Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

ΔΡ = (1,5-3,5) МПа -максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Величину  плотности следует вычислить  по обеим приведенным формулам и  из двух полученных значений принять  меньшее.

Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность  промывочной жидкости находится  по следующей формуле:

r_о= а*К_а

где К_а - коэффициент аномальности пластового давления;

а - коэффициент запаса.

При выборе плотности должно быть выполнено  условие: К_а<r_о<К_п. Поэтому следует проверить, выполняется ли это условие при выбранной плотности бурового раствора.

Выбор реологических свойств  бурового раствора

Реологические свойства промывочных жидкостей  обычно характеризует значениями пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τ₀.

Реологические свойства зависят, прежде всего, от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих  к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой  дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

Реологические свойства промывочных жидкостей  зависят от концентрации твердой  фазы. В свою очередь, содержание твердой  фазы непосредственно связано с  плотностью бурового раствора. По этой причине принято представлять показатели реологических свойств буровых  растворов как функцию их плотности.

Наиболее  изученными являются реологические  свойства глинистых растворов. Зависимости  пластической вязкости и динамического  напряжения сдвига от плотности глинистых растворов приведены на рисунок 1.

Рисунок 1 - Зависимость пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов

На рисунке 2 приведены зависимости реологических свойств от плотности для безводных растворов на углеводородной основе, на рисунке 3 -аналогичные зависимости для обращенных (инвертных) эмульсионных растворов.

Рисунок 2 - Зависимость реологических свойств от плотности для безводных растворов на углеводородной основе

Рисунок 3 - Зависимости для обращенных (инвертных)

эмульсионных  растворов

Зная  плотность бурового раствора для  каждого технологического интервала, находят по графикам значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, соответствующие выбранной  плотности.

В настоящее  время признается, что увеличение дифференциального давления на забое  скважины приводит к ухудшению показателей  работы долота. Поэтому с целью  повышения технико-экономических  показателей бурения стремятся  снизить давление промывочной жидкости на забои. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются  уменьшить гидравлические сопротивления  при течении бурового раствора в  затрубном пространстве.

Снижение  гидравлических сопротивлений достигается  за счет уменьшения скорости восходящего  потока бурового раствора. При бурении  неустойчивых пород одним из технологических  приемов, уменьшающих осложнения, является снижение эрозионного действия потока бурового раствора на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного  режима течения бурового раствора в  затрубном пространстве. Характер режима течения бурового раствора определяется значением безразмерного критерия Рейнольдса, которое, в свою очередь, является функцией пластической вязкости и динамического напряжения сдвига раствора. Если выбрана скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарное течение в затрубном пространстве.

Выбор величины показателя фильтрации

Значение  показателя фильтрации бурового раствора для конкретных интервалов разреза  следует определять на основе сравнения  поведения стволов скважин, ранее  пробуренных  на данной площади.

Выбор величины водородного  показателя

Величина  водородного показателя буровых  растворов на водной основе

 выбирается  в зависимости от вида раствора, вида химических реагентов, используемых для регулирования его свойств.

Содержание песка

Содержание  песка определяется по процентному  содержанию в буровом растворе твердых  частиц, поддающихся седиментационнму отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.

Выбор статического напряжения сдвига

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Исследования  ВНИИКРнефти и многолетняя практика бурения показали, что одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должна находиться в пределах θ₁=5-15 дПа.

Согласно  рекомендациям ВНИИКРнефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

Выбор значения условной и  эффективной вязкости

Условная  вязкость, как и эффективная вязкость, зависит от внутреннего трения и  структурообразования в дисперсной системе.

Эффективную вязкость можно определить по формуле:

Условная  вязкость при заданных значениях  пластической вязкости и динамического  напряжения сдвига рассчитывается по формуле:      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4 Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора 

 

Геологический разрез Татарстана, в частности С. Альметьевское месторождение, сложен в основном устойчивыми горными породами поэтому, до продуктивного горизонта в качестве буровой жидкости можно применить естественную техническую воду (ЕВС).

Для улучшения  качества буровые растворы обрабатывают химреагентами.

По влиянию  на структурно-вязкостные свойства и  показатель фильтраций все реагенты, добавляемые к буровому раствору можно разделить на три группы:

1. реагенты – стабилизаторы: к этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;
2. реагенты – структурообразователи: к ним относятся все щелочные электролиты – кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натрий;
3. реагенты – коагуляторы: к этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.)

