Экономичность и эффективность бурения во многом зависят от качества применяемых промывочных жидкостей, состояния и организации промывочного хозяйства. Основным критерием, определяющим вид и качество промывочной жидкости, является невысокая стоимость и соответствие ее физико-химических свойств конкретным условиям бурения. Этот критерий обусловливает появление принципиально новых промывочных жидкостей и химических реагентов, совершенствование рецептур известных буровых растворов, а также повышение технического и организационного уровня их приготовления и использования.
Промывочная жидкость при бурении должна очищать забой скважины от буровой мелочи, создавать гидростатическое давление на стенки скважины, охлаждать долото, укреплять стенки скважины. Комплекс технологических процессов и операции по выбору состава, приготовлению, очистке, обработке, циркуляции, оценке потерь сопротивлений при циркуляции и воздействия на стенки скважины и керн промывочной жидкости называется технологией промывки скважин.
Многообразие геолого-технических условий бурения скважин, их усложнение, связанное с увеличением глубин скважин, развитие техники и технологии бурения, повышение требований по охране окружающей среды — это те факторы, которые необходимым образом сказываются на совершенствовании рецептур и качестве промывочных жидкостей. Кроме того, это требует совершенствования рецептур тампонажных смесей и технологии проведения тампонирования с целью ликвидации поглащений промывочных жидкостей, создания искусственных забоев и мостов, ликвидации проявлений в скважинах и закрепления неустойчивых интервалов горных пород.
Поэтому вполне закономерно, что в последнее время повышение производительности и эффективности бурения поисковых и геологоразведочных скважин тесно связано с технологией промывки и тампонирования скважин.
В настоящее время в практике бурения скважин применяется около 50 наиболее распространенных химических реагентов и свыше 500 их модификаций. В последнее время отмечается также тенденция увеличения ассортимента применяемых химических реагентов, что вызывает определенные затруднения в их использовании в связи с возрастанием загрязнения окружающей среды, поэтому необходимо проводить гигиеническое нормирование значительной части химических веществ, входящих в состав реагентов. Применение промывочных жидкостей с добавками химических веществ, требующих гигиенического нормирования, вызывает загрязнение воздуха, поверхностных, грунтовых и подземных вод, почв, угодий. Исходя из этого, в исследованиях рецептур промывочных жидкостей значительное внимание уделяется экологизации систем промывки скважин, под которой понимается сведение до минимума загрязнения окружающей среды наряду с достижением высоких технико-экономических показателей бурения. В проблеме экологизации систем очистки скважин ориентируются на использовании технологических схем получения природных реагентов из готовых природных малоопасных веществ, или реагентов, полученных за счет микробиологического синтеза.
Буровые промывочные жидкости
... контакте промывочной жидкости со стенками скважины происходит химическое растворение, ... промывочного агента могут происходить поглощение промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция. Поглощение промывочной жидкости удорожает, а подчас делает невозможным бурение скважины. Водопроявление ухудшает качество промывочной жидкости ... трения о стенки скважины. Буровые растворы обладают ...
Правильный выбор промывочной жидкости и тампонажных смесей, технологии промывки и тампонирования позволит проводить бурение с большей эффективностью и высоким качеством буровых работ, а также уменьшить загрязняющее воздействие на окружающую среду и избежать ухудшения экологической обстановки земной коры.
При выборе промывочных жидкостей и тампонажных смесей исходными данными являются следующие:
- общая характеристика района работ;
- геологический разрез с краткой характеристикой горных пород, слагающих разрез;
- мощность и глубина залегания отдельных горизонтов, свит, пластов и т.д.;
- инженерно-геологические условия бурения скважин — осложнения (обвалы, осыпи, набухание пород, прихваты, затяжки, проявления флюидов и газообразных компонентов, поглощения и т.д.), их краткая характеристика, величина пластовых давлений, давления поглощения и гидроразрыва, проницаемость пород и т.п.;
- общая минерализация пластовых вод и их солевой состав;
- специальное задание для более глубокой проработки отдельных вопросов промывки скважин.
скважина буровой промывочный жидкость
Краткая геологическая характеристика разреза скважины
Горизонт 1. Чередование глин, песка с галькой. Породы, слагающие пласт, относятся к породам осадочного комплекса.
