2. Обеспечить запас утяжеленной промывочной жидкости.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Геофизические исследования скважин с горизонтальным окончанием ствола при наличии избыточного давления на устье

Геофизические исследования выполняются в строгом соответствии с требованиями "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", утвержденных 28.12.1999 г. приказом № 323 Министерства природных ресурсов РФ и приказом № 445 Министерства топлива и энергетики РФ, а также с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ за № 56 от 5 июня 2003 г.

Настоящим проектом Регламента предопределяется проведение геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах с наклонно-направленным, пологим и горизонтальным окончанием ствола в условиях наличия избыточного давления (Р_изб) на устье. При этом особую сложность представляет доставка геофизических приборов в горизонтальную часть ствола скважины.

В отечественной практике для исследования скважин с горизонтальным окончанием ствола широкое распространение получили системы спуска геофизических приборов в специальных контейнерах на бурильных трубах с передачей информации по геофизическому кабелю, пропущенному с помощью специальных переводников за колонной БТ (сервисная компания TPG - Тюменьпромгеофизика, оборудование "Горизонталь-1").

Оборудование "Горизонталь-2" предусматривает спуск спецконтейнера на бурильных трубах с последующим соединением по силовому кабелю электробура. Оборудование "Горизонталь-3" спускается в скважину на бурильных трубах в горизонтальный участок на всю длину стеклопластиковых труб. После допуска труб геофизический прибор спускается на кабеле до искривленного участка ствола, а затем продавливается промывочной жидкости на забой.

Проведение геофизических исследований в скважине с избыточным давлением на устье требует обязательного включения в бурильную колонну двух обратных клапанов для защиты от воздействия газожидкостного потока.

В этой связи оборудование "Горизонталь-1", "Горизонталь-2" и "Горизонталь-3" неприемлемо, т.к. требует открытого прохода для соединения геофизического кабеля со спецконтейнером. "Оборудование "Горизонталь-1" не может быть использовано и по другой причине.

Для допуска до забоя геофизических приборов в спецконтейнере спуск бурильных труб осуществляется при наличии кабеля, закрепленного с внешней стороны БТ, что исключает процесс полной герметизации устья скважины. Учитывая неприемлемость перечисленного оборудования, настоящий проект Регламента рекомендует для ГИС в скважинах с горизонтальным окончанием ствола использовать автономный аппаратурно-методический комплекс (АМК) "Горизонт-90". Последний предназначен для ГИС автономным комплексным прибором на бурильных трубах методами ГК, НК-20, НК-40, НГК-60, КС (4 симметричных зонда), ПС и инклинометрии.

ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Вариант 1 - в состав эксплуатационной колонны 168,3 мм включен стационарный клапан-отсекатель КОС-119.

После вскрытия продуктивной толщи горизонтальным стволом следует:

2.1. Прекратить подачу азота на аэратор модульного блока.

2.2. Промыть скважину в течение двух циклов с производительностью q = 8 - 10 л/с с отбором проб в пробоотборнике через каждые 30 мин.

2.3. Решение на подъем бурильной колонны принимать при отсутствии в пробах признаков шлама и полной дегазацией псевдопластичной жидкости от азота и попутного газа.

2.4. Остановить промывку скважины, сбросить давление в БТ и со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора ведущей рабочей трубы.

2.5. Убедиться у герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в гидросистеме управления до минимального значения, при котором отсутствуют пропуски.

Закрыть КШН на рабочей трубе.

Отвернуть рабочую трубу с КШН и предохранительным переводником под ним и установить в шурф.

2.6. Снизить уровень промывочной жидкости в БТ на h = 250 - 300 м нагнетанием азота через продувочную головку.

Снизить давление в трубах до атмосферного. Снять продувочную головку с БТ. Проверить положение уровня эхолотом.

Установить обтюратор для бурильных труб 89 мм.

2.7. Если в процессе действия п.п. 2.5 и 2.6 будет выявлена негерметичность обратных клапанов в БТ, скважину следует заглушить перед подъемом бурильного инструмента.

2.8. После заведения захвата в патрубок плунжера КОСа в бурильный инструмент сбрасывается шар 40 мм и продолжается закачка бурового раствора, см. рис. 6.3.

При посадке шара на седло подвижной втулки давление в бурильных трубах повышается и при Р = 3,0 - 4,0 МПа цанговый захват срабатывает и его цанга упирается на внутреннюю трубу 140 мм, соединенной с плунжером.

Далее продолжается подъем БТ, при этом цанга захвата попадает в карман муфты, и при дальнейшем подъеме инструмента плунжер КОСа перемещается в верхнее положение, освобождая подпружиненную хлопушку КОСа. Плунжер фиксируется в верхнем положении пружинным фиксатором, см. рис. 6.2.

При достижении крайнего верхнего положения осевая нагрузка на инструмент увеличивается на 2,0 - 3,0 кН сверх веса инструмента, после чего цанговая муфта разжимается и освобождает цанговый захват, нагрузка резко снижается. В этот момент необходимо прекратить прокачку раствора. При этом цанговый захват возвращается в транспортное положение, а хлопушка клапана-отсекателя захлопывается, что можно проконтролировать по давлению в затрубном пространстве бурильного инструмента.

2.9. Разгерметизировать устье скважины.

Дальнейший подъем идет в штатном режиме с постоянным доливом скважины и дискретным снижением уровня в БТ на 250 - 300 м.

После подъема КНБК необходимо отсоединить цанговый захват и удалить из него шар.

2.10. Операция по управлению клапаном-отсекателем проводится под авторским надзором представителя ОАО НПО "Бурение".

2.11. После подъема БТ собрать компоновку по схеме, указанной на рис. 1.

2.12. Спуск инструмента до КОС-119 осуществляется с открытым устьем с доливом через каждые 150 - 200 м. Промывочная жидкость из затрубного пространства направляется в компенсационную емкость через задвижку XIX блока дросселирования.

