2.13 Расчет диаметра насадок долота

Диаметр насадок долота определяется по формуле:

, м, (51)

где Q – расход промывочной жидкости, м³/с;

К_н – количество насадок, шт;

_Д – коэффициент сопротивления в насадках;

_. – плотность закачиваемой жидкости, кг/м³.

Исходные данные и результаты вычислений по формуле занесены в таблицу 34

Таблица 34 – Диаметры насадок долота

Интервал, м		, кг/м3	РДТ, МПа	Кн, шт	Q, м3/c	Д	dНС, м
от (верх)	до (низ)
0 60 705 1075 1300 2060 2580	60 705 1075 1300 2060 2580 2650	1180 1180 1060 1080 1100 1100 1130	0,01 0,01 0,01 0,01 0,19 0,72 2,6	3 3 2 2 2 3 3	0,027 0,026 0,034 0,029 0,028 0,024 0,023	0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9	0,022 0,020 0,015 0,016 0,017 0,013 0,013

Количество и диаметры насодок промывочного узла долото приняты согласно подраздела 2.17.

2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется п.2.7.3.3 Правил безопасности [1].

Интервал бурения из под кондуктора до проектной глубины является интервалом совместимых условий (рисунок 2 подраздела 2.3).

Для интервала от 0 до 1200м гидростатическое давление, создоваемое столбом бурового растовора, должно превышать пластовое на величину 10-15%. Платовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности К_а равен 1,00).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна находится в пределах 1100 – 1150 кг/м³.

В интервале от 1200 до 2500 м превышение должно составлять 5 – 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (К_а = 1,00). Следовательно, при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1200 – 2500 м плотность бурового раствора должна находится в пределах 1050 – 1100 кг/м³. В интервале от 2500 до забоя превышение должно составлять 4 – 7%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (К_а = 1,00), следовательно, плотность бурового раствора должна находится в интервале 1040 – 1070 кг/м³ (максимальная плотность 1135 кг/м³).

При бурении из под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены следующие интервалы: 705 – 1000м; 1000 – 1700м; 1700 – 2500м; 2500 – 2650м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а так же требованиям пп. 2.7.3.1, 2.7.3.3, 2.7.3.5 Правил безопасности [1].

Репрессия на стенки скважины ограничевается п. 2.7.3.3.

При бурении под эксплуатационную колонну репрессия составит:

, МПа.

Что не превышает допустимой.

Рецептура бурового раствора, нормы расхода материала и реагенты, а также рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблицах 35, 2.15.1 – 2.15.2.

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам (составление карты по интервальной обработки раствора), расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного ствола

2.15.1Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора.

2.15.1. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термо­стойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффек­тивны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10% (15% для низкосортных продуктов). Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов, повышает вязкость и структурные характеристики пре­сных растворов. КМЦ эффективна в области рН 6-9 [22].

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалке или с помощью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ2-4 заполняется на 2/3 во­дой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полно­го объема, после чего производится дополнительное перемешивание в течение 20-30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета получения 2-5% вод­ного раствора, на практике обычно используется 1-2%-ый водный раствор КМЦ.

2.15.2. Гипан - гидролизованный полиакрилонитрил. Представляет собой вязкую жид­кость желтого цвета с аммиачным запахом. Выпускается двух марок: гипан-1 и гипан-0,7 в соответствии с ТУ 6-01-166-74 в виде водного 10%-15%-го раствора. Применяется для снижения показателя фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) растворов, вызывает загустевание пресных буровых растворов, способствует повышению устой­чивости стенок скважины. Оптимальная область рН = 8-9 [30]. Для обработки пресных растворов рекомендуется гипан-1.

Гипан не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется производить двадцатикратное разбавление водой то­варного гипана [18].

2.15.3. Полиэтиленоксид (ПЭО) молекулярной массы 2-3 млн. а.е.м. - представляет со­бой порошкообразный продукт от белого до светло-желтого цвета, массовая доля влаги не более 8%, хорошо растворяется в воде. Предназначен для обработки буровых рас­творов с целью снижения показателя фильтрации, загустения пресных глинистых рас­творов. Совместим с другими реагентами, применяемыми для обработки бурового рас­твора. В сочетании с реагентами на основе эфиров целлюлозы обладает синергетическим действием, более эффективно снижая показатель фильтрации бурового раствора. Концентрация ПЭО в буровом растворе оптимальная 0,01-0,015%, при повышении концентрации ПЭО может вызвать флокуляцию твердых частиц.

Готовится водный раствор ПЭО на буровой аналогично КМЦ из расчета получения 0,3-0,4%-го водного раствора (рекомендуемое количество 15 кг на 4м³ технической во­ды) [16].

2.15.4. Кальцинированная сода - карбонат натрия - представляет собой белый мелко­кристаллический порошок плотностью 2,5 гр/см² с содержанием основного вещества 99%, растворимого в воде. Основное назначение - связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении ими бурового раствора, кроме того, может использо­ваться для улучшения диспергирования глин, регулирования рН раствора. Используют карбонат натрия в основном, в виде растворов 5-10%-ой концентрации [22].

2.15.5. НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота - порошок белого цвета, эффектив­но снижает вязкость глинистого раствора, хорошо растворяется в воде, оптимальная концентрация - 0,01-0,03% массы от объема бурового раствора. Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется использовать в виде водного раствора 1-10%-ой концентрации [22].

