Осложнения в процессе бурения

 

 

 

Содержание.

 

  1. Инженерно-геологическое обоснование ………………………………… 2

 

1.1. Литология  (описание пород) ………………………………………………..  3

1.2. Термобарические условия бурения .………………………………………..  6

1.3. Ожидаемые осложнения …………………………………………………….  7

1.4. Конструкция скважины …………………………………………………….. 9

1.5. Требования к буровым растворам по интервалам ……………………….. 10

 

2. Обоснование состава и свойств бурового раствора …………………….. 11

 

2.1. Составы буровых растворов ……………………………………….………. 12

2.2. Обоснование свойств бурового раствора ………………………................  14

2.3. Расчёт статического напряжение сдвига ………………………................. 15

2.4. Обоснование  условной вязкости и показателя  фильтрации……………...  19

 

3. Расчет расхода материалов и химических реагентов……………………  20

 

3.1.Расчёт объёмов бурового раствора …………………………………………  20

3.2.Расчёт  глинопорошка………………………………………………………… 21

3.3.Расчёт количества химических реагентов………………………………….. 21

 

4. Технологический регламент на буровые растворы……………………… 22

    

5. Предупреждение прихватов бурильного инструмента, кальматации                                     (закупоривания) призабойной зоны пласта ………………………………. 23

 

6. Литература…………………………………………………………………. 32

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Инженерно – геологическое  обоснование регламента Северо-Харьягинское месторождения.

 

Перед разработкой регламента разрез проектируемой скважины необходимо разделить на интервалы, различающиеся  по литологическому составу горных пород.

Проектная глубина эксплуатационных скважин со спуском эксплуатационной колонны – 2240 м по вертикали с максимальным отходом по кровле продуктивного пласта (P1ar II) – 1500м, проектный горизонт –  верхнекаменноугольные отложения. Проектом предусматривается вариант эксплуатации ассельско-сакмарской залежи нефти открытым стволом, в этом случае проектная глубина скважин составляет –2195 м, проектный горизонт ассельско-сакмарские отложения нижней перми.

Литологическая характеристика представлена в таблице 1.1.2  Как видно из таблицы разрез проектируемой скважины представлен в основном, глинами и алевролитами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

 

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза представлена в таблице 1.1

 

Таблице 1.1 –  Стратиграфия и Литология

      Проектный литолого-стратиграфический  разрез приводится на основании фактических

данных бурения  скважин  Северо-Харьягинского месторождения, с учетом структурных 

построений по кровле проницаемых карбонатов P1ar II,I, P1a+s залежей нижней перми.

Система

Отдел

Ярус, горизонт, свита, надгоризонт

Интервал, м

Мощность,

     

от

до

м

1

2

3

4

5

6

Четвертичная

    

0

230

230

Меловая

Нижний

Аптский+альбский горизонты

230

440

210

   

Неокомский п/отдел

440

550

110

Юрская

Верхний

Волжский ярус

550

650

100

   

Оксфордский+кимериджский ярусы

650

675

25

 

Средний

Келловейский  ярус

675

780

105

 

Средний+

Батский+байосский  ярусы+

780

920

140

 

Нижний

нижний отдел

      

Триасовая

Верхний+

        
 

Средний

Нарьянмарская свита

920

1205

285

 

Средний

Ангуранская свита

1205

1355

150

 

Нижний

Харалейская свита

1355

1400

45

   

Чаркабожская  свита

1400

1740

340

 

Верхний

Казанский+татарский  ярусы

1740

1820

80

 

Уфимский ярус

1820

2025

205

Пермская

 

 

Кунгурский ярус

2025

2095

70

 

Нижний

Артинский ярус

2095

2130

35

   

Ассельский+сакмарский ярусы

2130

2220

90

Каменноуго-

Верхний

  

2220

2240

20

льная

          

Примечание:  Проектом предусматривается вариант  эксплуатации залежи нефти P1a+s открытым

стволом, при  этом проектная глубина составит 2195 м (по вертикали).

    



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.2 Литологическая характеристика

 

Литологическая характеристика разреза представлена в таблице 1.1.2

 

1.1.2 Литологическая характеристика пород

Интервал, м

Краткая литологическая

Категория пород  по:

по верт.

