Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения - через 1 час., в осложненных условиях - через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости - через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора - через 1-1,5 часа. Все показания записываются в рабочий журнал.
Таблица 2.3.4.1 Типы и параметры буровых растворов
|
Параметры бурового раствора |
|||||||||||||||
|
Интервал, м |
СНС, |
плас- |
дина- |
со- |
общая |
||||||||||
|
плот- |
вяз- |
водо- |
мгс/см2 |
тичес- |
мичес- |
дер- |
мине- |
||||||||
|
Тип раствора |
по вертикали |
по стволу |
ность, |
кость, |
отда- |
через |
кая |
кое |
жа- |
рали- |
|||||
|
г/см3 |
с |
ча, |
1 ми- |
10 |
рН |
вяз- |
напря- |
ние |
зация, |
||||||
|
от |
до |
от |
до |
см3/ |
нуту |
ми- |
кость, |
жение |
пес- |
г/л |
|||||
|
(верх) |
(низ) |
(верх) |
(низ) |
30 |
нут |
санти |
сдвига, |
ка, |
|||||||
|
мин |
пуаз |
дин/ |
% |
||||||||||||
|
см2 |
|||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
Пресная глинис-тая суспензия |
0 |
30 |
0 |
30 |
1,10-1,12 |
20-25 |
- |
- |
- |
7-8 |
- |
- |
до 2,0 |
3,0 |
|
|
Пресная глинис-тая суспензия |
30 |
250 |
30 |
257 |
1,10-1,12 |
20-25 |
- |
- |
- |
7-8 |
- |
- |
до 2,0 |
3,0 |
|
|
Пресный глинис-тый раствор |
250 |
500 |
257 |
511 |
1,12-1,16 |
25-35 |
8 |
10 |
20 |
7-9 |
- |
- |
до 1,0 |
3,0 |
|
|
Минерализован-ный естественный раствор |
500 |
1160 |
511 |
1224 |
1,12-1,14 |
- |
- |
- |
- |
6-7 |
- |
- |
- |
130 |
|
|
Минерализован-ный крахмально-биополимерный раствор (МКБПР) |
1160 |
1300 |
1224 |
1342 |
1,12-1,14 |
40-60 |
5 |
3-5 |
9-12 |
6-7 |
15-25 |
20-60 |
до 1,0 |
170 (по CaCl2) |
2.3.5 Очистка бурового раствора
При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 2.3.1).
Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R3. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R4, после очистки на котором по линии R5 поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), ило-отделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R 2.4.Очищенный на центрифуге раствор по линии R7 возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R8.
Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R9 - R12 поступают в амбар (16).
При бурении интервалов с газопроявлениями в систему очистки включается дегазатор (14). В этом случае дегазированный раствор подается на пескоотделитель (5) из емкости (15). Далее очистка раствора осуществляется по приведенной выше схеме.
Рис. 2.3.5.1 Принципиальная схема системы отчистки бурового раствора
Таблица 2.3.5.1Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
|
Название |
Типоразмер или шифр |
ГОСТ,ОСТ,МРТУ, МУ и т.п. на изготовление |
Кол-во, шт |
Применяется при бурении в интервале (по стволу), м |
Полезный объем циркуля-ционной системы |
Объем запаса бурового раствора, м3 |
Приме-чание |
||
|
от (верх) |
до (низ) |
||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
Циркуляционная система |
ЦС 100 Э (01) |
ТУ Б.4.00.00.000. |
1 |
0 |
1342 |
90 |
система циркуля-ции ем-костная |
||
|
Вибросито |
СВ-1ЛМ (или ВС-1) (или имп.) |
ТУ 39-0147001-145-96 (ТУ39-01-08-416-78) |
2 |
0 |
1342 |
121 |
|||
|
Ситогидроциклонная установка в составе: |
1 |
||||||||
|
- Пескоотделитель |
ПГ 60/300 (или ИПС 2/300) (или SWACO) |
ТУ3661-003-48136594-01 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO) |
1 |
0 |
1342 |
||||
|
- Илоотделитель |
ИГ 45/М (или ИИС) (или SWACO) |
ТУ3661-001-36627-00 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO) |
1 |
511 |
1342 |
||||
|
- Вибросито |
СВ 1 ЛМ |
ТУ 39-0147001-145-96 |
1 |
0 |
1342 |
||||
|
Центрифуга |
ОГШ-501 У-01 |
ТУ 26-01-388-80 |
1 |
511 |
1342 в периодическом режиме |
||||
|
Гидросмеситель |
СГВ-100 (или ГС-I-40) |
ТУ 366127-006-10147164-02 (ЗАО СП “Исот”) |
1 |
0 |
1342 |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
Диспергатор |
ДГС |
ТУ3668-004-43663892-03 |
1 |
1224 |
1342 |
||||
|
Дегазатор |
ДВС-2К или Каскад-40 |
ТУ 41-01-530-85 ТУ 39-0147001-143-96 |
1 |
1224 |
1342 |
||||
|
Блок приготовления бурового раствора |
БП 06 (или БПР 1,2) |
ТУ 26-02-898-81 |
1 |
0 |
1342 |
2.3.6 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется правилами [4].
Интервалы бурения под направление (0-30 м), под кондуктор (30-500 м) и под эксплуатационную колонну (500-1300 м) являются интервалами совместимых условий бурения.
Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности Ка = 1,00 до глубины 1180м и Ка=0,93 в интервале 1180-1220 м).
Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см3. При этом допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1,10-1,16 г/см3. Интервал 500-1200м разбуривается на растворе плотностью 1,12-1,14 г/см3.