Категория пород по буримости — II.
Интервал от 0 до 200 метров,
Мощность: 200 метров,
Осложнение: обвалы;
- Горизонт 2. Слой представлен мягкими глинами, в нижней части песок.
Категория по буримости — II.
Интервал от 200 до 600 метров,
Мощность: 400 метров,
Осложнение: поглощение, к = 7 ;
- Горизонт 3. Чередование песка с галькой, глины песчанистые.
Категория породы по буримости — III.
Интервал от 600 до 1100 метров,
Мощность: 500 метров,
Осложнение: нет;
- Горизонт 4. Доломиты, мергель.
Категория пород по буримости — IV.
Интервал от 1100 до 1500 метров,
Мощность: 400 метров,
Осложнение: нет;
- Горизонт 5. Песчаник — верхняя часть, аргиллиты — нижняя часть.
Категория пород по буримости — V.
Интервал от 1500 до 1820 метров,
Мощность: 320 метров,
Осложнение: коагуляция;
- Горизонт 6. Песчаник с песком, доломиты.
Категория пород по буримости — V.
Интервал от 1820 до2040 метров,
Мощность: 220 метров,
Осложнение: нет;
- Горизонт 7. Песчанник, аргиллиты, глина.
Породы абразивные. Категория пород по буримостиV.
Интервал от 2040 до 2250,
Мощность: 210 метров,
Осложнение: нет;
- Горизонт 8. Доломит с прослоями известняка.
Категория пород по буримостиVI.
Интервал от 2250 до 2550 метров,
Мощность: 300 метров,
Осложнение: Промышленная нефть. Пластовое давление флюида составляет: Р пл. = 21 МПа;
Построение конструкции скважины
Построение конструкции скважины ведется по проектному геологическому разрезу снизу вверх, начиная с конечного диаметра бурения. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работе в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Так как бурение ведется под геолого-разведочную колонну, то все интервалы бурения будут обсаживаться и цементироваться.
Конструкция скважины предусматривает установку 4 — х обсадных колонн.
НАМЕНОВАНИЕ КОЛОНН: (см. рисунок 1)
Направление 0 — 30;
- Кондуктор 0-200;
- промежуточная колонна 0 — 610;
- эксплуатационная колонна 0 — 2550.
Рис. 1
Бурение скважины предусматривает вращательный способ бурения с помощью роторного привода. Породаразрушающий инструмент — трехшарошечное долото. .
Диаметр долота для бурения под первую эксплуатационную колонну определяется по формуле:
д =Dэк+2δ, где
- диаметр долота,эк — диаметр эксплуатационной колонны,
эк = 127 мм. (т.к. Q =45 м3/сут.).
δ =15 мм.д =127+2*15=157 мм.
Выбираем долото Dд =165.1 мм..
Диаметр долота для бурения под промежуточною колонну определяется по формуле:
ок=Dд+(3 — 5 мм.).ок=165.1+5 мм.
dок170.1 мм.
Принимаю обсадную колонну с наружным диаметром 193,7 мм, внутренний диаметр 173,7 мм, при толщине стенки 10 мм, тогда диаметр долота будет равен:
д = 193,7+2*25=243,7 мм.
Выбираем долото диаметром 244,5 мм..
Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле:
ок=244,5+5мм.ок249,5 мм.д = 273,1+2*35=343,1 мм.
Выбираем долото диаметром 343,1 мм..
Диаметр долота для бурения под направление определяется по формуле: напр=343,1+5 мм.).напр=348,1 мм.д = 393,7+2*50=493,7мм.
Выбираем долото диаметром 495 мм.
Выбор буровой установки
Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.