характеристика

твердости

абразив-

трудности

по длине  ств.

    

ности

отбора керна

1

2

3

4

5

0-550

Суглинки серые, песчанистые, плотные с

2-70%              3-30%

3-70%            9-10%            1,5-20%

  

0-550

прослоями желто-серых  глинистых песков,

 

серых глин, алевролитов серых, глинистых.

230-550

Неравномерное пересл-е алевролитов,

230-550

песчаников, глин. Песчаники черные, светло-

 

серые, разнозернистые, с примесью гальки

 

и гравия. Алевролиты зел.-серые, глаукони-

 

товые. Глины  серые, желто-серые, вязкие.

550-675

В верхней части  глины от св.-серых до чер-

2-20%          3-70%      4-10%

2-40%              5,5-40%           7-20%

  

550-676

ных, аргиллитоподобные, массивные. В ниж-

  
 

ней части переслаивание глин, песчаников и

  
 

 алевролитов.

  

675-920

Песчаники с  подчиненными прослоями

  

676-952

аргилл-в и  алевролитов. Песчаник серый  и

 
 

светло-серый, крупно-среднез-й, слабосце-

  
 

ментир-ый, слюдистый. Алевролит св-серый,

  
 

сред-мелкозерн-ый, плотный, полимиктовый,

  
 

известковистый. Аргиллиты черные, хрупкие,

 
 

слюдистые.

  

920-1205

Толща грубого  переслаивания песчаников,

  

952-1382

глин и алевролитов. Песчаники серые, тонко-

  
 

зернистые, алевритистые, полимиктовые,

 
 

слюдистые, участками известковистые.

  
 

Алевролиты  серые, разнозернистые, слюдис-

  
 

тые, с включениями  растительного детрита,

  
 

Глины зелено-серые, плотные с включениями

  
 

растительного детрита.

  

1205-1355

Пестроцветные глины с прослоями песча-

  

1382-1612

ников и алевролитов. Песчаники зел-серые,

  
 

 полимик-ые, слюд-е, массивные. Алевроли-

  
 

ты темно-серые, мелкозерн-ые, сильно гли-

  
 

нистые,плотные. Глины пестроокрашенные,

 
 

алевритистые, аргиллитоподобные.

  

1355-1400

Глины темнокоричневые, плотные, аргиллито-

  

1612-1682

подобные, алевр-ые. Песчаники зел.-серые,

  
 

полимиктовые, мелкозернистые, плотные.

  

1400-1740

В основании  залегает базальный пласт

  

1682-2204

песчаников  св-зеленых, с включ. окатанной

 
 

гальки, гравия, изв-ка, мергеля, реже кварца,

  
 

Выше разрез сложен мощной толщей глин

  
 

с подчинен.прослоями  песч-ов и алеврол-ов.

  
 

Глины корич.-бурые, алеврит-ые, неравн-но

  
 

слюдистые. Алевролиты св-серые, сильно

  
 

глинистые, листовато-слоистые. Песчаники

  
 

сетло-серые  с зел. оттенком, тонко-мелко-

  
 

зернистые, массивные, полимиктовые,

  
 

неравномерно  глинистые.

  
     

1740-2025

Неравномерное персл-ие аргиллитов, алевро-

2-20%          3-70%      4-10%

2-40%              5,5-40%           7-20%

  

2204-2642

литов и песчаников. Песчаники зел.-серые,

  
 

разнозерн-ые, массивные, полимик-ые, редко

  
 

известк-ые, слабо  слюдистые. Алевролиты

  
 

темно-серые  с зел. оттенком, тонко-зерн-ые,

  
 

однородные, участками  сильно известковис-

  
 

тые до преходя  в известняк. Аргиллиты

  
 

 черные, плотные,  плитчатые, слабослюдис-,

  
 

тые с редкими  включениями растительного

  
 

 детрита.

  

2025-2095

Переслаивание песчаников, аргиллитов и

 

2642-2750

алевролитов. Аргиллиты  серые до черных,

  
 

хрупкие, алевр-ые, с тонкими прослоями угля,

  
 

раст. детрита. Песчаники свет-серые, мелко-

  
 

среднезернистые, массивные, известковис-

  
 

тые. Алевролиты глинистые, известковистые

 
 

с включениями  растительного детрита.