2.15.6. Конденсированная сульфитспиртовая барда - продукт конденсации отходов цел­люлозно-бумажного производства, выпускается четырех марок: КССБ, КССБ-1, КССБ-2 и КССБ-4. Все марки представляют собой порошкообразные материалы с раствори­мостью в воде не менее 90% и влажностью не более 10%, темно-коричневого цвета, рН однопроцентных водных растворов 7-9 (для КССБ-4 - 6-6,5).

Основное назначение КССБ - регулирование фильтрационных, структурно-механических и реологических свойств буровых растворов. Наиболее эффективно при­менение этого реагента при рН раствора 9,5-10,5 [28]. Для обработки пресных раство­ров применяется марка КССБ.

Недостатком КССБ является пенообразующая способность (особенно при больших добавках - более 4%). Применение ГКЖ способствует гашению пены, образование ко­торой вызвано использованием КССБ.

КССБ вводят в циркулирующий буровой раствор в виде водного раствора 20-30%-ой концентрации или в сухом виде, в этом случае необходимо обеспечить хорошее пере­мешивание раствора [20].

2.15.7. Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-1 1) водноспиртовый раствор этил (ГКЖ-10) или метил (ГКЖ-11) силиконата натрия. Щелоч­ность в пересчете на NaOH - 13-17%. Представляет собой жидкость светло-желтого цвета плотностью 1,17-1,19 г/cm². Применяется для регулирования структурных свойств буровых растворов, для снижения темпа наработки глинистого раствора в ин­тервале из-под кондуктора и как противоприхватная добавка.

ГКЖ не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется трехкратное разбавление водой товарной ГКЖ [16, 22].

7.2.8. ФК-2000, ФК-2000 Плюс - смазочные добавки на основе растительных жиров (подсолнечного или другого растительного масла или жиросодержащих отходов их пе­реработки). Представляет собой вязкую жидкость от светло-желтого до темно- коричневого цвета с запахом прогорклого масла, плотностью 0,89-0,93г/см"'. РН 1%-ой водной эмульсии 8-9.

ФК-2000 Плюс содержит в своем составе поверхностно-активные вещества, являясь, таким образом, бифункциональным реагентом, предназначенным не только для улуч­шения смазочных свойств раствора, но и для сохранения естественной проницаемости (по данным разработчика смазки) продуктивного пласта.

Содержание ФК-2000 Плюс (ФК-2000 Плюс) в буровом растворе составляет 0,5-2% в зависимости от типа раствора, его минерализации и условий бурения.

Для равномерной обработки бурового раствора используется в виде водного раствора 10-20%-ой концентрации. ФК-2000 Плюс совместима со всеми рецептурами буровых растворов.

Краткая характеристика применяемых реагентов и материалов приведена в таблице 36

2.15.2 Обработка бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Наличие в разрезе ММП предъявляет к раствору повышенные требования в частности обеспечения устойчивости ствола скважины, снижение интенсивности кавернообразования.

Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и не высокими показателями фильтрации.

При бурении ММП следует стремиться к максимальному ускорению всех работ, сокращению времени воздействия глинистого раствора на породу, снижению температуры бурового раствора.

При бурении под направление и кондуктор можно использовать глинистый раствор, наработанный на предыдущих скважинах. Для получения требуемых параметров он обрабатывается химическими реагентами. По первой рецептуре раствор обрабатывается КМЦ, гипаном и смазкой ФК-2000 Плюс. Ввод водного раствора КМЦ осуществляется во время циркуляции бурового раствора через всасывающую линию буровых насосов в течение двух циклов циркуляции. Ввод водного раствора гипана производится аналогично КМЦ, но в течение трех циклов циркуляции. Вводить водный раствор РЖС рекомендуется через всасывающую линию буровых насосов в течение одного цикла циркуляции. Бентонитовый глинопорошок вводится во время циркуляции бурового раствора через гидромешалку.

По второй рецептуре раствор обрабатывается КМЦ, ПЭО, и ФК 200 Плюс. Технология ввода в раствор КМЦ и ФК 2000 Плюс аналогична первой рецептуре.

Водный раствор ПЭО вводится в буровой раствор в течение двух циклов циркуляции.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечивать безаварийную проводку скважины, высокие технико-технологические показатели бурения и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который разбавляется технической водой и обрабатывается химическими реагентами для достижения показателей свойств раствора. По первой рецептуре используется реагенты КМЦ, ГКЖ, ФК 2000 Плюс, технология ввода КМЦ и смазки в раствор аналогична описанной для интервала бурения под кондуктор.

Ввод КГЖ в буровой раствор производится в течение двух циклов циркуляции.

По второй рецептуре (КМЦ+НТФ+ФК 2000 Плюс) для снижения структурно-реологических показателей раствора применяется НТФ, водный раствор который вводится в течение 2-3 циклов циркуляции. Применение НТФ эффективно снижает вязкость, структурные характеристики раствора, поэтому следует внимательно контролировать эти показатели.

По третьей рецептуре (КМЦ+КССБ+ГКЖ+ФК 2000 Плюс) дополнительно используется КССБ для регулирования фильтрационных и структурно-реологических свойств раствора. Ввод КССБ производится аналогично КМЦ в течение 2-3 циклов циркуляции.

К качестве смазочной добавки вместо ФК – 2000 Плюс могут применяться Спринт – 33, РЖС, либо другие экологически малоопасные смазки (как отечественные, так и импортные), если для них установлены токсикологические характеристики (ПДК, класс опасности) и отработана технология применения.