Примечание: Условные обозначения в таблице: Cl-Ca - тип воды: хлор-кальциевый (по Сулину).
.4 Термобарические условия
Интервал 0 - 2380 м: grad Pпл. = 0,098 МПа/м; T от 2,3 до 54,7 гр.

Интервал 2380 - 3634 м: grad Pпл. = 0,01 МПа/м; T до 83,6 гр.
.5 Конструкция скважины и типоразмеры долот
Конструкция скважины спроектирована в соответствии с требованиями ПБ НГП-03 на основании данных о строении геологического разреза и его термобарических характеристиках, долговременной устойчивости пород, возможных осложнениях и данных о результатах бурения на сопредельных структурах и месторождениях с сопоставимыми горно-геологическими условиями. На рисунке 1 представлена конструкция скважины, а данные по колоннам и долотам приведены в таблице.


Рис. 1. Конструкция скважины

Таблица 1-10. Данные по колоннам и долотам

Название колонн	Глубина спуска	Диаметр, мм	Цель спуска	Типоразмеры долот
Направление	30	426	Спускается для перекрытия неустойчивых мерзлых пород с установкой башмака направления в глины.	III 490 С-ЦВ..
Кондуктор	450	324	Спускается с целью перекрытия мерзлых пород на всю мощность, выполнения требований противофонтанной безопасности при вскрытии сеномана, оборудования устья скважины ПВО.	III 393,7 М-ЦГВ-R-356.
Промежуточная колонна	2330	245	Спускается одной секцией с целью перекрытия сеноманского продуктивного горизонта, оборудования устья скважины ПВО.	III 295,3 МС-ГВ-R-519

.6 Обоснование и требования к буровым растворам
0-30 м

Так как интервал сложен преимущественно несцементированными проницаемыми песками, при бурении которого наблюдаются частичные поглощения бурового раствора и размыв устья скважины необходимо предусмотреть повышение содержания глинистой фазы и добавку наполнителя

30 - 450 м

Из показаний фактических данных при вскрытии данного интервала ожидается подваливание глинистых пород, аргиллитов и алевролитов. В связи с тем, что глинистых пород в разрезе немного, достаточно, чтобы буровой раствор обеспечивал высокие показатели работы долот.

---

450 - 2036 м

Так как данный интервал сложен неустойчивыми глинистыми породами, известняками и возможны осложнения в виде дифференциальных прихватов, сальникообразования следует предусмотреть использование ингибирующих буровых растворов с добавлением смазывающей добавки, а также использование полимерных буровых растворов.

2036 - 3634 м

Продуктивный пласт с возможными нефтепроявлениями и поглощениями бурового раствора, к нему предъявляются следующие требования: сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, использование кольматанта - утяжелителя

буровой раствор скважина

2. Состав и свойства буровых растворов
.1 Расчет плотности
Плотность рассчитывается в соответствии с “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.

Интервал 0 - 30 м
;


Принимаем ρ=1100 кг/м³.

,3<1,5 МПа - условие выполняется

Интервал 30 - 450 м



<sub>,44<1,5 МПа - условие выполняется

Интервал 450 - 1200 м</sub>



1,2 <1,5 МПа - условие выполняется
Интервал 1201 - 2036 м



Принимаем ρ=1100 кг/м³

_{,9<2,5-3 МПа - условие выполняется
Интервал 2036 - 3634 м}



Принимаем ρ=1100 кг/м³

3,5>2,5-3 МПа - условие не выполняется

Полученные плотности представлены в таблице 2 - 1.

Таблица 2-1 - Плотности по интервалам.

Интервал, м	Глубина, м	Градиент пластового давления, МПа/м	Установленный Коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым	Установленное значение репрессии, МПа	Расчетное значение плотности бурового раствора, кг/м3	Проектное значение плотности бурового раствора, кг/м3	Значение репрессии, соответствующее расчетной плотности бурового раствора, МПа
0-30	30	0,098	1,1	1,5	1100	1120	0,3
30-450	450	0,098	1,1	1,5	1100	1120	0,44
450-1200	1200	0,098	1,1	1,5	1100	1120	1,2
1201-2036	2036	0,0104	1,05	2,5 - 3	1113	1120	1,9
2036-3634	3634	0,0104	1,05	2,5 - 3	1113	1120	3,5*

---

_{*для предупреждения дифференциальных прихватов необходимо добавить кольматант.}
.2 Обоснование состава буровых растворов по интервалам
- 30 м

В связи с тем, что при бурении в данном интервале возможны растепления ММП и, как следствие, подваливание рыхлых плохосцементированных пород, а также размывы стенок скважины, необходимо предусмотреть следующее: во-первых, использовать для бурения ММП охлажденные до температуры плавления льда буровые растворы; во-вторых, свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед; в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины; в-четвертых, утяжелять буровой раствор для предупреждения проявлений.

Чтобы обеспечить устойчивость многолетнемерзлых пород, буровой раствор должен обладать минимальной теплопроводностью. К таким растворам относятся газообразные агенты. Для бурения на газообразных агентах требуется специальная система очистки. При выборе этого типа раствора после прохождения интервала ММП нам будет необходимо переоборудовать систему очистки и подачи бурового раствора, что требует значительной траты времени и средств.