2.13. После допуска бурильной колонны с АМК "Горизонт-90" до КОС-119 устье герметизируется на ВУГП, создается давление в затрубном пространстве с превышением давления под хлопушкой КОСа на 3,0 - 3,5 МПа.

Благодаря увеличению дополнительной осевой нагрузки (от некомпенсированной площади плунжера) направленной вниз, плунжер преодолевает сопротивление фиксатора и смещается вниз, открывая хлопушку и закрывая ее от воздействия промывочной жидкости и бурильного инструмента. Клапан открыт.

2.14. Отрегулировать давление в гидросистеме управления ВУГП до минимального значения, при котором отсутствуют пропуски.

Зафиксировать потери на трение в герметизирующем элементе при скорости спуска инструмента не более 0,10 - 0,15 м/с.

2.15. Допуск геофизического контейнера до забоя в открытом стволе скважины осуществляется со скоростью не более 0,10 м/с. Исходя из условий эксплуатации скважинного прибора (осевая сжимающая и растягивающая нагрузки 3 - 5 тс), посадки инструмента выше 1,5 - 2 тс не допускаются.

При посадках выше указанных следует промыть скважину с q = 8 л/с и продолжить спуск прибора до забоя скважины.

2.16. Подъем АМК "Горизонт-90".

Для получения количественных материалов измерения скорость подъема инструмента в открытом стволе не должна превышать 0,5 - 1,0 м/с.

Скорость в обсаженном стволе до КОС-119 не более 0,15 м/с, а после закрытия хлопушки не более 0,5 м/с.

2.17. Технология подъема осуществляется в соответствии с п.п. 2.5 - 2.9.



Компоновка бурильной колонны для проведения ГИС аппаратурно-методическим комплексом "Горизонт-90"

Вариант 2 - в состав эксплуатационной колонны не включен стационарный клапан-отсекатель КОС-119 или оказался негерметичным в процессе работ по углублению скважины.

Компоновка бурильной колонны с геофизическим прибором АМК "Горизонт-90" аналогична указанной на рис. 1 за исключением отсутствия в ней цангового захвата.

Учитывая наличие избыточного давления на устье скважины и технические особенности АМК "Горизонт-90" (защитная оболочка скважинного прибора исключает возможность его герметизации на устье скважины по причине низкой допустимой сминающей нагрузки), технология ГИС связана с частичным утяжелением промывочной жидкости.

После вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в депрессионных условиях следует:

2.18. Выполнить работы по п.п. 2.1 - 2.7.

2.19. С постоянным доливом скважины дегазированной промывочной жидкостью при автоматическом контроле над установившемся избыточном давлением со скоростью 0,15 м/с поднять БК в башмак эксплуатационной колонны.

2.20. Установить ведущую трубу и оставить скважину на технологический отстой до полной стабилизации избыточного давления на устье (Р_изб).

2.21. По (1) определить глубину l, на которой следует заменить промывочную жидкость в скважине на жидкость утяжеленную мелом (требования к плотности базируется на решении Рабочего проекта № 767)

(1)

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали, м;

_н - плотность дегазированной промывочной жидкости в скважине;

_ут - утяжеленная мелом промывочная жидкость;

0,05 Р_пл - запас по требованию п. 2.7.3.3 ПБНГП изд. 2003 г.

2.22. На глубине l выполнить плавную замену жидкости _н на жидкость _ут по графику рис. 2.

Время, минуты

За начальное давление в затрубном пространстве принять давление = Р_изб - Р_тр.

Здесь Р_тр - потери давления на трение в затрубном пространстве определяются по разделу 4 настоящего проекта Регламента.

На автоматическом пульте управления дисковым дросселем установить программу плавного снижения Р_зат в зависимости от подачи насоса q = 6 л/с и объемов трубного и затрубного пространств.

2.23. после выполнения предыдущего пункта промыть скважину в течение двух циклов и установить контроль за давлением в затрубном пространстве. При отсутствии роста давления открыть ВУГП и приступить к подъему БК, предварительно установить обтюратор 89 мм.

2.24. Подъем сопровождается тщательным контролем за объемом поднятого металла труб и долитой в скважину промывочной жидкости с _ут.

Через каждые 250 - 300 м снижается уровень в БТ подачей азота через продувочную головку.

2.25. Собрать и спустить бурильную колонну с геофизическим прибором АМК "Горизонт-90".

Скорость спуска в обсаженном стволе ограничить до 0,5 м/с, а в открытом - 0,1 м/с.

При посадках инструмента свыше 1,5 - 2,0 тс скважину следует промыть и продолжить спуск не допуская разгрузки БК выше указанных значений.

Установить контроль за объемом вытесненной промывочной жидкости (V_ж) и объемом спущенных труб (V_м). При разнице (V_ж - V_м) 0,20 - 0,25 м³ спуск инструмента прекратить и установить контроль за возможным переливом.

Долив БК осуществляется через каждые 150 - 200 м с q = 3-5 м/с

2.26. Для получения качественных материалов измерения скорость подъема геофизического прибора не должна превышать 0,5 - 1,0 м/с.

Скорость подъема в обсаженном стволе ограничивается до 0,5 м/с.

Технология снижения уровня жидкости в БК и долива описана выше.

Характеристика продуктивных горизонтов

Ромашкинское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского (D₁) горизонта, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргилитовых разностей терригенных пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт D₀, представленный песчаниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4 м.

Общая толщина пашийского горизонта составляет более 30 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 3,7-5,0 м. Пористость 0,200 д.е., проницаемость - 0,500 мкм².

В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами существует гидродинамическая связь через зоны слияния.

