; (10.7)

- число Хедстрема; (10.8)

- динамическая вязкость промывочной жидкости, Па с;

- динамическое напряжение сдвига, Па.

За УБТ:

;

За ЛБТ: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в обсаженном стволе

;

За ЛБТ: в обсаженном стволе

;

За турбобуром:

;

8. Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве:

; (10.9)

За УБТ в необсаженном стволе:

;

За ЛБТ в необсаженном стволе:

;

За ПК в необсаженном стволе:

;

Для ПК в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

;

За турбобуром:

;

Так как полученные значения , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при турбулентном режиме.

9. Потери давления по длине канала в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

в кольцевом пространстве

; (10.10)

где _кп-коэффициенты гидравлического сопротивления трению в кольцевом пространстве.

Для кольцевого пространства:

; (10.11)

где к - шероховатость. Для стенок трубного и обсаженного участков затрубного пространства равна 0,0003, а для необсаженных участков затрубного пространства 0,003.

Для УБТ:

.

Для ЛБТ: в не обс. стволе.

.

Для ПК: в не обс. стволе.

.

Для ПК в бос. стволе.

Для ЛБТ в обс. стволе.

Для турбобура.

10. Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства:

; (10.12)

Для УБТ 25 м в необсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 50 м в необсаженном стволе:

;

Для ПК 170 м в необсаженном стволе:

Для ПК 380 м в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе:

;

Для турбобура 26 м в обсаженном стволе:

;

11. Вычислим из условия:

; (10.13)

- давление гидроразрыва пласта, Па;

- плотность шлама, кг/м³;

- глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м.

кг/м³;

Так как полученное значение больше принятого кг/м³, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

12. Рассчитываем потери давления от замков в кольцевом пространстве:

; (10.14)

l_т - средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м;

d_м - наружный диаметр замкового соединения, м.

Для ЛБТ 50 м в необсоженном стволе:

;

Для ПК 170 м в необсаженном стволе:

;

Для ЛБТ 295 м в обсаженном стволе:

;

Для ПК 380 м в обсаженном стволе:

.

13. Вычислим действительные числа Рейнольдса в трубах и замковых соединениях, составляющих бурильную колонны:

; (10.15)

В ПК:

;

В УБТ:

;

В ЛБТ:

;

14. Коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах определяют по формуле:

; (10.16)

Для УБТ:

.

Для ЛБТ:

.

Для ПК:

.

15. Потери давления по длине канала внутри труб определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

; (10.17)

В УБТ:

Па.

В ПК

Па.

В ЛБТ

Па.

Па.

16. Для секций бурильной колоны, состоящей из труб, имеющих внутреннюю высадку, вычисляются потери давлений в местных сопротивлениях внутри труб по формуле:

; (10.18)

где =1,9 так как замки ЗШ

; (10.19)

Для ЛБТ:

;

;

17. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

; (10.20)

м^-4, м^-4, м^-4, м^-4.

Па.

18. Определим перепад давления в турбобуре:

;

;

19. Перепад давлений будет:

; (10.21)

Па.

20. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь в долоте по формуле:

; (10.22)

21. Рассчитываем резерв давления на долоте при b=0,8 по формуле:

; (10.23)

22. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при по формуле:

; (10.24)

м/с;

Так как м/с, то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторных долот.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит МПа.

23. Определим дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений. Вычисляем гидростатическое давление раствора без шлама по формуле:

; (10.25)

МПа.

Рассчитаем гидростатическое давление с учетом шлама по формуле:

; (10.26)

МПа.

24. Рассчитаем суммарные потери во всей системе:

Па

25. Строим график распределения давления в циркуляционной системе.

