8.3 Проверка на опасность возникновения поглощений.

Чтобы убедиться в отсутствии опасности поглощений необходимо определить критическую плотность бурового раствора.

_о.кр = к_п-_к/(_в*g*z_п).

Поглощения возможны в интервале 1300-1400 м. Для этого интервала и будем вести расчет.

Для упрощения расчета будем считать, что бурильная колонна состоит из турбобура длиной 24 м, УБТ-1-229 длиной 80 м, УБТ-1-178 длиной 24 м, ТБВК-140 длиной 500, ЛБТ-147 длиной 772 м.

Потери давления за турбобуром в необсаженном стволе скважины.

w = 4*Q/(*(D_c² - D²)) = 4*0,034/(3,14*(0,3248² - 0,240²) = 0,9 м/с.

Re_кр = 7,3*He^0,58 + 2100 = 3,707*10⁴

He = _(D_c  D)²^=7*(0,3248 - 0,240)²*1100/0,005² = 2,215*10⁶

Re = w*(D_c - D)*/=0,9*(0,3248 - 0,240)*1100/0,005 = 1,897*10⁴

Режим течения ламинарный

Se = 113,1

 = 0,782

P = 0,01 МПа

Потери давления за УБТ-1-229 в необсаженном стволе скважины

w = 4*Q/(*(D_c² - D²)) = 4*0,034/(3,14*(0,3248²-0,229²) = 0,8 м/с.

Re_кр = 7,3*He^0,58 + 2100 = 4,238*10⁴

He = _(D_cD)²^=7*(0,3248-0,229)²*1100/0,005 = 2,827*10⁶

Re = w*(D_c-D)*/ = 0,8*(0,2953-0,229)*1100/0,005 = 1,686*10⁴

Режим течения ламинарный

Se = 167,65

 = 0,804

P = 0,03 МПа

Потери давления за УБТ-1-178 в необсаженном стволе скважины.

w = 4*Q/(*(D_c² - D²)) = 4*0,034/(3,14*(0,3248² - 0,178²) = 0,6 м/с.

Re_кр = 7,3*He^0,58 + 2100 = 6,818*10⁴

He = _(D_c  D)²^ = 7*(0,3248 - 0,178)²*1100/0,005 = 6,637*10⁶

Re = w*(D_c-D)*/ = 0,6*(0,3248 - 0,178)*1100/0,005 = 1,938*10⁴

Режим течения ламинарный

Se = 342,53

 = 0,858

P = 0,005 МПа

Потери давления за ТБВК-140 в необсаженном стволе скважины.

w = 4*Q/(*(D_c²-D²)) = 4*0,034/(3,14*(0,3248² - 0,140²) = 0,5 м/с.

Re_кр =7,3*He^0,58 + 2100 = 8,846*10⁴

He = _(D_c  D)²^ = 7*(0,3248 - 0,140)²*1100/0,005 = 1,052*10⁷

Re = w*(D_c-D)*/ = 0,5*(0,3248 - 0,140)*1100/0,005 = 2,033*10⁴

Режим течения ламинарный

Se = 517,44

 = 0,883

P = 0,05 МПа

Потери давления за ТБВК-140 в обсаженном стволе скважины.

w = 4*Q/(*(D_c² - D²)) = 4*0,034/(3,14*(0,304² - 0,140²) = 0,6 м/с.

Re_кр = 7,3*He^0,58 + 2100 = 7,725*10⁴

He = _(D_c  D)²^ = 7*(0,304 - 0,140)²*1100/0,005 = 8,284*10⁶

Re = w*(D_c - D)*/ = 0,6*(0,304 - 0,140)*1100/0,005 = 2,165*10⁴

Режим течения ламинарный

Se = 382,67

 = 0,8

P = 0,05 МПа

Потери давления за ЛБТ-147 в обсаженном стволе скважины.

w = 4*Q/(*(D_c² - D²)) = 4*0,034/(3,14*(0,304² - 0,147²) = 0,61 м/с.

Re_кр= 7,3*He^0,58 + 2100 = 7,354*10⁴

He = _(D_c  D)²^ = 7*(0,304 - 0,147)²*1100/0,005 = 7,592*10⁶

Re = w*(D_c - D)*/ = 0,61*(0,304-0,147)*1100/0,005 = 2,107*10⁴

Режим течения ламинарный

Se = 360,33

 = 0,862

P = 0,16 МПа

_о.кр=К_п-_к/(_в*g*z_п)=1,25-(0,01+0,03+0,005+0,05+0,05+0,16)*10⁶/(1000*9,81*1400)= 1,228

_о(1100-1120)  _о.кр(1228), следовательно поглощения в данном интервале не будет.

9. Выбор состава бурового раствора.

Состав бурового раствора принимаем в соответствии с рекомендациями изложенными в /1/.