  

2095-2130

Известняки  серые, слабо алевритовые,

4-20%            5-40%            6-40%

3-20%         5,5-80%

II-III

2750-2803

крепкие, окремненные, трещиноватые с 

 

гнездами песчано-алевритового материала,

 

с примесью органогенных остатков.

2130-2220

Известнякитемно-серые, рыхлые, органоге-

2803-2942

но детритовые и органогенные, пористые,

 

трещиноватые, участками слабоглинистые,

 

плотные с прослоями  плотных черных

 

аргиллитов.

2220-2240

Известняки  массивные, плотные, участка-

2942-2973

ми глинистые.

   

 

 

 

 

1.2. Термобарические условия бурения

Изменение давления  и  температуры по глубине представлено в таблице 1.2.

 

Таблица 1.2 – Изменение пластового давления и температуры.

          
 
                             

Индекс

Интервал

Градиенты давления, МПа/ 100 м

Пластовое давление,

 

Темпе-

    

стратигра-

залегания,

  

источ-

  

источ-

  

источ-

МПа

Источ-

ратура  

Источ-

Коэффициент

фического

м

пласто-

ник

гидрораз-

ник

горного

ник

в начале

в конце 

ник

в конце

ник

каверноз-

горизонта

от

до

вого

полу-

рыва

полу-

  

полу-

интер-

интер-

полу-

инт-ла,

полу-

ности

       

чения

  

чения

  

чения

вала

вала

чения

оС

чения

  

Q

0

230

0,98

расчет по  ФЗ скв. Северо-Харьягинского месторождения

1,98

расчет

2,28

расчет

0,00

2,25

расчет по  ФЗ скв. Северо-Харьягинского месторождения

  

расчет по  ФЗ скв. Северо-Харьягинского месторождения

1,13

K1a+al

230

440

0,98

1,98

2,28

2,25

4,31

  

K1nc

440

500

0,98

1,98

2,28

4,31

4,90

12

K1nc+J3v

500

650

0,98

1,98

2,28

4,90

6,37

  

1,29

J3o+km

650

675

0,98

1,98

2,28

6,37

6,62

  

1,06

J2k

675

780

0,98

1,98

2,28

6,62

7,64

  

1,05

J2b+bt+J1

780

920

0,98

1,98

2,28

7,64

9,02

  

T2-3nm

920

1205

0,98

1,98

2,28

9,02

11,81

  

1,1

T2an

1205

1355

0,98

1,98

2,28

11,81

13,28

  

1,25

T1hr

1355

1400

0,98

1,98

2,28

13,28

13,72

  

T1cb

1400

1740

0,98

1,98

2,28

13,72

17,05

  

P2kz+t

1740

1820

0,98

1,98

2,28

17,05

17,84

  

P2u

1820

2025

0,98

1,98

2,28

17,84

19,85

  

1,12

P1k

2025

2095

0,98

1,98

2,28

19,85

20,53

48

1,18

P1ar

2095

2130

1,01

1,98

2,28

21,16

21,51

  

1,06

P1a+s

2130

2220

1,01

1,98

2,28

21,51

22,42

51

C3

2220

2240

1,01

1,98

  

2,28

  

22,42

22,42

51



 


 

 

1.3 Ожидаемые осложнения

 

Возможные осложнения представлены в таблице 1.3.1

Таблица 1.3.1 – Ожидаемые осложнения

Интервал,м

    

Мероприятия

по вертик.

Возраст

Вид осложнения

по предупреждению

по длине ств.

    

осложнений

1

2

3

4

0-500

Q

Разрез неустойчивый, размыв устья,

Спуск направления на гл. 25м. Спуск кондуктора на гл. 500м                               для перекрытия зоны многолетнемерзлых  пород. Промывка скважины высоковязким полимерглинистым раствором.                                                                                                                                  Применение тампонажного раствора, твердеющего при температурах от 0° до +5°С.

0-500

К1

обвалы стенок скважины, каверно-

 

J3v

образования. Оттаивание ММП до

   

глубины 230 м.

   

Рпл.=Ргидр.