Предлагаем использовать пресный полимер - глинистый буровой раствор.
Таблица. Пресный полимер - глинистый буровой раствор

Состав раствора Бентонитовый модифицированный глинопорошок Nа2СО3 вода

кг/м3 10-20 1-3

Назначение реагентов структорообразователь. понижение жесткости фильтрата

- 450 м

Анализ геологических условий данного интервала показывает, что сохраняются осложнения, связанные с растеплением ММП до 300 м и набуханием глинистых отложений, а дальше возникают сложности с прихватами бурильных и обсадных труб.

Необходимые условия для бурения в ММП были рассмотрены выше.
Таблица. Пресный полимер - глинистый буровой раствор.

Состав раствора Бентонитовый модифицированный глинопорошок Nа2СО3 Dextrid NaOH PAC-R Deform FKLUBE Мраморная крошка вода

кг/м3 10-20 1-3 2-5 1 3 0,4 3 81

Назначение реагентов структорообразователь. понижение жесткости фильтрата крахмальный реагент регулятор рН стабилизатор пеногаситель смазочная добавка утяжелитель

---

- 2036 м

На данном интервале необходимо обеспечить борьбу с осложнениями (поглощение бурового раствора от частичного до полного), а также так как интервал сложен в основном известняками с прослоями глин и аргиллитов необходимо обеспечить устойчивость стенок скважины.

Состав раствора Бентонитовый модифицированный глинопорошок Nа2СО3 Dextrid NaOH PAC-R Deform FKLUBE Мраморная крошка WALL-NUT Резиновая крошка водакг/м3 10-20 1-3 2-5 1 3 0,4 3 81 105 50Назначение реагентов структорообразователь. понижение жесткости фильтрата крахмальный реагент регулятор рН стабилизатор пеногаситель смазочная добавка утяжелитель борьба с потерей циркуляции кольматант

Примечание: WALL-NUT, молотая скорлупа грецких орехов, применяется для борьбы с потерей циркуляции. Существуют три сорта WALL-NUT: мелкозернистый, среднезернистый и крупнозернистый. Все три сорта могут использоваться в качестве наполнителя для обработки интервала поглощения и в цементном растворе для тампонажного цементирования с высокой водоотдачей. Мелкозернистый WALL-NUT может также быть использован в буровом растворе для предотвращения потери циркуляции.

Преимущества: высокая прочность; совместимость с другими добавками.

- 3634 м

При вскрытии продуктивных пластов необходимо обеспечить максимальное снижение содержания глинистой фазы, создание зоны кольматации, которая разрушалась бы при создании депрессии на пласт. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта мы предлагаем использовать безглинистый полимерный буровой раствор или хлоркалиевый раствор.

В качестве безглинистого полимерного бурового раствора мы предлагаем использовать полимеркалиевый раствор
Таблица. Полимеркалиевый раствор

Состав раствора, ХВ - полимер NaOH ЭКОПАК-R ЭКОПАК-LV КСl ИККАРБ ИКДЕФОМ ИКБАК

кг/м3 2-5 1 3 2 50 50 0,2 1

Назначение реагентов Структурообразователь регулятор рН регулятор вязкости и водоотдачи регулятор водоотдачи, разжижитель ингибитор глин карбонатный утяжелитель пеногаситель биоцид

Положительное влияние:

а) повышает показатели работы долот;

б) снижает диспергирование глин;

---

в) повышают качество вскрытия продуктивных пластов

Отрицательное влияние:

а) необходимость использования средств тонкой механической очистки

б) применение очень дорогих полимерных реагентов

в) необходимость четкого соблюдения технологии бурового раствора

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности - гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава, а также улучшает вскрытие продуктивных пластов.
Таблица. Хлоркалиевые растворы

Состав раствора, Бентонит КOH КСl КМЦ Desco ИКЛУБ ИККАРБ

кг/м3 50-100 5-10 50 5-10 1-2 3-5 50

Назначение реагентов Структорообразователь регулятор рН ингибитор глин регулятор водоотдачи понизитель вязкости, регулятор водоотдачи смазывающая добавка карбонатный утяжелитель

Положительное влияние:

а) снижение гидратации и набухания глин;

б) кольматация приствольной зоны неустойчивых пород;

в) повышение глиноемкости бурового раствора (максимальное количество глинистой фазы в буровом растворе без изменения реологических характеристик).

Отрицательное влияние:

а) коагуляция глинистых буровых растворов, что повышает расход химических реагентов, время на обработку, а иногда и на ликвидацию аварий;

б) ухудшение стабилизирующих свойств химических реагентов за счет глобулизации и высаливания;

в) повышается коррозия бурильного инструмента.

Для обеспечения требуемых условий мы выбираем полимеркалиевый раствор исходя из соображений лучшего вскрытия продуктивного пласта.

2.3 Расчет реологических характеристик
Определяем реологические константы бингамовской жидкости. Рассчитываем константы поинтервально.

Динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость.



Значения плотности берем из пункта 2.1.

- 30 м

---

Смотрите также файлы

• Фитолекарственные ресурсы.pdf

• Информация о разработчике плана.docx

• Маршрутная квитанция электронного билета eticket itinerary receipt.pdf

• Инфекционные заболевания понятие, виды, особенности.docx

• Практическая работа 3 Изучение конструкции стрелочного перевода.doc