2.4 Промивні рідини

2.4.1 Розрахунок параметрів бурового розчину для розкриття продуктивного горизонту.

Вибираємо буровий розчин для розкриття продуктивного горизонту та визначаємо основні його параметри, застосувавши наступні формули:

- густина бурового розчину ( )

• умовна в’язкість бурового розчину (УВ, с)

,

• пластова в’язкість бурового розчину ( , мПа с)

,

• динамічне напруження зсуву

,

- статичне напруження зсуву, (дПа) відповідно виміряне через 1 хвилину

,

- статичне напруження зсуву, (дПа) відповідно виміряне через 10 хвилин

• показник фільтрації (фільтрація Ф_30, см³/30хв.);

,

Де - вміст колоїдної фази (%) в обваженому розчинаі.

2.4.2. Розрахунок необхідної кількості глинопорошку і води для приготування промивальної рідини

Визначаємо об’єм свердловини V_св,м³ за формулою:

,

де

Д_дол – діаметр долота, м;

Н – глибина(довжина) свердловини, м;

к – коефіцієнт каверзності стінок свердловини, к=1,1 1,3.

Враховуючи, що згідно «ЄТП», 1983 р. об’єм промивальної рідини( бурового розчину) при бурінні свердловини повинен відповідати півтора об’ємам свердловини, визначаємо об’єм промивальної рідини

Необхіду кількість глинопорошку і води для приготування 1м³ бурової промивної рідини можна визначити із системи рівнянь:

Перетворимо перше і друге рівняння:

Підставивши друге рівняння в перше і виконавши деякі перетворення, отримаємо формулу для визначення необхідної кількості глинопорошку і води для приготування 1м³ бурової промивної рідини.

Необхідну кількість води для приготування промивальної рідини визначаємо, підставивши:

Для визначення необхідної кількості глинопорошку для приготування промивної рідини підставимо значення у формулу:

Контролем правильності проведення розрахунків служить рівність:

З врахуванням вологості глинопорошку, формула матиме вигляд:

2.4.3. Розрахунки кількості обважнювача для збільшення густини бурових промивальних рідин

Визначаємо необхідну кількість обважнювача для обважнення 1м³ бурової

промивальної рідини:

де - густина не обважненої промивальної рідини;

- густина обважненої промивальної рідини;

- густина обважнювача

Для визначення кількості обважнювача для обважнення 1м³ бурової промивної рідини, запишемо систему рівнянь:

Визначаємо масу, як добуток густини та об’ємів підставивши перше рівння в друге:

де - густина не обважненої промивальної рідини;

- густина обважненої промивальної рідини;

- густина обважнювача.

З врахуванням вологості обважнювача

Необхідна маса обважнювача для обважнення бурової промивальної рідини:

кг

З врахуванням вологості обважнювача:

Приріст об’єму промивальної рідини після добавлення (домішування) обважнювача знаходять за формулою:

2.5 Спосіб буріння свердловини

Таблиця 2.7 - Вихідні дані для проектування буріння

Показники	Одиниці виміру	Проектні дані
		І група (св. 4-Тс)	ІІ група (св.10-Тс)	ІІІ група (св. 12-Тс)
Площа, родовище		Тейсарівське
Мета буріння		пошуки, розвідка			параметричні задачі
Проектна глибина типової свердловини (горизонт)	М	800 (J3tt nz)	1700 (J3tt nz)	1250 (PZ)
Вид буріння		Вертикальний
Спосіб буріння		Роторний
Вид енергії		електроенергія або ДВЗ
Геологічні умови		Ускладнені
Кількість об’єктів випробування	Штук	3	9	3
Кількість об’єктів ВПТ	Штук	3	4	3
Конструкція свердловин:
Напрямок	мм х м	426 х 20	426 х 20	426 х 20
Кондуктор	мм х м	324 х 100	324 х 100	324 х 100
технічна колона	мм х м	245 х 400	245 х 600	245 х 750
експлуатаційна колона	мм х м	140 х 800	140 х 1700	168/140 х 1250
Кількість свердловин	Штук	6	6	1
Загальна проходка свердловин	М	4800	9600	1250
		15650
Очікуваний приріст запасів газу	млн.м3	1537

При розрахунку терміну окупності капіталовкладень на будівництво свердловин було припущено, що всі пошукові і розвідувальні проектні свердловини будуть використані в якості експлуатаційних на газові об’єкти після виконання ними задач пошуково-розвідувального етапу робіт, тобто, фонд діючих експлуатаційних свердловин становитиме 12 одиниць.

Розрахунок проведено за двома варіантами: при прогнозному середньодобовому дебіті свердловини 5 тис.м³ (песимістичний варіант) і при прогнозному середньодобовому дебіті свердловини 10 тис.м³ (оптимальний варіант, виходячи з прогнозних типів колекторів).

Спосіб буріння проектної свердловини вибираємо виходячи із геологічного розрізу свердловини, а також враховуючи досвід буріння на даній площі.

Буріння проектної свердловини передбачається проводити від «нуля» до проектної глибини роторним способом.

Як показує практика буріння на даній площі вибраний спосіб буріння дає можливість отримати високі техніко-економічні показники буріння.

Основні переваги роторного способу буріння перед турбінним: незалежність в першій можливості регулювання параметрів режиму буріння, можливість вико- ристання великих перепадів тиску на долоті, значне збільшення проходки за рейс долота в зв’язку з меншими частотами його обертання і інше.