Для моего варианта, я выбираю буровую установку Уралмаш 3000 БЭ, — рекомендуемая глубина бурения 3000 м. (характеристика приведена в табл. 1)
Таблица 1
| № пп | Параметры | Единица измерения | Количество |
| 1 | Максимальная грузоподъемность | МН | 1,7 |
| 2 | Рекомендуемая глубина бурения | м | 3000,0 |
| 3 | Максимальная оснастка талевой системы | 5 х 6 | |
| 4 | Длина свечи | м | 27 |
| 5 | Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната | кН | 210 |
| 6 | Диаметр талевого каната | мм | 28 |
| 7 | Вид привода | Электрический переменного тока | |
| 8 | Тип привода | Раздельный | |
| 9 | Мощность на барабане лебедки | кВт | 661 |
| 10 | Лебедка | У2 — 2 — 11 | |
| 11 | Буровой насос | БРН — 1 | |
| 12 | Число насосов | шт. | 2 |
| 13 | Гидравлическая мощность | кВт | 500 |
| 14 | л/с | 51 | |
| 15 | Ротор | Р — 460 | |
| 16 | Мощность, передаваемая на ротор | кВт | 368 |
| 17 | Вертлюг | УВ — 250 | |
| 18 | Вышка | ВА — 41 — 170 | |
| 19 | Полезная высота вышки | м | 41 |
| 20 | Кронблок | УКБА — 6 — 200 | |
| 21 | Грузоподъемность кронблока | т | 200 |
| 22 | Талевый блок | УТБА — 5 — 170 | |
| 23 | Грузоподъемность талевого блока | т | 170 |
| 24 | Дизель — генераторные станции: | ||
| Шифр | ТНЗ — ДЭ — 104СЗ | ||
| Число | шт. | 1 | |
| Мощность станции | кВт | 100 | |
| 25 | Производительность (суммарная) компрессорных станций | м³/мин | 10 |
| 25 | Максимальное рабочее давление воздуха | МПа | 0,8 |
| 27 | Средства механизации: | ||
| 28 | Расстановка свечей | АСП — 3М1 | |
| Удержание колонны, пневматические клинья | ПКР — 560 | ||
| Свинчивание и развинчивание свечей | АКБ — 3М | ||
| Регулятор подачи долота | РПДЭ — 3 | ||
| Раскрепление замков | Пневмораскрепитель (ПРС) | ||
| 29 | Метод монтажа | Крупноблочный, поагрегатный | |
Анализ инженерно — геологических условий
В этом разделе, на основе анализа условий залегания и свойств горных пород отраженных в условии задания определю мероприятия по предупреждению осложнений. Весь разрез скважины можно разделить на три интервала: интервал с осложнениями; интервал без осложнений и интервал продуктивного пласта.
ОБВАЛЫ
Если не предупредить обвал пород, то может случиться пробкообразование и потеря циркуляции жидкости, образование осыпей, обвалов.
В моем задании обвалы наблюдаются в первом горизонте, представленными чередованием глин, песка с галькой. Мощность 200 метров.
ПОГЛОЩЕНИЕ
Поглощение делится на частичные и полные, интенсивные и катастрофические.
При вскрытии пористых и трещиноватых пластов, при бурении скважин наблюдаются поглощения. Поглощение, как правило, сопровождается большим перепадом давления в системе «скважина — пласт», выдавливание пород. Поглощение возникает в случае превышения пластового давления, давления столба промывочной жидкости. Превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым происходит: при вскрытие горных пород с применением раствора высокой плотности, при завышении величины СНС, при спуске буровых труб с завышенной скоростью и т.д.
Ожидаемые последствия: поглощение с коэффициентом 7, потери циркуляции и устойчивости стенок скважины, осыпи, обвалы, снижение до минимально-допустимых значений параметров бурового раствора (плотность, вязкость, СНС), что будет способствовать снижению давления на пласт.
Поглощение происходит во втором горизонте, представленном мягкими глинами с переходом в нижней части пласта в песок. Мощность слоя — 400 метров, до глубины — 600 метров
КОАГУЛЯЦИЯ
В интервале 5 при перебуривании этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++ , поступающих из перебуриваемых аргилитов. Кроме того, аргилиты будут способствовать насыщению р-ра глинистыми породами, что будет приводить к его загущению.
ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, ДАВЛЕНИЕ ФЛЮИДОВ Рпл = 21 МПа
Продуктивный пласт.