Для интервалов бурения от 1200 м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но допускается превышение на 25-30 кгс/см2
Пластовое давление в рассматриваемом интервале имеет Ка=1,02 (1220-1300 м).
Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,07 г/см3 при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1220-1300м и не менее 1,10 г/см3 при бурении под эксплуатационную колонну с учетом интервала совместимости условий бурения. Проектом принята плотность раствора 1,12-1,14 г/см3.
Таким образом, при бурении скважины из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технических условий бурения, выделены следующие интервалы: 500-1160м и 1160-1300 м. Плотность бурового раствора в указан-ных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождениях в данном регионе в целом, а так же требований правил [3].
Репрессия на стенки скважины ограничивается правилами [3] и не превышает допустимой.
2.3.7 Обоснование плотности применяемых буровых растворов
Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.
где, АР - максимально допустимая величина противодавления на продуктивный пласт, МПа;
к - коэффициент запаса противодавления на напорные пласты
Расчитываем плотность бурового раствора при бурении под кондуктор:
с= г/см3
Принимаем с= 1,10 г/см3
Расчитываем плотность бурового раствора при бурении под эксплутационную колонну:
с=г/см3
Принимаем с= 1,14 г/см3
2.4 Углубление скважины
2.4.1 Режим бурения и особенности технологии бурения эксплуатационной скважины
Бурение под направление диаметром 324 мм с глубиной спуска 30 м предусматривается производить роторным способом при частоте вращения ротора 65-80 об/мин шарошечным долотом 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114)
Бурение под кондуктор диаметром 245 мм с глубиной спуска 500 м по вертикали (511 м по длине ствола) предусматривается производить по отечественной и импортной технологии:
шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) производства ОАО ЅВолгабурмашЅ в сочетании с турбобуром 2ТСШ1-240 в двухсекционном исполнении или с ВЗД ДРУ-240 регулируемым углом перекоса осей;
шарошечное долото 295,3 ETS11GCK (IADC 135) производства Reed Hycalog в сочетании с винтовым забойным двигателем 5LZ244СЧ7.0LL с регулируемым углом перекоса осей.
Набор зенитного угла производится с глубины 50 м:
шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) с турбинным отклонителем ТО2-240 ВЗД (ДРУ-240) с углом перекоса осей -1,5 0;
Осевая нагрузка на долото при наборе зенитного угла принимается 3ч5 тс.
2.4.1.3 Интенсивность промывки забоя при бурении под направление и кондуктор по отечественной и импортной технологии принимается в диапазоне 36ч42 л/с.
При наличии осложнений при бурении и перед спуском кондуктора интервал осложнений и ствол скважины прорабатывается компоновкой последнего долбления
Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с глубиной спуска1300 м по вертикали (1342 м - по длине ствола) предусматривается производить: шарошечные долота 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 549Х) либо 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y) винтовым забойным двигателем Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ- 172) - см. КНБК №№ 5,6.
Интенсивность промывки забоя принимается равной 32,4 л/с.
Отбор керна при бурении под эксплуатационную колонну (в 1/10 скважине) предусматривается производить турбинным способом: ВЗД Д2-195 с керноотборным снарядом КИМ-195/100 с бурильной головкой БИТ-215,9/100 С2, КНБК №7;16 при интенсивности промывки 24,8 л/с. Нагрузка на бурильную головку выбирается из условия обеспечения максимальной механической скорости проходки, но не более величины, указанной в паспорте.
Первый рейс с отбором керна рекомендуется производить односекционным снарядом и в зависимости от величины выноса керна (более 80 %) геологической службой “Заказчика” принимается решение об использовании трех секций керноотборного снаряда.
В состав основных проектных компоновок низа бурильной колонны для сплошного бурения включаются:
При бурении под направление: долото 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114), УБТС.2 D=229 мм- 12 м, УБТ D=178 -12 м - КНБК №№1,10;
При бурении под кондуктор: долото 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124), калибратор 8КС-295,3СТ, турбобур 2ТСШ1-240 (ДРУ-240) с накладками диаметром 283 мм, УБТСD=203мм-32 м, УБТ D=178 мм - 12 м - КНБК №№ 2ч4; 11ч13. Если при бурении под кондуктор ожидаются поглощения, то допускается применять в составе КНБК кольмататор УОК диаметром 203 мм.
При бурении под эксплуатационную колонну: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х) или 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y), калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212ч214), ВЗД Д2-195 с накладками диаметром 210 мм (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ D=178 мм - 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК №№ 5,6; 14,15
Шаблонировка, а при необходимости и проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х), ВЗД Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ D=178 мм - 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК №№6; 15. Если бурение ствола скважины велось с поглощением бурового раствора, то в КНБК для проработки включить кольмататор УОК диаметром 178 мм.
Расход бурового раствора принят исходя из условия энергетических характеристик, применяемых гидравлических забойных двигателей, а также с учётом снижения противодавления на стенки ствола скважины и снижения вероятности поглощения при бурении.
Осевая нагрузка на долото устанавливается в зависимости от типоразмера долота, гидравлического забойного двигателя (ВЗД), твердости разбуриваемых горных пород, технико-технологическими условиями углубления скважины, условия получения максимальной рейсовой скорости проходки (минимума себестоимости бурения одного метра) и опыта бурения скважин в данном регионе.
Момент подъема долота определяется:
- технико-технологической необходимостью;
- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;
- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.
Контроль процесса бурения скважины предлагается производить станцией геолого-технологического контроля. Осуществляя анализ совокупности контролируемых параметров, станция предсказывает и предупреждает возникновение непредвиденных осложнений, предаварийных и аварийных ситуа-ций .