В интервале от 50 до 663 м., применяется  техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента. 

С глубины 1831 до 1926 м, с целью качественного вскрытия продуктивного горизонта и создания достаточного противодавления на него, а также для предотвращения обваливания неустойчивых пород в качестве буровой жидкости применяем полимер-глинисто меловой раствор, способный образовывать малопроницаемую фильтрационную корку в отложениях коллекторов,  удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы, регулировать структурно-механические и фильтрационные показатели.   

При этом добавляют следующие химические реагенты: Бентонит, Карбонатный утяжелитель, бактерицид, КМЦ, Кальцинированная сода.

Бентонит  – раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор предупреждает проникновение пластовых вод, а также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при работе и ускоряет процесс бурения.

КМЦ –  карбоксилометилцеллюлоза, мелкозернистый или волокнистый материал, белого цвета. Применяется для понижения водоотдачи и структура образования.

Бактерицид - предназначен для предотвращения бактериального разложения органических компонентов буровых растворов на водной основе, таких как полисахариды и биополимеры. Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета с рН=4-7.

Кальцинированная  сода (Na2CO3) - представляет собой белый или серый порошок плотностью 2,5 г/см3, трудно растворимый. При малых концентрациях разжижение, а при увеличении концентрации и резкое загущение и в дальнейшем коагуляция глины в растворе.

Карбонатный утяжелитель – предназначен для повышения плотности буровых растворов при бурении, обеспечивает плотность буровых растворов до 1,70 г/см3. Целесообразно использовать при вскрытии продуктивных пластов. Растворимость при кислотной обработке 98%, обладает седиментационной устойчивостью.

Определим необходимую плотность  бурового раствора для создания противодавления  на продуктивный пласт

                                                        

где а = 1,05 - 1,1 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,1.

 

Принимаем плотность бурового раствора 1,03 г/см³.

Согласно  условию безопасного бурения кгс/см ², должно быть больше на 10 – 15%. Проверим это условие для нашего случая:

Определяем  потребное количество сухой глины, воды, химический реагентов и утяжелителя (мела) для закачивания скважины на глинистом растворе в интервале 1831 – 1926м.

Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины

 

где - объем приемной емкости =80 м ³;

- объем желобной системы = 10 м³.

 

 

Объем бурового раствора, необходимого для механического  бурения в заданном интервале

V_бур =n×(L₁ )         (24)

гдеL₁ – интервал бурения долотом диаметром 215,9 мм на ПГМР растворе;

n=0,13 м³/1 м – норма расхода буровой жидкости на 1 м проходки.

 

Принимаем для закачивания скважины 1 долбления т.е. расход долот = 1

 

 

где - объем кондуктора;

- объем скважины.

а=1,5 –  коэффициент  учитывающий запас  раствора.

Определяем  объем кондуктора

 

 

Определяем  объем скважине

 

 

 

где K = 1,2 – коэффициент кавернозности

 

 

 

Количество  Бентонита для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности q_бет, т/м³

                                 (30)                                     

где ρ_бент – плотность Бентонита, кг/м³;

ρ_в – плотность воды, кг/м³;

ρ_б.р. – плотность исходного глинистого раствора, кг/м³;

m - влажность порошка в долях единицы (10%).

 

Количество  Бентонита для приготовления всего раствора определяется

                                                                (31)

G_бент= 0,028·236,844=6,635 м³

Количество  воды необходимого для приготовления  1 м³ глинистого раствора заданной плотности определяется

                                               (32)

 

Количество  воды необходимой для приготовления  всего глинистого определяется

                                           (33)

т³

Определим количество химических реагентов:

                                                                                                       (34)

Gпетросил=236,844∙4= кг

Gкалц.сода=236,844∙5=1184,22 кг

Gбактерицид=236,844∙1=236,844 кг

Gкмц=236,844∙6=1421,064 кг

                     

Определим объем утяжелителя 

                                       (35)

                                           (36)

                       

 

 

Все полученные данные заносим в сводную таблицу 7.

Общий объем глинистого раствора	Бентонит	Вода	Петросил	Кальц. Сода	Бактерицид	КМЦ	Утяжелитель
м3	Т	м3	т	т	т	т	т
236,844	6,635	233,833	0,947	1,184	0,236	1,421	7,33