Интервал 1

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

- от 0

- до 50

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 50

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 50

Пластовое давление, Мпа 0,49

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 1850

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 40

Средний диаметр ствола скважины, м 0,433

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 10

Наружный диаметр, мм 203

Внутренний диаметр, мм 100

СБТ

Длина секции, м 40

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1100

Динамическая вязкость, Па с 0,01

Динамическое напряжение сдвига, Па 2,35

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 200

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,08

Развиваемое давление, Мпа 14,2

Количество гидромониторных насадок 3

Диаметры, м 0,02*0,02*0,02

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ Промывочные отверстия долота Замки СБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,1 0,26 0,0 0,0 4,41 0,0 1,42 6,19

Интервал 2

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

- от 50

- до 675

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 675

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 675

Пластовое давление, Мпа 6,7

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 1850

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 75

Средний диаметр ствола скважины, м 0,324

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 12

Наружный диаметр, мм 203

Внутренний диаметр, мм 100

СБТ

Длина секции, м 214

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 50

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 23,6

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1051

Динамическая вязкость, Па с 0,009

Динамическое напряжение сдвига, Па 1,93

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 160

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,049

Развиваемое давление, Мпа 23,4

Количество гидромониторных насадок 3

Диаметры, м 0,02*0,02*0,02

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ - ЛБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ - ЛБТ - ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,05 0,56 0,07 0,0 0,1 0,0 0,01 1,61 14,35 0,00 0,01 0,52 17,24

Интервал 3

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

- от 675

- до 950

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196

Пластовое давление, МПа 9,3195

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 1800

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/с 0,019

Диаметр скважины, м 0,2159

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

ЛБТ

Длина секции, м 50

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

ПК

Длина секции, м 550

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 295

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

Свойства промывочной жидкости

плотность, кг/м³ 1100

динамическая вязкость, Па с 0,001

динамическое напряжение сдвига, Па 2,4

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 1

Диаметр цилиндровых втулок, м 190

Производительность, м³/с 0,0455

Развиваемое давление, МПа 15,9

Интервал 4

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

- от 950

- до 1700

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 1700

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0167

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 1700

Пластовое давление, Мпа 16,68

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 1950

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 40

Средний диаметр ствола скважины, м 0,235

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

СБТ

Длина секции, м 549,1

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 1100

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 25,9

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1070

Динамическая вязкость, Па с 0,009

Динамическое напряжение сдвига, Па 2,1

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 150

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,042

Развиваемое давление, Мпа 27,2

Количество гидромониторных насадок 2

Диаметры, м 0,015*0,015

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ - ЛБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ - ЛБТ - ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,22 1,12 1,17 0,04 0,15 0,51 0,1 8,46 7,42 0,00 0,09 0,38 19,68

Интервал 5

Исходные данные.

Месторождение (площадь, ЛУ) Аганское

Скважина 245

Интервал бурения, м

- от 1700

- до 2700

Глубина залегания подошвы пласта,

склонного к гидроразрыву, м 2700

Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0157

Глубина залегания пласта, склонного к

проявлению, м 2700

Пластовое давление, Мпа 20,1

Плотность разбуриваемых пород, кг/м³ 2180

Максимальный диаметр шлама, м 0,01

Механическая скорость бурения, м/час 10

Средний диаметр ствола скважины, м 0,235

Секции бурильной колонны

УБТ

Длина секции, м 25

Наружный диаметр, мм 178

Внутренний диаметр, мм 80

СБТ

Длина секции, м 549,1

Наружный диаметр, мм 127

Внутренний диаметр, мм 108,62

ЛБТ

Длина секции, м 2100

Наружный диаметр, мм 147

Внутренний диаметр, мм 125

Длина турбобура, м 25,9

НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА

Стояк, мм 168

Диаметр проходного сечения, мм

бурового рукава 102

вертлюга 75

ведущей трубы 101

ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность, кг/м³ 1040

Динамическая вязкость, Па с 0,0083

Динамическое напряжение сдвига, Па 1,84

Буровой насос У8-7М

Количество одновременно работающих насосов, шт. 2

Диаметр цилиндровых втулок, м 150

Число двойных ходов поршня в 1 мин 65

Производительность, м³/с 0,042

Развиваемое давление, Мпа 27,2

Количество гидромониторных насадок 2

Диаметры, м 0,015*0,015

Скорость истечения жидкости, м/с 90

Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	Потери давления, МПа
Внутренняя полость труб: - УБТ - СБТ - ЛБТ кольцевое пространство: - УБТ - СБТ - ЛБТ - ЗД Промывочные отверстия долота Забойный двигатель Замки СБТ Замки ЛБТ Наземная обвязка Во всей системе	0,21 0,98 2,13 0,04 0,14 0,93 0,1 8,23 7,21 0,0 0,17 0,37 20,5

5. Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (8-6 см³ за 30 минут).

