	11-12	15	1200
	1800	3500	1350	"	"	"	"	"	14,24	3	17,24	"	"	1200
	3500	4200	1360	30-35	3-4.	0-5	0-10	0,5	15,67	2	17,67	11-12	15-17	1200
	4200	4500	1420	30-35	3-4.	0-5	0-10	0,5	15,67	2	17,67	11-12	15-17	1200
	4500	4600	1460	30-35	3-4.	0-5	0-10	0,5	15,67	2	17,67	11-12	15-17	1200
	4600	4700	1520	30-50	2-3	0,5-2	0,5-2,5	0.5	16.85	2	18,85	9,5	15-17	1200
	4700	4800	1620	30-50	2-3	0,5-2	0,5-2,5	0.5	18.3	2	20.30	9,5	15-17	1200

---

Таблица 3.4. Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину
Название компонентов бурового раствора	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, тн
		название колонн			суммарная на скважину
		324мм Кондуктор	245мм Промежуточная колонна	139,7мм Эксплуатационная колонна
Глинопорошок бентонитовый марки ПБМБ	TS 00203743-4-96	8,6	41,6	21,1	71,3
УЩР	ТУ10243852-01-92	-	9,6	-	9,6
КССБ-2	ТУ 2454-325-05133190-2000	-	4,8	15,2	20
ФХЛС	ТУ 39-01-08-348-78	-	-	11	11
NaOH	ТУ 6-01-1306-85	0,3	1,2	2,3	3,8
ХТ-48	ТУ 39-094-75	-	1,2	1	2,2
Графит	TDS 5279-74	-	1,6	1,4	3
Хромпик	TDS 2651-78Е	-	-	0,8	0,8
Цемент	TDS 1581-96	-	-	-	-
Нефть	товарная	-	26,8	52	78,8
Na2CO3	TDS 5100-79	-	0,4	-	0,4
Утяжелитель баритовый	TDS 4682-84	-	17,4	18,7	36,1
Вода	морская	30	202	205	437

---

---