     
     
     
     
     
     

500-2095

J3v

Разрез неустойчивый.

Применение полимерглинистого  бурового раствора с пониженной диспергирующей способностью. Регулирование показателей  параметров бурового раствора в соответствии с требованиями проекта.                                    Профилактические проработки и промывки ствола скважины.                                                                    Введение ограничений на оставление инструмента без движения или промывки.  Применение компоновок бурильного инструмента, включающих гидравлический ясс.                             Обязательное применение смазочных добавок и детергентов. Использование 4-х ступенчатой системы механической очистки.  

500-2750

J30+km

Обвалы стенок скважины,

 

J2

кавернообразования в  глинистой 

 

J1

части разреза, сужение  ствола против

 

T

проницаемых разностей  пород.

 

P2

Интенсивная наработка  бурового раст-

 

P1k

вора. Прихваты бурового интсрумента

   

в интервалах сужения ствола и подва-

   

ливания стенок скважины.

   

Водопроявления при  снижении

   

противодавления на пласт  ниже

   

гидростатического

   

 

 
   

Рпл=Ргидр.

2095-2240

P1 ar

Разрез относительно устойчивый,

Регулирование показателей  параметров бурового раствора в соответствии с требованиями проекта.                                               Введение ограничений на оставление инструмента без движения или промывки в прихватоопасных интервалах. Профилактические проработки ствола скважины в интервалах сужения и осыпания стенок скважины.                                              

2750-2973

Р1a+s

возможны незначительные обвалы

 

 

 

стенок скважины, кавернообразования

   

сужение ствола скважины против про-

   

тив проницаемых пород. Поглощение

   

промывочной жидкости в  ассельско-

   

сакмарских отложениях, в интервале

   

2130-2220 м (2803-2942 м)

   

 Прихваты бурильного  инструмента

   

  в интервалах сужения

   

 подваливания стенок  скважины

   

 Нефтеводопроявления  при снижении

   

 противодавления на  пласт.

  
   

Рпл.>Ргидр. на 3%

  
   

(Рпл.2120=21,3 Мпа

  
   

скв №9-Сев.Харьяга)

  

 

1.3.2 Фактические Осложнения

 

Осложнения, которые были при бурении представлены в таблице 1.3.2

 

Таблица 1.3.2 – фактические  осложнения

Вид осложнения

затяжки и посадки вовремя проведения СПО.Поглощения

Глубина/интервал

1040-1076 м,1210-1300 м,1530-1560 м,1960-1996 м,2542-1674 м.

Метод ликвидации

Проработка интервалов затяжек  и посадок.Прокачивание пачек ВУР.

Комментарии

Затяжки и посадки происходят по причине больших скоростей проходки,бурения без вращения инструмнта и своевременных техподъёмов.


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4 Конструкция  скважины

 

Конструкция скважины представлена в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Конструкция скважины

   

Интервал

Номинальный

  

Наименование 

Диаметр

(глубина) спуска

диаметр ствола

Назначение колонны

колонн

мм

по вертикали 

скважины

  
   

(по стволу),   м

(долота),

  
   

от

до

мм

  

Направление

324

0

25

  

Крепление  верхнего слоя многолетнемерзлых пород.

       

393,7

Предотвращения  размыва устья скважины и обвязка  его с циркуляционной системой.

           

Кондуктор

245

0

500

  

Крепление зоны распространения многолетнемерзлых  пород и слабосцементированных

         

легкоразмываемых пород четвертичной и меловой систем.

       

295,3

Установка на устье  скважины противовыбросового оборудования.

         

Предотвращение  разрыва пород в случае полного  замещения бурового раствора  пластовым 

         

флюидом и герметизации устья скважины.

         

Башмак колонны  устанавливается в плотные глинистые  породы.

Эксплуатационная

168,3

0

2240

  

Разобщение относительно неустойчивых  юрских, триасовых  и верхнепермских терригенных 

 

(добывающие)

  

(2973)

  

отложений, включающих высокопроницаемые и  водонасыщенные интервалы, и продуктивных

 

177,8

      

продуктивных  карбонатных отложений нижней перми (P1ar  и P1a+s).