Указанные требования к технологическим показателям бурового раствора, при бурении скважин с кустовых площадок обуславливают использование при бурении под направление и кондуктор готового глинистого раствора, оставшегося после окончания бурения предыдущих скважин куста, либо завезенного с соседних буровых (вариант 1). Применение такого раствора целесообразно также с экономической точки зрения. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для достижения требуемых технологических показателей он дополнительно обрабатывается химическими реагентами.

При бурении первой скважины куста (при отсутствии возможности завоза раствора с соседних буровых) раствор готовится из глинопорошка с помощью агрегата ЦА-320М и смесителя СМН-20. Для достижения требуемых параметров раствор обрабатывается химическими реагентами.

Для повышения вязкости и структурных характеристик раствора, снижения показателя фильтрации используются полимерные реагенты акрилового ряда (гипан и др.) или на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, КМОЭЦ и др.). Акриловые полимеры несколько превосходят КМЦ по крепящему воздействию на стенки скважины, но с экологической точки зрения предпочтительнее использование КМЦ.

Если используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста, то он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.

Если раствор готовится из глинопорошка, то обрабатывается смазочной добавкой для обеспечения хорошей смазочной способности.

Ввод водного раствора КМЦ, приготовленного в гидромешалке или дополнительной емкости, осуществляется во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции, аналогично вводятся водные растворы щелочных агентов (Na₂CO₃).

Для равномерной обработки раствора смазкой ФК-2000 Плюс она используется в виде 10-20%-го водного раствора, который вводится в течение одного цикла циркуляции. При необходимости снижения структурно-реологических характеристик раствора применяется НТФ, водный раствор которой вводится в буровой раствор в течение 2-3 циклов циркуляции.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения обеспечивать качественное вскрытие продуктивного пласта.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях.

Выбор рецептур бурового раствора определяется указанными выше требованиями к раствору.

В качестве рецептуры варианта №1 бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000 Плюс.

Буровой раствор, обработанный КМЦ и НТФ, достаточно эффективен с точки зрения вскрытия продуктивного пласта. Использование в составе раствора смазки ФК-2000 Плюс, которая содержит ПАВ, также способствует снижению отрицательного воздействия раствора на продуктивный пласт (по данным разработчика смазки ФК-2000 Плюс).

КМЦ (со степенью полимеризации 600, 700) эффективно снижает показатель фильтрации, способствует формированию прочной фильтрационной корки и снижению набухания глинистой породы. Небольшие значения показателей вязкости раствора (для снижения потерь давления) обеспечиваются применением эффективного разжижителя НТФ. Применение смазочных добавок на основе растительных жиров придает раствору необходимые смазочные, противоприхватные свойства при сохранении малой экологической опасности.

Реагент НТФ применяются для регулирования структурно-реологических свойств раствора. Щелочные агенты (NaOH, NaHCO₃, Na₂CO₃) используются для создания рН раствора 8-9 и для удаления ионов кальция и магния из раствора. Большое содержание в растворе щелочных агентов (прежде всего NaOH) может способствовать снижению устойчивости стенок скважины и росту коагуляционных процессов в растворе, поэтому следует внимательно контролировать показатель рН раствора и при необходимости уменьшить или прекратить обработку раствора щелочными агентами.

Водные растворы щелочных агентов (NaOH, Na₂CO₃, NaHCO₃) вводят в раствор аналогично КМЦ при постоянной циркуляции. NaOH может затворяться в воде в дополнительной емкости.

Возможно применение смазки ФК-2000 Плюс совместно с графитом. Так как применение ФК-2000 Плюс может вызывать пенообразование в буровом растворе он дополнительно обрабатывается пеногасителем (стеарат алюминия), который вводится в буровой раствор одновременно со смазочной добавкой.