Таблица 3.3	Свойства и состав нефти			давление насыще-ния, МПа	12	4,10	3,90	9,00
			Параметры растворенного газа	относи-тельная по воздуху плотность газа	11	1,16	1,40	1,21
				содержа-ние углекис-лого газа, %	10	1,27	2,00	1,01
			содержа-ние серово-дорода, %	9	0,21	0,02	0,01
			газовый фактор, м3/т	8	8,70	7,80	6,00
		Содержа-ние парафина, % по весу	7	3,60	3,00	5,00
		Содержание серы, % по весу	6	3,40	3,20	1,80
		Подвиж-ность, мкм2/сп	5	0,02	0,008	0,07
		Плот-ность кг/м3	4	876	879	808
		Интервал, м	до	3	1273	1320	1806
			от	2	1229	1273	1724
		Индекс стратигра-фического подразделе-ния	1	C1tl+bb	C1 t	D3 kn+pch
Таблица 3.4	Водоносность		Тип воды по Сулину	12	ГКН	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК
			Степень минерализации, мг/-экв/л	11	125	250	1400	1900	4000	7000	8242	9610
			Химический состав воды, мг экв/л	катионы	Ca2+	10	40	60	80	120	226	400	500	900
				Mg2+	9	40	20	60	120	126	250	260	300
				Na+	8	0,2	50	700	1400	1580	2800	3480	3500
			анионы	HCO3?	7	49,2	0,35	0,8	5,6	2	1,2	0,8	0,4
				SO4?	6	5,2	14	20	42	600	15	1,91	1,64
				Cl?	5	10	30	770	1600	1800	3500	4000	4904
		Плот-ность кг/м3	4	1000	1020	1040	1060	1080	1140	1170	1180
		Интервал, м	до	3	438	704	919	996	1129	1424	1761	1806
			от	2	0	438	704	919	996	1129	1424	1761
		Индекс стратигра-фического подразделе-ния	1	Q+P	C3	C2mc+pd+kr	C2vr+b	C1srp+ok	C1tl+bb+t	D3 карб	D3 терриг

Таблица 3.5

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения	Глубина залегания кровли пласта (по вертикали),м	Давление, Мпа	Темпаратура, 0 С
		Гидростатическое, расчетное	Горное расчетное
1	2	3	4	5
С3	420	4,2	9,7	18
C2 mc+pd+kr	600	6,0	13,8	19
C2 vr+bs	852	8,5	19,5	20
C1 srp+ok	920	9,2	21,2	21
C1 tl+bb	1130	11,3	26,0	22
C1 t+zv	1170	11,7	26,8	25
D3 fm+fr2	1310	13,1	30,1	26
D3 md+sml+srg	1590	15,9	36,5	27
D3 kn+pch	1690	16,9	38,8	33
Забой	1761	17,5	40,3	40

Возможные осложнения по разрезу скважины	Таблица 3.6	Поглощение бурового раствора	Мероприятия по ликвидации поглощений	8	Намыв инертного наполнителя, спуск и цементирование кондуктора	Намыв инертного наполнителя, цементные заливки, спуск и цементирование эксплуатационной колонны		Примечание: *указана средняя глубинаа возможных поглощений в интервале бурения под кондуктор
			Условия возникновения	7	В глинисто-трещиноватых закарстованных породах, кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовым и гидростатическим давлением
			Имеется ли потеря циркуляции, (ДА, НЕТ)	6	ДА	ДА	ДА
			Максималь-ный статичес-кий уровень	5	120	120	120
			Интенсивность поглощения, м3/ч	4	от частичного до 120	от частичного до 120	от частичного до 120
			Интервал, м	до	3	246*	920	1306
				от	2	56	848	1155
			Индекс стратигра-фического подразделения	1	Р2+Р1	С1 srp	D3 fm+fr2

Таблица 3.7

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Вид флюида	Плотность смеси для расчета избыточных давлений, кг/м3	Условия возник-новения	Характер проявления
	от	до		внутреннего	наружного
1	2	3	4	5	6	7	8
С1 srp	920	1115	вода	1120	1120	Рзаб<Рпл	перелив воды
D3 kn+pch	1730	1761	нефть	1000	1000	Рзаб<Рпл	пленки нефти

Таблица 3.8

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Время до начала осложнения, сут.	Мероприятия по ликвидации осложнений	Коэффициент кавернозности
	от	до
1	2	3	4	5	6
Q+P2	0	56	0,5-1,0	перекрытие направлением и кондуктором	1,5 - под направление 1,3 - под кондуктор 1,15 - под эксплуатации-онную ко-лонну
C2 vr	784	848	-«-	цементные заливки, промывка, проработка
C1 bb	1115	1155	-«-
D3 srg+kn	1684	1730	-«-	регулирование, улучшение свойства бурового раствора, спуск эксплуатационной колонны

Таблица 3.9

Прихватоопасные зоны

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м	Причина прихвата	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения
	от	от
1	2	3	4	5	6
Q+P2+P1	0	246*	осыпи, обвалы, поглощения	да	Технические причины нарушение правил ведения буровых работ в зонах осыпей, обвалов, поглощений
C2 vr	784	848	осыпи, обвалы	да
C1 spr	848	920	поглощения	да
C1 bb	1115	1155	осыпи, обвалы	да
D3 fm+fr2	1155	1306	поглощения	да
D3 srg+kn	1684	1730	осыпи, обвалы	да

Примечание: * указана средняя глубина возможных зон прихватов в интервале бурения под кондуктор.

Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить среду на дневной поверхности.

В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим построением его элементов.

При проектировании профиля наклонно направленной скважины исходными данными являются: глубина скважины по вертикали Н и отклонение забоя от вертикали А.

По исходным данным Н = 1676 м., А = 620 м. Поскольку А > 300 м., то применяется четырехинтервальный профиль.

- интенсивность набора кривизны 1,4 на 10 м.

- интенсивность снижения кривизны 0,4 на 10 м.

- длина первого вертикального участка 100 м.

Определим радиус искривления второго участка:

R1 = 573/?б10 = 573/1,4 = 409 м.