В процессе разбуривания в продуктивный пласт поступает буровой раствор и его фильтрат, оказывая вредное влияние на коллекторские свойства. Качество вскрытия продуктивного пласта будет зависеть от правильного выбора промывочной жидкости для перебуривания коллектора
При вскрытии продуктивного пласта может произойти интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти и ухудшением фильтрационных свойств коллектора.
Пластовое давление флюидов составляет 21 МПа. Пластовое давление горизонта определяется давлением газообразного компонента или флюида, приуроченных к данному горизонту. Это давление определяется путем геофизических измерений и имеет устойчивые значения для определенных структурных подразделений конкретного месторождения.
Продуктивная залежь обнаружилась в восьмом горизонте, представленным доломитом с прослоями известняка. Его мощность 300 метров, в интервале 2250 — 2550 метров.
Выбор типа промывочной жидкости для одного интервала или группы
Горизонт 1. (Обвалы)
Чередованием глин, песка с галькой. Мощность 200 метров.
(от 0 до 200метров).
Для предупреждения этого осложнения применяют для промывки скважины глинистый раствор с минимальной водоотдачей и повышенной плотностью. Водоотдачу глинистых растворов снижают путем их обработки соответствующими реагентами. Повышение плотности глинистого раствора достигается увеличением его концентрации — добавлением в него порошка утяжелителя. Бурение зон, склонных к обрушению, необходимо осуществить в наиболее короткие сроки, после чего данный интервал следует закрепить колонной обсадных труб, чтобы обеспечить возможность дальнейшей углубки скважины без осложнений
Горизонт 2. (Поглощение к = 7)
Слой представлен мягкими глинами, в нижней части песок. Мощность: 400 метров, (от 200 до 600метров).
При вскрытии этого пласта необходим раствор, обеспечивающий закупоривание пор поглощения и устойчивость стенок скважины. Этим параметрам отвечает известковый раствор. Стенки скважины будут укрепляться за счет ионов Ca++, поступление которых в раствор обеспечивается обработкой известью.
При вскрытии пласта необходимо поддерживать минимально допустимые значения вязкости, СНС и плотности бурового раствора.
Горизонты 3,4 (осложнений не предвидится)
В процессе бурения скважины в этих интервалах применяю глинистый гуматный раствор.
Горизонт 5,6,7. (коагуляция)
Катионы Ca2+ и Mg2+ необходимо связывать введенной в состав р-ра кальцинированной содой Na2CO3, для исключения коагуляционного загущения р-ра, а также загущения за счет обогащения твердой фазой необходимо в состав р-ра вводить УЩР, который подавляет структурообразование р-ра и снижает показатель фильтрации, а также ССБ, которая позволяет избежать коагуляционного загущения р-ра и снижает водоотдачу, затем CaCl2, который обладает ингибирующим действием.
Горизонт 8 (нефтеносный).
Раствор на водной основе заменяется известково-битумным раствором (раствор на нефтяной основе), т.к. он позволит в значительной степени сохранить коллекторские свойства.
Выбор свойств промывочной жидкости для каждого из намеченных интервалов
Горизонт 1.
Утяжеленный глинистый раствор.
Готовится на основе нормального глинистого раствора путем введения баритового концентрата и понизителя вязкости.
Основные технические параметры:
плотность ρ = 1700 кг/м3
вязкость Т = 26 с
показатель фильтрации Ф30 = 5 см3
статическое напряжение сдвига СНС 1/10 Па
толщина фильтрационной корки t = 4 мм
динамическое напряжение сдвига τ = 1,6 Па
пластическая вязкость μп = 29 мПа * с
эффективная вязкость μэ = 29 мПа * с
водородный показатель рН = 8
Т.к. в данном интервале возможны осыпи, а за ними и обвалы, нужно повысить плотность для повышения плотности бурового раствора. С целью регулирования гидродинамического давления в скважине вводим баритовый концентрат 30 %. Раствор обрабатывается понизителем вязкости УЩР 5%.
УЩР также образует на глинистых частицах защитную пленку и является нейтрализатором.
Горизонт 2.
Известковый раствор готовится на основе нормального глинистого раствора.
Плотность ρ = 1100 кг/м3
Показатель фильтрации Ф30 = 5 см3
Статическое напряжение сдвига СНС = 15/30 Па
Динамическое напряжение сдвига τ = 15 Па
Пластическая вязкость μп = 18 мПа * с
Водородный показатель рН = 9
Условная вязкость Т = 25 с.