Таблица 21/ Реагенты, применяемые для обработки буровых растворов

№	Реагент	Основное назначение	Внешний вид	Вид тары
1	Кальцинированная сода Na2CO3	Регулирование pH	Белый мелкокристаллический порошок	Бумажные многослойные мешки
2	Каустическая сода NaOH	Регулирование pH	Густая синеватая жидкость	Железные барабаны 100-200 кг
3	Силикат натрия Na2SiO3	Борьба с поглощениями	Серая вязкая жидкость	Закрытые ёмкости
4	Поваренная соль NaCl	Повышение структурно-механических свойств	Полупрозрачный порошок
5	Известь Ca(OH)2	Реагент структуро образователь	Белый порошок	Бумажные многослойные мешки
6	Углещелочной реагенот УЩР	Снижение водоотдачи, улучшение структурно механических свойств. Пептизатор.	Серый порошок	Бумажные мешки
7	Конденсированная сульфит спиртовая барда КССБ	Снижение вдоотдачи	Порошок или жидкость
8	Окзил	Понизитель вязкости и СНС, понизитель водо-отдачи	Тёмно-коричневая жидкость или сыпучий порошок зеленовато-коричневого цвета
9	Карбокси метил целлюлоза КМЦ	Понижение водоотдачи, иногда СНС	Волокнистое вещество жёлтого цвета	Бумажные или полиэтиленовые мешки 10-25 кг
10	Питьевая сода NaHCO3	Связывает ионы кальция, магния, регулирование pH	Порошок белого цвета	Многослойные бу-мажные мешки 50 кг
11	Нитрилтриметил фосфоновая кислота НТФ	Регулирование структурных свойств пресных глинистых растворов	порошок белый, бесцветный или зеленоватый	Фанерные барабаны с полиэтиленовым мешком
12	Смазывающая добавка ФК 2000 Плюс	Уменьшение сил трения между колонной и стенками скважины	Жидкость от светло-жёлтого до темно-коричневого цвета с запахом растительного масла	Металлические бочки 200 л
13	Пеногаситель стеарат алюминия	пеногашение	Порошок белого цвета	Многослойные бумажные мешки
14	Хлористый калий KCl	Источник ионов калия	Серовато белый зернистый порошок	Полиэтиленовые мешки 50 кг
15	Tulose CHR1M	Регулирование фильтрации бурового раствора на водной основе	Гранулярный порошок	Полиэтиленовые мешки по 25 кг
16	BW LO CELL	Понизитель вязкости, водоотдачи для растворов на водной основе	Порошок кремового цвета	Мешки по 25 кг
17	BW RHEOPAC	Загущение и регулирование фильтрации всех водных ситстем	Белый порошок	Мешки по 25 кг
18	BW RHEOPOL SL	Регулирование фильтрации в водных системах с содержанием любой соли	Порошок белого цвета без запаха	Мешки по 25 кг
19	Polipac R	Регулятор вязкости и фильтрации пресных и солёных буровых растворов, ингибитор набухания чувствительных к воде глин	Белый сыпучий порошок	Многослойные мешки по 22,7 кг
20	КЕМ-ПАС	Регулирует фильтрацию	Светло-желтое вещество	Бумажные мешки с внутренней многослойной прокладкой по 25 кг.
21	Sepakoll CE 5158	Защитный коллоид.	Слабо-желтоватые гранулы	Пластмассовые мешки по 20 кг.
22	ДК Дрилл А-1	Понижение фильтрации, регулирование вязкости, ингибитор сланцев	Белые гранулы	4-х слойные крафтмешки с полиэтиленовым вкладышем массой 20 или 20,7 кг
23	Poli Plus	Создание вязкости в растворах без твердой фазы	Мелкодисперсный порошок белого цвета или жидкость	Пластиковые баки ёмкостью 18,9 л
24	BW RHEOCAPS	Ингибирование выбуренной породы, повышение стабильности обваливающихся сланцев	Белые мелкие гранулы	Мешки по 25 кг
25	Hostadrill 3118	Регулирование фильтрации и реологических свойств буровых растворов на водной основе	Бело-жёлтый сыпучий порошок	Бумажные мешки с внутренним поли-этиленовым покрытием

5.2 Оборудование для приготовления бурового раствора

Традиционная схема очистки неутяжеленного бурового раствора (при использовании амбара для сбора отходов бурения) основана на применении отечественного оборудования и включает три ступени очистки: вибросито-пескоотделитель и илоотделитель.

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 22.