Находим радиус снижения угла наклона на третьем участке:

R2 = 573/0.4 = 1432 м.

Определим величину необходимого угла наклона:

cos б =1-A/(R1+R2)

тогда

cos б = 1-620/(409+1432) = 0,66 б = 42

Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.

Участок набора угла наклона ствола скважины:

длина

l2 = 0.01745*R1*б = 0.01745*409*49 = 349 м.

вертикальная проекция

h = R1*sinб = 409*sin49 = 308м.



горизонтальная проекция

a1 = R1*(1-cosб) = 409*(1-cos49) = 141 м.

Участок снижения угла наклона ствола:

длина

l3 = 0.01745*R2*б = 0.01745*1432*49 = 1170 м.

вертикальная проекция

H1 = R2*sinб = 1432*sin49 = 1081 м.

горизонтальная проекция

a2 = R2*(1-cosб) = 1432*(1-cos49) = 478 м.

Вертикальный участок(четвертый):

длина

lн = H - Hв - h - H1 =1676 - 100 - 308 - 1081 = 187м.

вертикальная проекция hв = lн = 187 м.

Длина ствола по профилю:

L = l1 + l2 + l3 + lн = 100 + 349 + 1170 + 187 = 1806 м.

Проекция ствола:

горизонтальная

A = a + a = 141 + 478 = 620 м.

вертикальная

H = Hв + h + H1 + hв = 100 + 308 + 1081 + 187 = 1676 м.

Для построения профиля скважины по вертикальной линии откладываем отрезки:

АВ = Н = 1676 м; АС = Нв = 100 м; СД = h =308 м; ДЕ = Н1 = 1081 м;

ЕВ = hв = 187 м.

Через точки С,Д,Е,В проводим горизонтальные линии и откладываем от точки С отрезок: СО1 = R1 = 409 м, от точки Д - отрезок: ДF = a1 =141 м, от точки Е - отрезок: ЕК = А = 478 м, от точки К по направлению линии КЕ отрезок: КЕО2 = R = 1432 м, от точки В - отрезок: ВL = A = 478 м. Из точки О1 описываем дугу радиусом R1, а из точки О2 - дугу радиусом R2.

Ломанная линия ACFKL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.



ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И СВОЙСТВ ЕЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ

Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.

На выбор промывочной жидкости влияют следующие осложнения:

1. поглощение промывочной жидкости.

2. газоводонефтепроявления.

3. нарушение устойчивости стенок скважины.

4. затяжки, прихваты бурильной колонны.

5. искривление скважины.

Основной причиной поглощений и газоводонефтепроявлений является нарушение условия:

Кa<с0<Kn

При циркуляции раствора в скважине имеют место гидравлические сопротивления, обуславливающие потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и колонной труб. Благодаря этому давление на стенки скважины повышается на величину потерь на участке на данной точке ствола до уровня начала наземной циркуляционной системы.

В глинисто-трещиноватых захарстованных породах, на кавернозных известняках при нарушении равновесия между пластовыми и гидростатическими давлениями вплоть до полной потери циркуляции происходит поглощение бурового раствора в интервалах: 100-200 м.,

380-390 м., 867-877 м., 940-950 м., 1200-1356 м., При значительном увеличении пластового давления над забойным наблюдается нефтегазоводопроявления. В мягковских отложениях(480-500 м) проявляется газ, а в серпуховских(860-910 м) вода.

С учетом этих осложнений целесообразно в качестве промывочной жидкости использовать техническую воду в интервале 0-1730 м. Во-первых, этот раствор недорогой, во-вторых, удовлетворяет требованиям по предотвращению или уменьшению осложнений. Продуктивные пласты с высокой и средней проницаемостью подвергаются необратимой кальматацией твердыми частицами бурового раствора, а содержание в пласте глинистой фракции приводит к уменьшению проницаемости пласта. Для качественного вскрытия таких пластов необходимо использовать систему трехступенчатой очистки бурового раствора и раствора с минимальным содержанием твердой фазы или без нее. Этим требованиям отвечает полимер - глинистый раствор на основе пресной воды.

Расчленение по литологическому составу пород

Все многообразие осадочных пород, слагающих месторождение нефти и газа, целесообразно подразделить на несколько категорий, каждая из которых должна иметь характерную особенность, отличающую породу данной категории.

Можно выделить три основных принципа несовпадение, которые дают основание выделять различные группы пород.

1. растворимость в воде, способность вызывать коагуляцию глинистых суспензий;

2. способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водой, промывочной жидкостью.

3. способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы

С учетом этих признаков выделяем следующие технологические интервалы.

1. пески 0-10 м.

2. глины, алевролиты, песчаники 10-246 м.

3. доломиты, известняки, ангидриты, аргиллиты 246-1128 м.

4. песчаники, алевролиты, аргиллиты, известняки, доломиты 1128-1806 м.

При бурении пород первой группы основным требованием к промывочной жидкости является способность укреплять породы на стенках скважины. Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для создания на стенках скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол. Промывочная жидкость должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах «тиксотропной рубашки», задерживающей осыпание рыхлой породы.

Основными требованиями при бурении пород второй группы являются:

- обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах;

- предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального давления;

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркооброзующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена явно выраженной способности разупрочнять глинистые породы.

При бурении пород третей группы требования к промывочной жидкости невелики и основным является обеспечение высоких показателей роботы долот.

Но при бурении ангидритов основное требование - предотвращение затяжек и прихватов бурильной колонны, вызванных действием дифференциального давления, а при бурении в аргелитах основное требование - обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу.

При бурении пород четвертой группы приводятся такие же требования, как и к промывочной жидкости второй и третьей групп.

Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза

Для каждой группы горных пород, выделенных по литологическому составу, характерны определенные основные требования к буровому раствору. Анализ факторов, влияющих на выбор бурового раствора, целесообразно привести в виде таблицы.