Состав:
Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывают известью 0,3 %, т.к. известь является источником Са++ .Процесс взаимодействия ионов Са++ с горной породой сопровождается образованием конденсационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины.
Для того, чтобы понизить коагуляцию, структурообразование и водоотдачу, вводим лигносульфанаты: ССБ 3% (сульфид спиртовая борда), ОССБ (окисленная сульфид спиртовая борда ) 1% и окзил 1%. Вышеперечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем. Реагенты разжижителей создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы и блокируют тем самым их активные участки. Наряду со снижением вязкости лигносульфаты снижают водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки.
Вводим 0,3 % каустика, чтобы установить нужную щелочность; КМЦ — Са — форма 1,5%. КМЦ понижает вязкость и водоотдачу, а также оказывает защитное действие; ГИПАН 0,2%, который понижает водоотдачу и повышает вязкость.
Горизонты 3,4.
Глинистый гуматный раствор с добавлением УЩР.
Плотность ρ = 1060 кг/м3
Показатель фильтрации Ф30 = 4-8 см3
Статическое напряжение сдвига СНС = 30/80 Па
Динамическое напряжение сдвига τ = 2 Па
Пластическая вязкость μп = 6 мПа * с
Водородный показатель рН = 8=8,5
Условная вязкость Т = 20-60 с.
Горизонты 5,6,7.
Состав гуматного р-ра:
- УЩР — 20-30 кг/м3;CO3 — 1,-1,5 кг/м3;
- CaCl2 — 0,5 — 0,9 кг/м3;
- Вода — остальное.
Параметры раствора:
Плотность ρ = 1060 кг/м3
Показатель фильтрации Ф30 = 4-7 см3
Статическое напряжение сдвига СНС = 30/80 Па
Динамическое напряжение сдвига τ = 2,0 Па
Пластическая вязкость μп = 6 мПа * с
Водородный показатель рН = 8,5-9
Условная вязкость Т = 20 — 30 с.
Горизонт 10.
Нефтепроявление.
Известково-битумный раствор.
Определим плотность ИБР(известково битумный раствор) по формуле:
кг/м3
Кб — коэффициент безопасности Кб = 1,1
Рпл — пластовое давление; Рпл = 21 МПа- глубина залегания кровли пласта; Z = 2250 м
ρр = (21*106 * 1,1)/ (9,81*2250) = 1048 кг/м3
Т = 30 с
Ф30 = 0 см3
рН = 8
СНС 1/10= 5/14 Па
μп = 17 мПа*с
τ = 1,4 Па
μэ = 17 МПа*с= 0 мм
Известково-битумный раствор — это раствор на нефтяной основе, который состоит из дизельного топлива марок ДЛ Д3, содержащий определенное количество ароматических углеводородов и выполняющий функции дисперсной среды, в которой взвешены остальные компоненты.
Высокоокисленный битум, который обеспечивает низкую фильтрацию и повышает структурно — механические свойства бурового раствора, выполняет функцию дисперстной фазы. Поверхностно-активные вещества, в качестве которых используются сульфанол, предназначены для регулирования структурно — механических свойств раствора.
В раствор вводятся 563 кг. дизельного топлива, 155 кг. битума, известь негашеная 310 кг. вода 60 кг, сульфанол НП-1 12 кг.
Определение количества потребных материалов для приготовления промывочной жидкости с заданными свойствами
Определение количества промывочной жидкости для бурения под направление:
рн = Vисх+Vзап.н+Vбур.н, м3, где
исх — на начальном этапе равен объему циркуляционной системы буровой установки из т.17 (3), согласно классу буровой установки -5
исх =120м3;зап.н — запасной объем ,м3;зап.н= Vс.н= π D2/4 *lci м3
Где Dc.н=0,495 м-наружний диаметр долота для бурения под направляющую колонну
=30 м.