Очистка бурового раствора осуществляется по схеме (рис. 2).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2). Для ВС-1 при бурении интервала под кондуктор рекомендуется устанавливать сетку с размером ячеек 0,9х0,9 мм, в интервале из-под кондуктора до 1700 м - с размером ячеек 0,4х0,4 мм, интервалов ниже 1700 м - 0,4х0,4 мм или 0,25х0,25 мм, что уточняется в процессе эксплуатации вибросита. Очищенный на виброситах раствор попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5). После очистки на пескоотделителе раствор по линии R₃ попадает в емкость (6), из которой раствор насосом (7) по линии R₄ подается для очистки на илоотделитель (8), после чего раствор по линии R₅ возвращается в емкость (6). Очищенный буровой раствор из емкости (6) насосом (9) подается в скважину (1) по линии R₆. Шлам с вибросит, пульпа с песко- и илоотделителя по линиям R₇-R₁₁ поступает в амбар.

Эффективность работы пескоотделителя и илоотделителя в большей степени зависит и от давления жидкости перед входом в гидроциклон. Снижение давления ниже 0,2 МПа (2,0 кгс/см²) не допустимо из-за значительного ухудшения работы гидроциклона.

Давление выше рекомендуемого 0,4 МПа (4,0 кгс/см²) приводит к быстрому износу гидроциклонов и некоторому ухудшению эффективности очистки за счет явления турбулизации потока жидкости в гидроциклоне. Причиной высокого давления жидкости на входе гидроциклонной установки может явиться закупорка породой и другими предметами тангенциальных (входных) насадок отдельных гидроциклонов или несоот-ветствие подачи центробежного насоса и пропускной способности аппарата. Контроль за давлением осуществляется по манометрам.

Для приготовления промывочной жидкости из порошкообразных материалов используют специальный блок оборудования. Такой блок включает два бункера объемом 50 м³ каждый. Бункеры служат для хранения и подачи в камеру смесителя порошкообразных материалов. Для приготовления промывочной жидкости насосом подают дисперсионную среду (воду) в эжекторный смеситель через штуцер. Так как жидкая среда стекает из штуцера с большой скоростью, в камере смесителя возникает вакуум. Под воздействием вакуума порошкообразный материал из бункера по поступает в камеру смесителя, где смешивается с жидкостью и по сливной трубе направляется в емкость.

Для равномерного распределения компонентов промывочной жидкости по всему объему в емкости установлен механический лопастной перемешиватель, приводимый в действие электродвигателями.

Приготовленная смесь нестабильна и содержит значительное количество нерастворившихся комочков твердой фазы. Поэтому ее в течении нескольких циклов перекачивают по замкнутой системе: емкость - буровой насос - диспергатор - емкость. Для снижения вязкости в жидкость добавляют дисперсную фазу.

Когда требуется приготовить утяжеленную промывочную жидкость, используют тот же блок оборудования, но в бункер загружают порошкообразный утяжелитель.

Если промывочную жидкость при приготовлении требуется обработать химическими реагентами, то сначала реагент растворяют в воде.

Таблица 22. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

				Применяется при
Название	Типоразмер	ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,	бурении в интервале
	или шифр	МРТУ, МУ и т.п.	шт.	(по стволу), м
		на изготовление		от	до
				(верх)	(низ)
1	2	3	4	5	6
Циркуляционная система	ЦС 3200ЭУК-2М	ТУ 26-02-914-81	1	0	3122
Гидромешалка (или глиномешалка)	ГДМ-1 (МГ 2-4)	ТУ 39-01-398-781 (ТУ 39-01-326-78)	1	0	3122
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)	ВС-1	ТУ 39-01-08-416-782	2	0	3122
Пескоотделитель	ГЦК-360М	ТУ 3661-003-	2	0	3122
(входит в комплект ЦС)		-48136594-01
Илоотделитель	ИГ-45М	ТУ 3661-001-	1	780	3122
(входит в комплект ЦС)		-36627-00

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

6.1 Контроль параметров буровых растворов

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД с использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1. Комплект включает рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1, прибор для определения водоотдачи раствора ВМ-6, термометр ТБР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, ротационный вискозиметр ВСН-3, набор реагентов и посуды для химических анализов.

Для измерения плотности раствора кроме ВРП-1 может быть использован ареометр АГ-3ПП, статического напряжения сдвига СНС-2 (кроме ВСН-3). Для контроля смазочной способности раствора - приборы ФСК-2 или КТК-2, а в лабораторных условиях - СР-1 или НК-1. Для замера рН раствора - индикаторная бумага или рН-метр.