Таблица 8.1

Факторы, влияющие на выбор бурового раствора	Характеристика фактора	Типы буровых растворов, применение которых невозможно или нецелесообразно	Типы буровых растворов которые можно применять
1	2	3	4
Устойчивость пород	неустойчивы	Исключается применение газообразных агентов, воды, рассолов из-за неспособности к коркообразованию и склонности к размыву стенок скважины	Невозможно применение глинистых растворов, безглинистых полимерных растворов, асбогуматов, торфогуматов, гидрогелей, РУО, ОЭР
Растворимость пород в воде	нерастворимы	Исключается необходимость применения насыщенных солевых растворов, гидрогелей	Возможно применение растворов на пресной воде
Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсионные системы	Не способны	Исключается возможность получения бурового раствора самозамесом при бурении	Необходимо приготовление бурового раствора и спецматериалов
Причины неустойчивости пород	Плохая цементированность пород	Исключается необходимость применения ингибирующих растворов	Возможно применение пресных, слабоминерализованных промывочных жидкостей
Пластовое давление Давление поглощения	Ка=1,00 Кп=1,20	Исключается возможность применения растворов с конденсированной твердой фазой, шламовых суспензий (со>1.2)	Возможно и необходимо применение буровых растворов невысокой плотности
Температура горных пород	<20 C	Забойная температура не накладывает ограничений на применение буровых растворов и реагентов	Возможно применение любых типов буровых растворов и химических реагентов
1	2	3	4
Наличие в разрезе продуктивных пород	присутствуют	К буровым растворам предъявляются требования минимальной загрязненности пласта	Возможно применение РУО
Наличие в разрезе пластов с пресной водой	Имеются пласты с водой, пригодной для бытовых нужд	Исключается применение минерализованных растворов, гидрогелей, РУО, растворов содержащих токсичные компоненты	Возможно применение любых систем на основе капельных жидкостей
Характеристика воды для приготовления раствора	пресная	Дополнительные требования и ограничения отсутствуют	Возможно применение любых буровых растворов на пресной воде
Способ бурения	турбинный	Исключается применение газообразных циркуляционных агентов и сильно утяжеленных растворов	Возможно применение любых систем на основе капельных жидкостей
Наличие стандартных материалов для промывочной жидкости	Ассортимент полимерных реагентов ограничен(КМУ, гипан)	Исключается возможность применения безглинистых растворов, в состав которых входят специальные примеси - полимерные реагенты	Возможно применение глинистого раствора из высококачественного бентонита

Анализируя выше изложенные факты примем следующие растворы для следующих интервалов:

Для интервала 0-1744 используем техническую воду;

Для интервала 1730-1761 используем глинистый раствор;

Для интервала 1761-1806 используем полимер-глинистый раствор;



9. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБОВ БУРЕНИЯ ПО ИНТЕРВАЛАМ ГЛУБИН, РАЗРАБОТКА РЕЖИМА БУРЕНИЯ ПРОЕКТНОЙ СКВАЖИНЫ И ВЫБОРА ГАММЫ ДОЛОТ

9.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости

На координатной плоскости « глубина скважины - время бурения» наносим согласно исходным данным результата отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hy=hg*(tб) в скважине на глубине соответствует границе между двумя пачками пород с различной буримостью.

С учетом промысловых данных, а также в зависимости от способа бурения можно выделить следующие основные интервалы режимных пачек.

Таблица 9.1

Интервал буримости, м.	Рекомендуемые параметры промывочной жидкости
	p,кг/м	Q, м/с
0 - 358 351 - 420 420 - 538 538 - 626 626 - 830 830 - 940 940 - 1121 1121 - 1415 1415 - 1595 1595 - 1666 1666 - 1702 1702 - 1720 1720 - 1806	1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1020 1090 1090	0,028 0,032 0,032 0,032 0,032 0,032 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,015

Определим значения средних за рейс механических скоростей:

В скважине № 1 Umi=hgi/ti

Um1=75/43=1.26м/ч; Um2=1.51 м/ч; Um3=1.43 м/ч; Um4=1.4 м/ч; Um5=0.38 м/ч; Um6=0.36 м/ч; Um7=0.38 м/ч; Um8=0.32 м/ч; U m9=0.34 м/ч.

В скважине № 2

Um1=70/52=1.53 м/ч; Um2=1.44 м/ч; Um3=1.38 м/ч; Um4=1.32 м/ч; Um5=0.36 м/ч; Um6=0.43 м/ч; Um7=0.37 м/ч; Um8=0.34 м/ч; U m9=0.34м/ч.

Для первого ряда скоростей в скважине №1

Для 1-го рейса

y1=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-1)*1.52-1(1.26+1.51+1.43+0.38+0.36+0.38+0.32+0.34))/2.5249=1.698

Для 2-го рейса

y2=(9-1)/(9(9-1)-1)*((9-2)*(1.52+1.24)-2(1.53+1.44+0.36+0.43+0.37+0.34+0.34))/2.5262=2.474

Для остальных рейсов значение функции «у» вычисляется аналогично

y3=4.7; y4=8.3; y5=4.7; y6=2.91; y7=1.85; y8=0.53.

Для 2-ог ряда скоростей в скважине №2

y1=1.27; y2=3.145; y3=4.18; y4=7.158; y5=4.567; y6=2.343; y7=1.364; y8=1.669.

Максимальное значение функция «у» для ряда скоростей по скважине №1 и №2 имеет при к=4.



9.2 Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для второго интервала пород буримости 1534-1806 м., пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера при нагрузке на долото Рд=180 кН и частоте вращения nk=60 об/мин. В скважине №1 отработаны долота марки 215,9 С3-ГАУ, а скважина №2 долотами марки 215,9 МС3-ГАУ. Определим среднеарифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости проходки Uм.

