Буровые промывочные и тампонажные растворы

 

 

Таблица 7

Прихватоопасные зоны

 

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Вид прихвата	Наличие ограничений на оставление ин-та без движения или промывки	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Pgt11	0	460	сальникообразование	Да	Недостаточная очистка бурового раствора от шлама и нарушение режима бурения

 

Таблица 8

Прочие возможные осложнения

 

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Вид осложнения	Характеристика осложнения и условия  возникновения
	от (верх)	до (низ)
K1vrt–Т	1515	2500	Сужение ствола скважины	Сужение ствола вследствие разбухания глин, слагающих разрез скважины и  образование гл. корки в интервале проницаемых пластов (песчаников и алевролитов) при условии Рпл>Р столба промывочной жидкости

 

 

 

 

 

 

1.4. Конструкция скважины

На данной площади используется следующая типовая конструкция  скважины, представленная в табл. 9

Таблица 9

N колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал по вертикали, м		Номинальный диаметр ствола скважины (долота), в интервале, мм	Необходимость (причина) спуска колонны
		от (верх)	до (низ)
1	направление	0	30	393,7	Предохранение устья от размыва
2	кондуктор	0	500	295,3	Перекрытие верхних неустойчивых отложений, изоляция верхних водоносных горизонтов, оборудование устья ПВО
3	эксплуатационная	0	2500	215,9	Проведение испытания эксплуатационного объекта в колонне (васюганская свита)

 

 

 

1.5. Применяемые на данной площади промывочные жидкости и их параметры по интервалам    бурения

Таблица 10

Типы и параметры применяемых  буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	до (низ)	Плотность, г/см3	Условная вяз кость, с	Водоотдача, см3/30мин	СНС, мгс/см2 через, мин		Корка, мм	Содержание твердой фазы,  %		рН	минерализация, г/л	ДНС, мгс/см2
						1	10		Коллоидной (активной) части	песка
Глинистый буровой раствор	0	30	1,14	60-80	5-6	15	25	1,5	3,2-4,3	1,0	8-8,5	0,5-1	14-17
Глинистый буровой раствор	30	524	1,14–1,16	60-80	5-6	20	35	1,5	6,3-8,6	1,5	8-8,5	0,2	17-20
Глинистый буровой раствор	524	1515	1,1	60-80	5-6	20	35	1,2	6,3-8,6	1,5	8-8,5	0,5-1	17-20
Хлоркалиевый раствор	1515	2500	1,12±0,02	25-30	5	5	10	1,0	7,7-7,85	1,0	8-9	6-7	9-11

 

 

1.6. Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения

Таблица 11

Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонент

 

 

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора	Интервал, м		Название (тип) раствора	Название компонента в порядке ввода	Плотность, г/см3	Содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %	Влажность, %	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3	Примечание
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	0	30	Глинистый буровой раствор	куганакский глинопорошок кальцинированная сода CaCl2 Celpol–RX	2,4   2,5 1,28 1,6	98-99   до 99 5-10 98	8   1-2 1-2 8	250   3 10 2	Повышение устойч. стенок скв. Регулирование СНС
2	30	524	Глинистый буровой раствор	кальцинированная сода CaCl2 Celpol–RX графит	2,5 1,28 1,6 1,11	98-99 5-10 98 8-12	8 1-2 8 0,5	3 10 5 5	Регулирование СНС Смазочная добавка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
3	524	1515	Глинистый буровой раствор	кальцинированная сода CaCl2 Celpol–RX графит	2,5 1,28 1,6 1,11	до 99 5-10 98 8-12	1-2 1-2 8 0,5	3 10 2 5	Повышение устойч. стенок скважины Регулирование СНС Смазочная добавка
4	1515	2500	Хлоркалиевый раствор	Кальцинированная сода Т-66, Т-80 Celpol–SL KCl ДСБ–4ТМП НТФ ФХЛС	2,5 1,075 1,6 1,99 0,98-1,00 1,00 1,36	до 99 до 80 98 98 до 50 96 до 95	1-2 - 8 1-2 паста 2-3 не более 10	3 30 2 70 5 0,5 15	Повышение устойч. стенок скв. Регул. СНС Стабилизация раствора Смазочная добавка Регулирование вязкости

 

 

7. Применяемое оборудование в циркуляционной системе

 

На данном предприятии  используется типовая схема очитки бурового раствора. В нее входят:

• две емкости по 100 м³, запасная и основная;
• глиномешалка, для внедрения реагентов в буровой раствор в процессе бурения;
• два вибросита со сменными сетками;
• илоотделители и пескоотделители;
• лопастные перемешиватели, применяемые для предупреждения осаждения на дно емкости дисперсной фазы.

