Расчет промывочной жидкости для бурения скважины

Интервал 4,5, 6 и 7. (1100 – 1500 , 1500 - 1820 , 1820-2040м и 2040-2250м)

Доломит, мергель, возможна коагуляция раствора.

Песчаники и аргиллиты.

Песчаник с песком,доломит.

Песчаник, аргелит, глина с галькой.

При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Са^ и Mg⁺⁺ , поступающих из перебуриваемых доломитов и мергелей. Кроме того, глинистые включения в мергелях будет способствовать обогащению раствора глинистыми породами, что будет приводить к его загущению. Исходя из этого, необходимо катионы Са⁺² и Mg⁺² связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na₂ CO3- Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного запущения раствора и снизит водоотдачу, затем СаСЬ, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам [1].

Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.

Бентонит - 30 - 50 кг/м³ .

УЩР-20-30кг/м³ .

ССБ -15 -25 кг/м³ .

NaCOs-1,0-1,5 кг/м³ .

СаС1₂ - 0,5 ~ 0,9 кг/м³ .

Вода - остальное.

Параметры раствора:

р = 1,06 г/см³ .

Т - 20 - 60 с.

Ɵ₁ иƟ₁₀ = 30дГТаи80дПа.

Фзо = 4-8 см³ за 30 мин.

µ_n = 0,006 Па-с.

τ₀ = 2,0 Па.

µ _э = 0,34 Па-с.

рН = 8,5-9.

Интервал 8 и9. (2250 – 2530 и 2530-2550 м)

известняк. Нефтепроявления.

Главные требования к промывочной жидкости:

- соответствие состава раствора и пластовых флюидов

- равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Выбираем ИБР - известковобитумный раствор (безводный РУО) Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи.

ρ_р = к_а к_б ρ_в

где к_а - коэффициент стомальности

к_б - коэффициент безопасности = 1,05 ÷ 1,1

р_в - плотность пресной воды:

к_а = == 0,89 г/см³ ,

где: 0,01 - коэффициент, уравнивающий размерности: при g = 9,81 м/с , рв в

г/см³ , и z в м.

Тогда

р_р = 0,89*1,08*1 = 0,96 г/см³

Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности р_р = 0,96 г/см.

Состав исходного (до аэрирования) ИБР (кг на 1 м³ раствора): [3]:

Дизельное топливо ДЛ-563.

Битум с температурой размягчения 120-155°С - 155.

Известь негашеная (СаО) - 310.

Сульфонал, НП-3 или НГТ-1 - 12.

Вода-60.

Технологические параметры ИБР [1]: р = 1,12 г/см³ .

Т = 35-40с.

Фзо = 0.

Ɵ₁ иƟ₁₀ = 5 дПа и 15 дПа.

µ_n = 17 мПа-с.

τ₀ =1,4 Па.

µ _э = 17 мПа-с.

к = 0.

ИБР с исходной плотностью 1,12 г/см³ подвергается аэрированию до получения плотности его в пределах 0,96 г/см³ .

Интервал 9. (2250 - 2550 м)

Для добуривания скважины до проектной глубины исп-ем также ИБР, что и для пер-я интервала нефтепроявлений. Этот раствор аэрированию не подвергается.

Расчёты связанные с приготовлением промывочных жидкостей

1) Определяем объём бурового раствора для бурения под направляющую колонну

Где: - Исходный объем бурового раствора.

- запасной объем.

Где: - диаметр долота под направляющую.

l — Длина интервала скважины под направляющую.

Где: - норма расхода бурового раствора.

Тогда:

2) Определение дополнительного объема бурового раствора для бурения под кондуктор

Где: - количество бурового раствора для увеличения запасного объема.

Где: - Запасной объем раствора для бурения под направляющую обсадную колонну.

- Запасной объем для бурения под кондуктор.

Определим объем раствора необходимый для заполнения промежутка от устья до конца направляющей колонны.

Проверяем условие:

<

Следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину

Найдём объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор.

Следовательно для бурения потребуется следующее количество бурового раствора:

3) Определяем дополнительный объем бурового раствора для бурения под промежуточную обсадную колонну

Количество бурового раствора для увеличения запасного объема при бурении под промежуточную колонну составляет:

Аналогично расчётам для кондуктора:

=

Проверяем условие:

<

Следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину

Найдём объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор.

Следовательно для бурения потребуется следующее количество бурового раствора:

4) Определяем объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну

Определяем объем бурового, раствора, необходимый для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну.

При этом отметим следующее: в соответствии с принятой конструкцией скважины эксплуатационная обсадная колонна будет опущена до глубины 2550 м, перекрыв продуктивный углеводородный коллектор в интервале 2250-2530 м. В этом случае буровой раствор, который использовался для бурения в интервале скважины под промежуточную колонну будет применяться для бурения в интервале скважины под эксплуатационную колонну до кровли продуктивного горизонта, залегающей на глубине 2250 м.

Необходимый объем бурового раствора для механического бурения скважины до кровли продуктивной залежи.

Следовательно дополнительный объем раствора будет равен:

5) Определяем количество бурового раствора для бурения скважины во всех интервалах до кровли продуктивной залежи.

6) Определяем количество бурового раствора, потребного для первичного вскрытия продуктивной залежи и добуривания скважины до проектной глубины 2550 м.

Где: - Исходный объем бурового раствора.

- запасной объем.

Где: - глубина расположения кровли продуктивной залежи.

Тогда:

После достижения проектной глубины 2550 м., в скважину опускается эксплуатационная колонна той же длины с последующим вторичным вскрытием продуктивной залежи.

7) Определяем массу глины для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения всей скважины.

8) Определение необходимого количества воды для бурения скважины.

.

9) Определяем средний расход глины на бурение 1 метра скважины:

.

10) Определяем средний расход воды на бурения 1 метра скважины:

.

Расчёт количества химических реагентов для обработки бурового раствора

1. Определим количество реагентов для бурения под направляющую.

Для гипана:

.

-

Список используемой литературы

1) Методическое пособие «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» Н.В. Соловьев. Москва 2006 г.

2) Практическое руководство по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» Н.В. Соловьев, А.А. Анненков, Соловьев Е.Н.

3) Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, А.Г. Мессер, Н.В. Соловьев.

4) Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Л.М. Ивачев.

5) Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер Л.Г., Соловьев II.В. «Практическое руководство по технологии бурения скиажим щ жидкие и газообразные полезные ископаемые». Недра, М., 2001 г.

6) Дудля Ы.А., Третьяк А.Я. «IIpOMi.moMni.ic жидкости в бурении». Ростов Н/Дону, 2009 г.

7) Соловьёв Н.В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» по дисциплине «Очистные агенты и тампо-нажные смеси» М., РГТРУ, 2006 г.

8) Рязанов ЯЛ. «Справочник по буровым растворам» Недра, М., 1986 г.

9) Калинин А.Г. «Бурение нефтяных и газовых скважин» ЦентрЛитНефте-газ, М., 2008 г.

10)Соловьёв Н.В. и др. «Бурение разведочных скважин» Высшая школа, М., 2007 г.

Ивачёв Л.М. «Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин» Справочное пособие. Недра, М., 1989 г.