Скважина №1

Hд = (43+52+47+56+49)/5 = 49

Tб = (126+147+127+139+163)/5 = 140.4

Uм = 49/140,4 = 0.34

Найдем адаптационные коэффициенты

K = Um/(hд*Pд) = 0,34(49*(180*10) ) = 8.937*10

А = t*h*P = 140,4*49*(180*10) = 6.4*10

Скважина №2

Hд = (52+46+52+54+46)/5 = 50.1

Tб = (128+190+163+90+185)/5 = 150.2

Uм = 50,1/150,2 = 0.32

K = Um/(hд*Pд) = 0,32/(50,1*(180*10) )=8.9*10

А = t*h*P = 150,2*50*(180*10) = 6.1*10

Устанавливаем предельные наибольшие эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных.

Рд = 0,9*Рд max =0.9*220*10 = 200 kH

nд = (40-80)/((220-130)*(200-130)+80) = 49 об/мин

Примем следующие значения постоянных Св = 125 р/ч; tсп = 29,1 ч;

Сд = 68400( 215,9 С3 ГАУ); tв=0,9 ч.

Рассчитаем величины В, Д, М и С.

Скважина №1

В = Св/к = 125/(8,926*10) = 14*10;

Д = Св*(tсп+t в)/(К*Р) = 125*(79.1+0.9)/(8.926*10*5.9*10) = 712;

М = Сд/(К*Р) = 684/(8.926*10*5.9*10) = 129,9.

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Рд = 180 кН и

n = 49 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

С = В/(hд*Pд)+(Д+М)/(hд*Pд)=14*10/(49*(180*10))+(712+129,9)/ (49*(200*10))= 27978 руб/м.

Скважина №2

В = 125/(8,6*10) = 14,53*10;

Д = 125*(29,1+0,5)/(8,6*10*5,8*10) = 751;

М = 684/(8,6*10*5,8*10) = 137,13;

С = 14,53*10/(43*(200*10))+(751+137,13)/(49*(180*10))= 29252 руб/м.

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долота 215,9 МС3 ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3 ГАУ, то последнее рекомендуется для бурения в интервале 1557-1806 м.

Аналогичным образом производится выбор оптимального долота для первого интервала 1245-1557 м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долот 215,9 С3 ГАУ и

215,6 МС3 ГАУ:

hд = 57 м; tб = 129 ч; Uм = 0.43 м/ч.

hд = 58.3 м; tб = 138 ч; Uм = 0.4 м/ч.

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.1

Таблица 9.1

Интервал одинаковой буримости	Конкурирующие типы долот	Оптимальный режим	Прогнозируемые показатели работ долота	Рациональный тип долот
		Рд, кН	nд, об/мин	hд, м	tб, ч	Uм, м/ч	С, Руб/ч
1615-1815	215,9 С3 ГАУ	180	49	57	129	0,43	26978	215,9 С3ГАУ
	215,9 МС3ГАУ	180	49	58,3	138	0,4	29365



10. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИНТЕРВАЛОВ

10.1 Турбинный способ бурения

10.1.1 Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

dубт(1) = (0.65 - 0.85)*0.2159 = 0.14 - 0.184 м.

С учетом табличных данных окончательно dУБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб.

Днк = dн = 0.127 м.

dнк/dубт(1) = 0.127/0.178 0.71 < 0.75

По этому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром

dубт(2) =0,146 м.

поскольку

dубт(1)/dубт(2) = 0,146/0,178 = 0,82 > 0,75, то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ - 178 и УБТ - 146 изготовленные из стали «Д».

Примем коэффициент л1 = 0,7.

Определим длину двухступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд =200 кН.

Lубт = 1.15*Pд/(g*(1-с/сн)*[л1*qубт(1)+1/(n-1)*(1-л1)*qубт(1))]*cosб) = 120 м.

Найдем длину первой ступени УБТ:

Lубт(1) = л1* Lубт

Lубт(1) = 0,7*120 = 84 м.

Lубт(2) = 120 - 84 = 36 м.

Окончательно принимаем Lубт(1) = 75 м , т.е. 3 свечи по 25 метров,

Lубт(2) = 50 м , 2 свечи по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости:

Qкнбк = g*(Gзд + qубт(1)* Lубт(1) + qубт(2)* Lубт(2) )* ( 1-с/сн)

Qкнбк = 9,81(4790 + 156*75 + 103*50)*(1-1020/7850) = 184 кН.

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны:

Lкнбк = Lзд + Lубт(1) + Lубт(2) = 25,7 + 75 + 50 = 150,7 м.

10.1.2 Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ 127*9Д (предел текучести д = 373 мПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Qнк = g*Lнк*qнк* ( 1-с/сн)

Qнк = 9,81*250*29,8(1 - 1020/7850) = 63,7 кН.



Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (Uд = 80 м/с)оценим по формуле:

?Pд = с* Uд/(2*м)

?Pд = 1020*80/(2*0.95) = 3.5 мПа.

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

?Pт.б = ?Pт.б*с/ст*(Q/Qr)

?Pт.б = 4,5*10*1020/1200*(0,04/0,03) = 6,6 мПа.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

др = [k*(Qкнбк + Qнк ) + (?Pзд + ?Pд)*Fk(1)]/Frp(нк)

др = [1,1*(184*10+63,7*10)+(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/33,4*10 = 109 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

кд = н *дт/ (др+3ф) = 0,8*303*10/ ((109*10 )+(18,7*10 )) = 2

Что выше допустимого значения кд = 1,35

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L1 = [Qзап(1) - k*( Qкнбк + Qнк)*( ?Pз б+ ?Pд)* Fk(1)]/(k*g*q*(1-с/сн))

Где Qзап(1) = н*Qр(1)/кз = 0,8*1400*10/2 = 560 кН



Тогда

L1 = [560*10 - 1,1*(184*10+63,7*10)-(6,6*10+3,5*10)*93,3*10]/

(1,1*9,81*25*8*(1-1000/7850)) = 691 м.