 

1.8. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

Таблица 12

Расход бурового раствора по интервалам бурения

Интервал, м Расход, м3/с	30-524	524-1515	1515-2500
Для выноса шлама	0,037	0,0146	0,0146
Для нормальной работы ЗД	0,036	0,036	0,0143
Для очистки забоя	0,024	0,0168	0,0128
Выбранный	0,037	0,036	0,0146

 

2.  Выбор растворов по интервалам бурения скважин

1. Анализ используемых в УБР буровых растворов

 

С точки зрения бурового предприятия  данная гамма буровых растворов  подобрана вполне правильно и  целесообразно. При проводке основного  ствола скважины используется глинистый  водный раствор. Он удовлетворяет общепринятым требованиям  при бурении: обеспечивает необходимую репрессию на пласт, поддерживает гидростатическое давление в скважине, очищает забой от шлама и т.д.

Основой в глинистом растворе является куганакский глинопорошок. Он применяется для структурообразования и увеличения плотности промывочной жидкости.

Кальцинированная сода – порошок марки Б или I–III сортов (при изготовлении из нефелинового сырья). Добавляется в промывочную жидкость в сухом виде или в виде водного раствора 5-10 %-ной концентрации. Сильная щелочь. Применяется при модификации глинопорошков и баритового утяжелителя. Поставка в мешках массой 40-50 кг. Гарантийный срок годности 3-6 мес (зависит от завода-изготовителя). Вводится для повышения устойчивости стенок скважины  и связи ионов Ca⁺ и Mg⁺ в процессе бурения.

 Хлористый кальций – применяется для регулирования СНС. Порошок, чешуйки или гранулы; типы – кальцинированный, плавленый или жидкий. Добавляется в промывочную жидкость в товарном виде или в виде 30-50%-ного водного раствора. Величина добавки 0,1-10%, зависит от типа применяемой промывочной жидкости. Неприменим в калиевых растворах. Поставляется в стальных барабанах массой 100-150 кг, полиэтиленовых мешках массой 50 кг, контейнерах МК2-1,5, или специальных железнодорожных цистернах. Срок годности не ограничен.

Celpol-RX(SL) – экспериментальный импортный реагент вводится для понижения водоотдачи.

Графит – смазочная добавка. Порошок марок ГС-1, ГС-2, ГС-3 и ГС-4, применяется совместно с нефтью (СМАД-1) или отработавшим маслом в количестве 1-2%. Поставка в мешках массой 40 кг. Срок хранения не ограничен. 

Т-66, Т-80 – флотореагенты, жидкость плотностью 1,02-1,05 г/см³, добавляются в промывочную жидкость в виде водного раствора 50%-ной концентрации. Применяются как стабилизаторы в соленасыщенных промывочных жидкостях, пеногасители и поглотители сероводорода. Величина добавки 0,5-1% (в пересчете на товарный продукт). Пожароопасны, при добавке 10% воды не горят. Поставки в железнодорожных цистернах. Срок хранения не ограничен.

Хлористый калий или хлоркалий-электролит – ингибитор диспергации глины. Повышает устойчивость раствора к воздействию солей, устойчивость горных пород, а также улучшается качество вскрытия пласта. Порошок (гранулы, кристаллы) или куски различного размера. Добавляется в промывочную жидкость в товарном виде. Величина добавки 1-7%, зависит от типа и влажности разбуриваемых глинистых пород и типа промывочной жидкости. Поставляется в мешках массой 40-50 кг или навалом в крытых вагонах. Гарантийный срок годности 6-12 мес.

ДСБ-4ТМП – смазочная добавка.

НТФ – нитрилтриметил фосфоновая кислота. Понизитель вязкости.

ФХЛС – феррохромлигносульфонат. Понизитель вязкости. Порошок, добавляемый в промывочную жидкость с pH=8,5-9,5 в сухом виде или в виде водного раствора 30-40%-ной концентрации. Величина добавки 2-3% (в пересчете на товарное вещество). Сильно вспенивает. Поставка в мешках массой 40 кг. Гарантия 12 мес.

 

2.2. Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

Основной исходный раствор – глинистый буровой  раствор для первого интервала бурения. Данный тип раствора вполне приемлем для бурения данной площади. Если в процессе бурения корректно регулировать свойства (r=1,14-1,16 г/см³, УВ=60-80 с, ПФ=5-6 см³/30 мин, СНС=15,25(20,35)мгс/см², pH=8-8,5) бурового раствора, то на этом растворе можно бурить до глубины 1515 м. Осложнения в этом разрезе не серьезные, если не отклоняться от параметров бурового раствора по ГТН.