зап.н= 3,14*0,4952/4*30=5,77м3
Vбур — объем промывочной жидкости необходимой для бурения бурнорма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под направляющую колонну =2,76 м3/м
бур =2,76 ∙30=82,8 м3рн=150+5,77+82,8=208,57 м3
2 Определение количества промывочной жидкости для бурения под кондуктор:
рк = ΔVзап.к+Vбур.к, м3, где
ΔVзап.к =; Vзап.к- Vзап.н
где Vзап.к= V1зап.к+ V2зап.к
где в свою очередь V1зап.к= внутренний объем направляющей колонны -внутренний диаметр обсадной колонны направления =0,359 м
V1зап.к = 3,14*0,3592/4*30=3,035 м3
зап.к= м3 внутренний объем ствола для кондуктора
Где Dc.к=0,3431 м-наружный диаметр долота для бурения под кондуктор
длина интервала бурения под кондуктор м.
зап.к =3,14*0,3432/4*(200-30)=15,7
Vзап.к=3,04+15,7=19,1 м3
зап.к> Vзап.н следовательно необходимо пополнить запас промывочной жидкости
ΔVзап.к=15,7-5,8=9,9
бур.к — объем промывочной жидкости необходимой для бурения скважины под кондуктор бур.к=норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под кондуктор =2,53 м3/м
бур.к =2,53 ∙200=506 м3рк =9,9+506=515,9 м3 ,
3 Определение количества промывочной жидкости для бурения под промежуточную колонну:
Vрк = ΔVзап.пр+Vбур.пр, м3, где
ΔVзап.пр =; Vзап.пр- Vзап.к
где Vзап.пр= V1зап.пр+ V2зап.пр
где в свою очередь V1зап.пр= внутренний объем колонны кондуктора -внутренний диаметр обсадной колонны кондуктора =0,2501 м
зап.пр=3,14*0,25012/4*200=9,82 м3зап.пр= м3 внутренний объем ствола для промежуточной колонны
Где Dc.пр=0,2445 м-наружный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну
длина интервала бурения под промежуточную колонну м.
зап.пр=3,14*0,24452/4*(610-200)=19,24 м3зап.пр=9,82+19,24=29,06м3
зап.пр> Vзап.к следовательно необходимо пополнить запас промывочной жидкости
ΔVзап.пр=29,1-19,1=10
бур.пр — объем промывочной жидкости необходимой для бурения скважины под промежуточную колонну бур.пр=норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под промежуточную колонну =1 м3/м
бур.пр =1 ∙(610-200)=410 м3р.пр =10,0+1400=1410 м3 ,
Определение количества промывочной жидкости для бурения под зксплуатационную колонну:
рк = ΔVзап.пр+Vбур.пр, м3, где
ΔVзап.пр =; Vзап.пр- Vзап.к
где в свою очередь V1зап.пр= внутренний объем промежуточной колонын -внутренний диаметр промежуточной колонны =0,1737 м
зап.пр=3,14*0,17372/4*610=14,45 м3
зап.пр= м3 внутренний объем ствола для эксплуатационной колонны
Где Dc.э=0,1651 м-наружный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну
длина интервала бурения под промежуточную колонну м.
зап.пр=3,14*0,16512/4*(2250-610)=35,1м3зап.пр=14,45+35,1=49,55м3
зап.пр> Vзап.к следовательно необходимо пополнить запас промывочной жидкости
ΔVзап.пр=49,55-29,1=20,45
бур.пр — объем промывочной жидкости необходимой для бурения скважины под эксплуатационную колонну бур.э=норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под зксплуатационную колонну=0,32 м3/м
бур.э =0,32 ∙(2250-610)=524,8 м3
Vр.э =20,45+524,8=545,25 м3 ,
5. Определение общего количества промывочной жидкости для бурения скважины:
р.с = Vрн + Vрк + Vр.пр + Vр.э =208,57 +515,9 +1410+545,25=2679,7 м3 ,
Перед вскрытием продуктивного водоносного пласта необходимо провести полную замену промывочной жидкости.
- Определение количества промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта и добуривания до проектной глубины
рх = Vисх+Vзап.х+Vбур.х, м3, где
Vисх — на начальном этапе равен объему циркуляционной системы буровой установки из т.17 (3), согласно классу буровой установки -5
исх =120м3;зап.э — запасной объем ,м3;зап.э= Vс.э+ Vо.пр м3
Где Vс.э- обьем скважины под эксплуатационную колоннуо.пр внутренний объем промежуточной колонны.