уточним длину первой секции труб:

L1 = 900 - 25,7 - 150,7 - 250 = 473,6 м.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле:

Q1 = g*L1*q1*(1-с/сн)

Q1 = 9,81*473,6*25,8*(1-1020/7850) = 120 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.

Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

nзап = C*Qкл/(Qкнбк + Qкн + Q1) = 0.7*1180*10/((184 + 63.7 + 120)*10) = 2.25

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ - 178 - 26 кН и УБТ - 146 - 15 кН.

По таблице для соединения труб ТБПВ 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 10.1

Показатели	Номер секции
	УБТ	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм		УБТ-146	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Внутренний диаметр труб, мм	90	74	109	109
Интервал расположения секций, м	799,3-874,3	749,3-799,3	499,3-249,3	0-499,3
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д	Д
Длина секций	75	50	250	499,3
Нарастающий вес колонны, кН	132	184	247,7	367,7

10.3 Роторный способ бурения

10.3.1 Расчет компоновки УБТ

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над турбобуром.

dубт = 0,7*0.2159 = 0,17 м.

С учетом табличных данных окончательно dУБТ(1) = 0,178 м.

По табличным данным выбираем диаметр бурильных труб.

dн = 0.127 м.

примем диаметр труб равным диаметру остальных бурильных труб:

Днк = dн = 0.127 м.

dнк/dубт(1) = 0.127/0.178 = 0.71

По табличным данным находим тип УБТ: УБТ-178, изготовленной из стали «Д».

Определим длину одноступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Рд =180 кН.

Lубт = 1,15*180*10/[9,81*(1-1020/1785)*145] = 175 м.

Окончательно принимаем Lубт = 175 м , т.е. 7 свечи по 25 метров,

Общий вес УБТ в жидкости:

Qкнбк = 9,81(175*145)*(1-1020/7850) = 196 кН.

Lкнбк = 175 м.

10.3.2 Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ 127*9Д .

Вес НК в жидкости вычисляем:

Qнк = 9,81*250*29,8(1 - 1090/7850) = 62,7 кН.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК определим по формуле:

др = [1,1*(196*10+62,7*10)+3,86*10*93,3*10]/33,4*10 = 95 мПа.

Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле:

кз = 0,8*373*10/ ((95*10 )+3*(19**10 )) = 2,94

Что выше допустимого значения кд = 1,45

Допустимую длину 1-й секции труб вычислим по формуле:

L1 = [Qзап(1) - k*( Qкнбк + Qнк) - ?Pд* Fk(1)]/(k*g*q*(1-с/сн))

где

Qзап(2) = 0,8*1840*10/(1,04*1,45) = 976 кН

тогда

L1 = [976*10 - 1,1*(196*10+62,9*10) - 3,86*10*93,3*10]/

(1,1*9,81*29,8*(1-1090/7850)) = 1366 м.

уточним длину первой секции труб:

L1 = L - Lкнбк - Lнк = 1806 - 175 - 250 = 1381 м.

Вес первой секции труб в жидкости:

Q1 = 9,81*1381*29,8*(1-1090/7850) = 347 кН.

Проверим прочность верхней трубы 1-й секции при спуске их в клиновом захвате.

Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

nзап = C*Qкл/(Qкнбк + Qкн + Q1) = 0.7*1560*10/((196 + 62,9 + 347)*10) = 1,65

что выше допустимого значения 1,1

По табличным данным крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д» : УБТ - 178 - 26 кН.

По таблице для соединения труб ТБПВ 177*9 выбираем замки типа 3П-127 с минимальным диаметром проходного отверстия 170 мм.

По табличным данным для свинчивания замков необходимый крутящий момент равен 22,3 кН.

Результаты расчетов сводим в таблицу.



Таблица 10.3

Показатели	Номер секции
	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм	УБТ-178	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Внутренний диаметр труб, мм	90	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д
Интервал расположения секции	1631-1806	1381-1631	1381-0
Длина секции, м	175	250	1381
Нарастающий вес колонны, кН	196	258,7	605,7



11. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

11.1 Выбор состава промывочной жидкости

В состав бурового раствора, применяемого при бурении интервала 1744-1806 м. будут входить следующие компоненты:

1. В качестве дисперсной фазы используется вода.

2. Глина - является важной частью дисперсной фазы.

3. Кальцинированная сода NaCO. Ее ввод в буровой раствор необходим для связывания ионов Са и регулирования водородного показателя рН.

4. Карбоксилметилцеллюлоза(КМЦ) с высокой степенью полимеризации.

5. Барит - добавляют в раствор для увеличения плотности бурового раствора.

6. Полиакриламид(ПАА) - добавляют в раствор в качестве стабилизатора.

11.2 Расчет массы материала для раствора

Масса материала для раствора, расходуемого при бурении в интервале 1744-1806 м:

m = f*g*Vбур

где

g - концентрация компонентов в буровом растворе, кг/м.

a - повышающий коэффициент, учитывающий расход реагентов на повторные обработки раствора в процессе бурения (a=1,04).

Рассчитываем массу глины(130 кг/м):

m = 1,04*130*3,25 = 439,4 кг.

Масса кальцинированной соды(4 кг/м):

m = 1,04*4*3,25 = 13,52 кг.

Масса мела(110 кг/м):

m = 1,04*110*3,25 = 371,8 кг.

Масса КМЦ(4 кг/м):

m = 1,04*4*3,25 = 13,52 кг.

Масса полиакриламида(2 кг/м):

m = 1,04*2*3,25 = 6,76 кг.

Остальную массу занимает техническая вода.



14. ВЫБОР АППАРАТУРЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ, ПОЛОЖЕНИЯ ОСИ СКВАЖИНЫ, СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ И СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ

14.1 Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости

Для контроля качества промывочной жидкости на буровой устанавливается мерная емкость 9 м для технологических целей. С целью осуществления контроля качества бурового раствора на буровой находятся следующие приборы: ареометр, полевой вискозиметр ВП-5, ВМ-6.