 

(нагнетатель-

    

215,9

Обеспечение условий  раздельного опробования и эксплуатации продуктивных пластов.

 

ные)

      

Размещение и  установка подземного эксплуатационного  и устьевого оборудования.

         

карбона.  Обеспечение  долговременной эксплуатационной надежности скважины.

         

Башмак колонны  устанавливается выше границы ВНК.




 

 

 

 

 

 

 

 

1.5 Требования к буровым растворам по интервалам.

 

Интервал  0 – 500

 

  1. Не размыв устья скважины.
  2. Обеспечивать устойчивость стенок скважины.
  3. Хорошая кальматирующая способность.
  4. Нерастепление ММП

 

 

 

 

Интервал  500 – 2221

 

  1. Обеспечивать устойчивость стенок скважины.
  2. Хорошая кальматирующая способность.
  3. Хорошая смазочная способность.
  4. Качественное вскрытие продуктивного пласты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Обоснование состава  и свойств бурового раствора.

 

2.1. Составы буровых растворов.

 

Требования

1) Буровой раствор должен соответствовать горно-геологическим условиям и предупреждать геологические осложнения и аварийные ситуации:

а) неустойчивость стенок скважины

б) растепление многолетне мёрзлых  пород 

в) поглощение бурового раствора

г) коагуляцию

д) сальникообразование

 

2) Раствор должен сохранят коллекторские  свойства продуктивного пласта.

3) Повышение или неухудшение  технико-экономических показателей  бурения (проходки, механической  скорости бурения и т.п.)

4) Экологическая безопасность.

 

При сравнении нескольких растворов отдавать предпочтение  тому раствору для приготовления которого не требуется изменение ЦСГО и использование экзотических, дорогих химических реагентов.

 

Интервал  0 – 500 метров (кондуктор Ø 245 мм Øд  295,3 мм)

1. 0-230 – суглинки серые, с прослоями глинистых песков, глин, алевролитов, песков, зона многолетне мерзлых пород

Осложнения

 Размыв устья, обвалы стенок  скважины, кавернообразования, оттаивание  ММП.

 

2. 230-500 – неравномерное переслаивание алевролитов, песчаников, глин.

Осложнения

 Обвалы стенок скважины, кавернообразования.

 

В данном интервале возможно использование  следующих растворов бентонитовый (глинистый), ингибирующие, полимерные.

 

Бенотонитовый

 

 

глинопорошок – 60-120 кг/м3

(структурообразователь)

NaOH – 1-2 кг/м3 (↑PH, ↓жесткость фильтрата)

КМЦ 500 – 1,5-3 кг/м3 (↓Ф30)

вода – остальное

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 «+»

- снижает возможность растепления  ММП

- возможно использование в любых  породах кроме соленосных отложений

 

 

 

 

 

 

 

 

«–»

- не предупреждает осложнения  связанные с устойчивостью стенок  скважины

- загущение в процессе бурения  при переходе глинистой породы  в состав  раствора

- снижает проницаемость продуктивных  пластов

- не повышает показатели работы  долот

 

Если температура многолетнемерзлых  пород ниже – 3оС следует добавлять антифриз, например полигликоль – MC-Glyc 4-6 кг/м3, но так как в нашем случае данный раствор применяется в интервале где температура 12 оС, то применение этого реагента не требуется.

 

 

Хлоркалиевый

 

 

глинопорошок – 60-80 кг/м3

KOH – 2-5 кг/м3 (↑PH)

KCl – 50-70 кг/м3 (ингибитор)

КМЦ – 3-15 кг/м3

ФХЛС – 10-20 кг/м3

трискан – 0,1-0,2 кг/м3 (пеногаситель)

ФК-200 (смазочная добавка)

 

 

«+»

- вскрытие не устойчивых глинистых  пород

- повышает качество вскрытия  продуктивного пласта

 

 

 

 

«–»

- стоимость реагентов

- повышенные расходы химических реагентов

- высокий инженерный уровень  бригады

- сложность   приготовления

 

Полимеркалиевый (MI Swaco)

 

 

глинопорошок – 10-30 кг/м3

Na2CO3 – 2-3 кг/м3 (↓жесткость воды)

Dextrid – 2-3 кг/м3 (↓Ф30, загуститель)