зап.э=
Где Dc.э=0,1651 м-наружный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну пр=0,1737 м- внутренний диаметр промежуточной колонны
зап.э=3,14*0,16512/4*(2550-610)+ 3,14*0,17372/4*610=55м3
бур.э — объем промывочной жидкости необходимой для бурения
Vбур.э=норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под эксплуатационную колонну =0,32м3/м
- длина интервала бурения под эксплуатационную колонну =300 м.
бур.э =0,32 ∙300=96 м3рэ=120+ 55+96=271 м3
Потребное количество глины и воды для приготовления раствора.
Расчет количества материалов производится на основании объема промывочной жидкости, необходимой для бурения скважины или отдельного пласта, причем необходимое количество определяется для каждого интервала бурения скважины.
Количество глины, для приготовления раствора зависит от её качества, которое определяется показателем — выход раствора, м3
Вр=г =1т, масса глины;
- плотность глины ( =2,5т/м3);
- плотность воды ( =1 т/м3);
- плотность раствора, условная вязкость которого составляет 25с, =1,1т/м
Вр= м3
Масса глины, необходимая для приготовления потребного количества раствора, определяется по формуле:
г== 2,5*2679,7(1,1-1)/(2,5-1)=446,6т
Масса воды, необходимая для приготовления потребного количества раствора, определяется по формуле:
в== 1*2679,7(2,5-1,1)/(2,5-1)=2501т
средний расход глины на бурение 1м скважины
г= mг/L = 446,6/2250 =0,198т
средний расход воды на бурение 1м скважины
в= mв/L = 2501/2250 =1,11т
Устройства для приготовления и очистки промывочной жидкости
Для приготовления глинистого раствора используются лопастные глиномешалки, фрезерно-струйные мельницы, гидроэжекторные смесители, гидравлические и механические перемешиватели, диспергаторы.
Для приготовления больших объемов буровых растворов, их утяжеления, а также для хранения запаса порошковых материалов на бурящейся скважине используют блоки приготовления раствора типа БПР. В комплект блока входят два вертикальных силоса, соединенных в общий блок, два выносных гидросмесителя эжекторного типа, которые соединены с силосами. Гидросмесители имеют воронки для ввода материала в зону смешивания вручную.
Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс механических устройств: вибрационные сита, блоки параллельно соединенных гидроциклонов (песко- и илоотделители), сепараторы (блок гидроциклонов в комбинации с виброситом), глиноотделители (гидроциклоны, работающие по обратному циклу, центрифуги).
Литература
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/na-temu-modifikatsiya-dolot-po-promyivke/
- Л.М.Ивачев «Промывочные жидкости в разведочном бурении» Москва, Недра, 1975 год.
- А.Г.Калинин, В.И.Власюк, О.В.Ошкордин, Р.М.Скрябин «Технология бурения разведочных скважин» Москва, Техника, 2004 год.
- Н.В.Соловьев «Методические указания по курсу «Промывочные жидкости и тампонажные смеси» Москва МГГА 1996 год.
- Ю.И.Гайдуков, В.Е.Прянишников, В.С.Трепачев, О.В.Ястребов «Руководство по применению промывочных жидкостей в колонковом бурении» Москва, Недра, 1970 год.
- Л.М.Ивачев «Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин» Москва, Недра, 1989 год.
- Я.А.Рязанов СПРАВОЧНИК по буровым работам Москва Недра 1979.
- А.Г.Калинин, О.В.Ошкардин, В.М.Питерский, Н.В.Соловьев, «РАЗВЕДОЧНОЕ БУРЕНИЕ».
Москва, «Недра», 2000.
- А.Г.Калинин, А.З.Левицкий, А.Г.Мессер, Н.В.Соловьев, «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые», Москва, «Недра», 2001 год.
- К.А.Боголюбский, Н.В.Соловьев, А.А.Букалов «Практикум по курсу промывочные жидкости и тампонажные смеси с основами гидравлики», Москва, 1991