1. Для измерения относительной плотности бурового раствора служит ареометр АГЗ. В комплект прибора входят ведро с крышкой и съемного груза. Если груз прикреплен к стакану, то ареометр позволяет измерять относительную плотность бурового раствора в пределах от 0,9 до 1,7. без груза ареометр имеет поправочную шкалу, градуированную в пределах от -0,12 до +0,22, наличие которой дает возможность использовать для измерения относительной плотности не только пресную, но и минерализованную воду. Единиц измерения плотности [с] = [кг/м]. Единица измерения относительной плотности [с0] = [ - ].

Для более точных измерений пользуются пикнометром.

Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд с притертой пробкой, через которую проходит цилиндрический канал небольшого диаметра, служащий для измерения плотности при определении пикнометром.

2. Условную вязкость измеряют с помощью стандартного вискозиметра

ВП-5. В комплект этого прибора входят воронка. Кружка и сетка. В нижнюю часть воронки запаяна трубка длинной 100 мм и внутренним диаметром 5 мм. Кружка перегородкой разделена на 2 части. Одна часть имеет объем

500 см, а другая 200 см. единица измерения условной вязкости: секунда. Пределы измерений 20-25 секунд.

3. Для определения водоотдачи и толщины глинистой корки используют прибор ВМ-6, имеющий напорный и фильтрационный узлы.

Фильтрационный узел прибора состоит из стакана, в котором в процессе замера находится глинистый раствор, стального перфорированного диска, клапана с резиновой прокладкой и поддона. В поддон ввинчивается винт, управляющий работой стакана.

Напорный узел состоит из напорного цилиндра и плунжера. К верхней части цилиндра присоединена стальная закаленная втулка. Закаленный плунжер, образующий пару с втулкой, снабжен грузом. К грузу прикреплена шкала. Градуированная в см при диаметре фильтра 75 мм.

Единица измерения водоотдачи - см/30мин.

Толщина фильтрационной корки - мм.

Пределы измерений водоотдачи - 4-8 см/30мин.

Пределы фильтрационной корки от 1-2 мм.

4. Водородный показатель замеряют при помощью лакмусовой бумажки. Затем по цвету определяют к какой среде относится данный раствор. Для чистой воды и нейтральных сред при 25 С с рН - 7; для кислых растворов рН < 7, а для щелочных рН > 7. величина рН играет важную роль при регулировании свойств глинистых растворов. Органические реагенты, применяемые для разжижения глинистых растворов, обладают наибольшей разжижающей способностью в определенном диапазоне рН. Трубы из алюминиевых сплавов подвергаются интенсивной коррозии при рН > 10.

5. Для определения статического напряжения сдвига пользуются прибором СНС-2. основными частями этого прибора являются 2 соосных цилиндра. В один из цилиндров наливают глинистый раствори вращением другого разрушают структуру. Снимают показания, оставляют раствор в покое на 10 минут, после чего снимают показания снова. Q1, Q10 измеряется в Па.

6. Содержание песка в глинистом растворе определяют с помощью отстойника ОМ-2, который представляет собой металлический сосуд, соединенный в нижней части со стеклянной градуированной пробиркой. Прибор снабжен крышкой колпачком. Объем отстойника до отверстия 300 см. содержание песка определяется в %.

14.2 Контроль параметров режима бурения

Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.

Параметры режима бурения устанавливаются и контролируются с помощью средств измерения одиночных параметров (веса бурового инструмента и осевой нагрузки на забой скважины; крутящего момента на роторе; расхода бурового раствора; давления бурового и цементного растворов), а также комплекса приборов контроля и регистрации основных технологических параметров бурения.

К КИП для измерения одиночных параметров относятся ГИВ, преобразователи крутящего момента и усилий для измерения момента типов ДКМ и ПМР, индикаторы крутящего момента на роторе ГИМ-1 и КМР-1, расходомеры РГР-7 и РГР-100, манометр геликсный МБГ-1.

Нагрузку на забой с помощью ГИВ определяют как разницу между весом бурильной колонны, когда инструмент чуть приподнят над забоем, и весом ее во время бурения. Вес инструмента, висящего на крюке талевой системы, определяется как произведение усилия в неподвижном конце каната на число его струн, несущих талевый блок. При этом учитывается начальное усилие в неподвижном конце от веса талевого блока, крюка и вертлюга. Нагрузка, действующая на вышку, вычисляется как произведение усилия в неподвижном конце талевого каната на общее число несущих струн плюс две струны (неподвижный и ходовой концы каната), т.е. учитываются дополнительные усилия на вышку, передаваемые через кронблок ходовым и неподвижным концами талевого каната. Для измерения веса бурильной колонны, подвешенной на крюке талевой системы, и косвенного определения осевой нагрузки на долото служит прибор, называемый индикатором веса. Перед началом бурения бурильную колонну, находящуюся над забоем, вращая вхолостую, медленно подают на забой, затем включают буровые насосы и замечают первое показание индикатора веса; второе его показание отсчитывают в начале бурения. Нагрузка на забой будет равняться разности показаний индикатора веса до и после начала бурения, умноженной на число струн талевого блока. В индикаторе веса использован принцип измерения горизонтальной составляющей натяжения неподвижного конца каната. Для уменьшения габаритов и веса индикатора он рассчитывается на усилие не от всего веса бурильной колонны, а лишь на усилие в неподвижном конце талевого каната; изменение этого усилия пропорционально нагрузке на крюке.

Гидравлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора давления и манометров - показывающего и самопишущего. По показывающим приборам бурильщик контролирует текущий процесс бурения. По записи диаграммы самопишущего манометра изучают процесс бурения скважины и работы, связанные с ее проходкой.