Параметры бурового раствора должны соответствовать указанным в регламенте.

Особое внимание контролю показателей бурового раствора должно уделяться при бурении под эксплуатационную колонну, особенно интервалов с большими зенитными углами.

Для контроля параметров бурового раствора используются также импортные приборы при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Так, для замера условной вязкости может использоваться воронка Марша, пластической или динамической вязкости, СНС - различные марки ротационных вискозиметров; показателя фильтрации в стандартных условиях и при повышенных температурах и давлении - различные марки фильтр-прессов, с соблюдением методик замера, прилагаемых к каждому прибору.

Технологические свойства раствора должны контролироваться непосредственно на буровой в процессе бурения: плотность и условная вязкость раствора замеряется каждый час, остальные показатели - через 4 часа; в случае осложнений плотность и вязкость раствора замеряются каждые 15 минут, остальные показатели - каждый час.

Вся информация должна отражаться в ежедневной сводке по буровым растворам.

Таблица 21-Данные для подготовки контрольных карт

Интервал бурения	Контролируемые параметры и их размерность	Проектные значения параметров	Значения внешних границ	Периодичность контроля в нормальном режиме, часы.
			нижняя	верхняя
0-50	, кг/м3 Т, с СНС1, дПа СНС10, дПа ДНС, Па П, % В, см3/30 мин	1100 23 13 30 2,35 1,5 8,5	1100 22 13 30 2 1 7,5	1170 30 15 35 3 1,5 8,5	1 1 4 4 4 4 4
50-675	, кг/м3 Т, с СНС1, дПа СНС10, дПа ДНС, Па П, % В, см3/30 мин	1100 23 14 30 2,4 1,5 8,45	1100 23 10 30 2,2 1 8	1130 26 15 35 2,6 1,5 8,5	1 1 4 4 4 4 4
675-950	, кг/м3 Т, с СНС1, дПа СНС10, дПа ДНС, Па П, % В, см3/30 мин	1100 23 5 10 2,4 1 8,45	1100 23 5 10 2,2 1 8	1130 28 10 15 2,6 1,5 9	1 1 4 4 4 4 4
950-1700	, кг/м3 Т, с СНС1, дПа СНС10, дПа ДНС, Па П, % В, см3/30 мин	1070 22,4 9 14 2,1 1 8,6	1070 22 5 10 2,2 1 8	1090 28 10 15 2.6 1,5 9	1 1 4 4 4 4 4
1700-2700	, кг/м3 Т, с СНС1, дПа СНС10, дПа ДНС, Па П, % В, см3/30 мин	1040 22 11 15 1,84 1 8,8	1040 22 10 15 1,6 1 8,5	1050 27 15 20 2 1,5 8,8	1 1 4 4 4 4 4

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

Традиционная схема очистки неутяжеленного бурового раствора (при использовании амбара для сбора отходов бурения) основана на применении отечественного оборудования и включает три ступени очистки: вибросито-пескоотделитель-илоотделитель.

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 22.

Очистка бурового раствора осуществляется по схеме (рис. 1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R₁ поступает на вибросита (2). Для ВС-1 при бурении интервала под кондуктор рекомендуется устанавливать сетку с размером ячеек 0,9х0,9 мм, в интервале из-под кондуктора до 1700 м - с размером ячеек 0,4х0,4 мм, интервалов ниже 1700 м - 0,4х0,4 мм или 0,25х0,25 мм, что уточняется в процессе эксплуатации вибросита. Очищенный на виброситах раствор попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R₂ подается для очистки на пескоотделитель (5). После очистки на пескоотделителе раствор по линии R₃ попадает в емкость (6), из которой раствор насосом (7) по линии R₄ подается для очистки на илоотделитель (8), после чего раствор по линии R₅ возвращается в емкость (6). Очищенный буровой раствор из емкости (6) насосом (9) подается в скважину (1) по линии R₆. Шлам с вибросит, пульпа с песко- и илоотделителя по линиям R₇-R₁₁ поступает в амбар.

Принципиальная схема очистки буровых растворов

Эффективность работы пескоотделителя и илоотделителя в большей степени зависит и от давления жидкости перед входом в гидроциклон. Снижение давления ниже 0,2 МПа (2,0 кгс/см²) не допустимо из-за значительного ухудшения работы гидроциклона.