0-100 м. Интервал содержит пласты с пресной водой. Минерализация пластовых вод залегающих ниже данного интервала не превысит 10 г/л. Пластовые воды не содержат сероводорода. Для бурения данного интервала был выбран пресный глинистый раствор. В соответствии с К_А и К_П промывочная жидкость должна иметь плотность, кг/м³. Буровая снабжается пресной водой от насосной станции на реке Печере. Для приготовления раствора будет применяться пресная вода. Выбор активной твердой фазы обуславливается характером разбуриваемых пород. Поскольку интервал представлен глинистыми породами, часть коркообразующей и структурообразующей твердой фазы будет представлена разбуриваемой глиной, глинистый раствор будет готовиться из глинопорошка марки ПБГ. Для разжижения раствора возможно применение любых реагентов органических защитных коллоидов. В качестве разжижителя и понизителя водоотдачи лучше всего применить недорогой и недефицитный углещелочной реагент (УЩР). Раствор не будет препятствовать переходу выбуренной глины в раствор, для разжижения раствора в случае накопления избыточной коллоидной фазы будет использоваться пресная вода. УЩР содержит некоторое количество свободного гидроксида натрия, который придает раствору щелочность рН=10. Во избежание возможных затяжек и прихватов бурильной колонны введем в раствор смазывающую добавку СПРИНТ-33.

Состав раствора:

1. Вода пресная- 970 кг/м³;

2. Бентонит (ПБГ) - 125 кг/м³;

0. УЩР - 20 кг/м³;

1. СПРИНТ-33 - 5 кг/м³;

Рецептура взята из /2/.

Интервал 100-1000 м. Интервал не содержит продуктивных пластов и пластов с пресной водой. Для бурения интервала был выбран известковый глинистый раствор. В соответствии с К_А и К_П промывочная жидкость должна иметь плотность  кг/м³. В качестве разжижителя используется ССБ, а для понижения водоотдачи вводят КМЦ. В качестве регулятора щелочности в раствор вводится NаОН. Вводим гашенную известь Са(ОН)₂ – источник Са²⁺, ингибитор. Присутствие лигносульфонатов, вспенивающих раствор, приводит к необходимости ввода пеногасителя - Т-66. В качестве смазывающих добавок используем графит.

Состав раствора:

1. Вода пресная - 940 кг/м³;

2. Бентонит (ПБГ) - 125 кг/м³;

3. ССБ - 20 кг/м³;

4. NаОН - 5 кг/м³;

5. Са(ОН)₂ - 4 кг/м³;

6. КМЦ - 600 - 5 кг/м³;

7. Г рафит - 10 кг/м³.

8. Т-66 - 50 кг/м³;

Рецептура взята из /2/.

Интервал 1000-3450 м. Интервал не содержит пластов с пресной водой. Из водоносных пластов возможно поступление минерализованной воды в раствор. Пластовые воды не содержат сероводорода. Для бурения данного интервала был выбран лигносульфонатный глинистый раствор с окисленным битумом (битумным кольматантом). Для регулирования фильтратоотдачи и реологии раствора будем использовать КМЦ совместно с ФХЛС. Также необходимо применение NaOH для регулирования рН. Присутствие лигносульфонатов, вспенивающих раствор, приводит к необходимости ввода пеногасителя - Т-66. В качестве смазывающих добавок используем графит

Состав раствора:

1. Вода пресная - 940 кг/м³;

2. Бентонит (ПБГ) - 125 кг/м³;

3. ФХЛС - 30 кг/м³;

4. NаОН - 5 кг/м³;

5. КМЦ – 600 – 5 кг/м³;

6. Окисленный битум 5 кг/м³;

7. Дизельное топливо 35 кг/м³;

8. Графит - 10 кг/м³.

9. Т-66 - 50 кг/м³;

Рецептура взята из /2/.

3450-5500 м. В соответствии с рекомендациями изложенными в /2/ выбираю для вскрытия продуктивного пласта гипсо-известковый раствор. В процессе бурения контролируют содержание кальция в фильтрате и при снижении его добавляют гипс, вязкость регулируют (при необходимости снижения) добавками ФХЛС, а для повышения вязкости вводят бентонитовую пасту и КМЦ. Снижение фильтрации достигается обработкой модифицированными лигносульфонатами. Значения рН регулируют добавками извести.

1. Вода пресная - 940 кг/м³;

2. Бентонит (ПБГ) - 125 кг/м³;

3. СаSO₄*2H₂O 20 кг/м³;

4. ФХЛС - 30 кг/м³;

5. NаОН - 5 кг/м³;

6. КМЦ – 600 – 5 кг/м³;

7. Са(ОН)₂ 3 кг/м³;

8. Окисленный битум 5 кг/м³;

9. Дизельное топливо 35 кг/м³;

10. Графит - 10 кг/м³.

11. Т-66 - 50 кг/м³;

Рецептура взята из /2/.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА.

0. Объем бурового раствора при забуривании скважины определяется объемом циркуляционной системы, то есть равен 240 м³.

1. Раствор готовится с помощью блока приготовления раствора.

2. Раствор, оставшийся после бурения, оставляется при надобности с целью дальнейшей перевозки на другой объект. Отходы бурового раствора нейтрализуются и сохраняются.

Разрез скважины, описанный в соответствии с указанной классификацией пород разбиваем на интервалы, в каждом из которых характеристики, определяющие выбор типа бурового раствора. Затем для каждого выбранного интервала производим дообработку раствора, в интервале 0-100 м бурение будет производиться гуматным глинистым раствором, в интервале 100-1000 м полной замены раствора не происходит, путем дообработки переведен с гуматного в известковый, в интервале 1000-3450 м путем дообработки производится перевод с известкового в лигно-сульфонатный, в интервале 3450-5500 м перевод путем дообработки с лигно-сульфонатного в гипсо-известковый глинистый растворы.