Давление выше рекомендуемого 0,4 МПа (4,0 кгс/см²) приводит к быстрому износу гидроциклонов и некоторому ухудшению эффективности очистки за счет явления турбулизации потока жидкости в гидроциклоне. Причиной высокого давления жидкости на входе гидроциклонной установки может явиться закупорка породой и другими предметами тангенциальных (входных) насадок отдельных гидроциклонов или несоот-ветствие подачи центробежного насоса и пропускной способности аппарата. Контроль за давлением осуществляется по манометрам.

Для приготовления промывочной жидкости из порошкообразных материалов используют специальный блок оборудования. Такой блок включает два бункера объемом 50 м³ каждый. Бункеры служат для хранения и подачи в камеру смесителя порошкообразных материалов. Для приготовления промывочной жидкости насосом подают дисперсионную среду (воду) в эжекторный смеситель через штуцер. Так как жидкая среда стекает из штуцера с большой скоростью, в камере смесителя возникает вакуум. Под воздействием вакуума порошкообразный материал из бункера по поступает в камеру смесителя, где смешивается с жидкостью и по сливной трубе направляется в емкость.

Для равномерного распределения компонентов промывочной жидкости по всему объему в емкости установлен механический лопастной перемешиватель, приводимый в действие электродвигателями.

Приготовленная смесь нестабильна и содержит значительное количество нерастворившихся комочков твердой фазы. Поэтому ее в течении нескольких циклов перекачивают по замкнутой системе: емкость - буровой насос - диспергатор - емкость. Для снижения вязкости в жидкость добавляют дисперсную фазу.

Когда требуется приготовить утяжеленную промывочную жидкость, используют тот же блок оборудования, но в бункер загружают порошкообразный утяжелитель.

Если промывочную жидкость при приготовлении требуется обработать химическими реагентами, то сначала реагент растворяют в воде.

Выводы

Имея определенный географический район, его литологию и стратиграфию по сетке

разведочных скважин можно правильно и качественно подобрать тип бурового раствора при бурении, предотвратить возможные осложнения в процессе бурения, производить качественное вскрытие продуктивных горизонтов, что имеет большое значение при строительстве и освоении скважин, а также увеличению рейсовой скорости бурения.

В практике произведен расчет необходимого количества химических реагентов и глинопорошка, подобраны буровые растворы, способствующие улучшению проходки на долото, механической скорости бурения, образованию тонкой глинистой корки на стенках скважины.

Разработка наиболее эффективных рецептур буровых растворов возможна при создании систем, включающих в себя работу научно - исследовательских учреждений и опытных результатов, полученных с различных геологических условий бурения скважины.

В настоящее время высокие требования предъявляются и к экологичности производства. На буровой в основном это связано с утилизацией отработанного бурового раствора. Поэтому целесообразно разрабатывать рецептуры буровых растворов с использованием химических реагентов, наиболее безопасных для окружающей среды.

Другое решение этой проблемы - создание таких растворов, которые могли бы служить долгое время и после окончания работ перевозились на другие объекты.

Так же важной проблемой остается проблема недопущения гидроразрыва продуктивных пластов. Здесь необходимо более качественно рассматривать формирование давления, которое должно быть больше пластового давления, но в то же время максимально приближаться к его значению.

Не малую роль здесь играют параметры бурового раствора. Поэтому в работе подбираются 3 типа бурового раствора, которые можно использовать при бурении этого месторождения и при отсутствии одних химических реагентов можно воспользоваться другими, например, менее токсичными и более эффективными.

Список использованных источников

1. Учебно-методическое пособие к выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения/ Овчинников В.П., Аксенова Н.А

2 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. - М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -288 с.

3 Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые и промывочные растворы: Учебное пособие / Н.А.-Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2011. 309 с.

3. Овчинников В.П., Аксенова Н.А. Буровые промывочные растворы: Учебное пособие для вузов.-Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. -309 с.

4. Современные составы буровых растворов» / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова; О.В. Рожкова, Т.А. Грошева. ТюмГНГУ. - Тюмень: Экспресс, 2013. - с.

Размещено на Allbest.ru