PAC-R (LV) – 2-8 кг/м3 (↓Ф30)

Desco 1-3 кг/м3 (↓вязкость)

KCl – 50 кг/м3 (ингибитор)

ФК-200 (смазочная добавка)

Бактерицид

 

 

 

«+»

- могут использоваться  практически в любых условиях

- повышение качества  вскрытия продуктивного пласта

- повышение скоростей  бурения

 

 

 

 

 

«–»

- стоимость

- многоступенчатая очистка

- регулирование коллоидной  фазы

- программа использования  данного раствора

- не предупреждает  сальникообразование на долоте

 

 

Исходя из того, что почти половину интервала составляют многолетне мёрзлые  породы и, чтобы сэкономить средства затрачиваемые на химические реагенты, выбираем бентонитовый (глинистый) раствор.

 

 

 

 

 

Интервал  500 – 2221 метров (эксплуатационная колонна Ø 168 мм Øд  215,9 мм)

1. 500-920 –  глины, песчаники,  алевролиты, аргиллиты.

2. 920-1205 – толща грубого переслаивания песчаников, глин и алевролитов.

3. 1205-1400 – глины, песчаники, алевролиты.

4. 1400-1740 – в основании залегает базальный пласт песчаников с включением окатанной     гальки. Выше разрез сложен мощной толщей глин.

5. 1740-2130 – крепкие известняки.

6. 2130-2220 – трещиноватые известняки с прослоями плотных черных аргиллитов.

 

 

 

 

 

Осложнения

1,2,3 Обвалы стенок скважины, кавернообразования.

4. Сужение ствола против проницаемых  разностей пород.

5. Водопроявления при снижении  давления ниже гидростатического.

6. Разрез относительно устойчивый, возможны незначительные обвалы стенок скважины, кавернообразования, сужение ствола скважины против проницаемых пород. Прихваты бурильного инструмента. Поглощение промывочной жидкости отложениях. Нефтеводопроявления при снижении противодавления на пласт.

 

Требования:

- ингибирующей способностью для  предупреждения подваливания

- обеспечение  качественное вскрытие продуктивного  пласта

- понижение  фильтрации, кальматирующие и смазочные  свойста 

 

Данный интервал однообразен по разрезу, но так же он вскрывает продуктивный пласт, соответственно предпочтения должно отдаваться раствору который обеспечит качественное вскрытие продуктивного пласта, например полимерные растворы.

 

Безглинистый

 

 

ПАА –   0,5-1 кг/м3

ГКЖ – 1-1,5 кг/м3 (ингибитор)

FK-lube – 2% от объёма (смазка)

MAC-200 – 0,01-0,02 кг/м3 (пеногаситель)

Вода – остальное

«+»

- повышает качество  вскрытие продуктивного пласта

- повышает скорость  бурения

- уменьшает диспергирование  глин

 

«–»

- сложность регулирования  твёрдой фазой

- сложность утяжеления  баритом

 

 

 

Полигликоливый

 

 

Биополимер – 1-1,5 кг/м3

PAC-R(LV) – 2,6 кг/м3

Na2CO3– 1-2 кг/м3

NaOH – 1-3 кг/м3

Карбонатный кальматант – 20-30 кг/м3

Aldacide G –  0,57-1,43 кг/м3

MC-GLYC – 4-6 кг/м3

(ингибитор гидратации глин, ↑ смазочную способность)

 

 

 

 

 

 

«+»

- обеспечивает качественное вскрытие  продуктивного пласта

- повышает проходку и механическую  скорость

- хорошая смазочная способность

 

 

 

 

 

 

 

 

«–»

- сложность утяжеления

- постоянный контроль за водородным  показателем

- многоступенчатая очистка

 

2.2 Обоснование  свойств бурового раствора

 

 

2.2.1 Расчёт плотности

 

Расчёт плотности проводится в  соответствии с правилами безопасности. Плотность считается либо для  предупреждения поступления пластового флюида, либо для предупреждение неустойчивости стенок скважины.

 

 

Интервал 0-500

 

 

Интервал 500-2221

 

500-1200

 

 

1200-2221

 

 

 

Расчет репрессии на пласт:

 

ΔР = ρрас1*g*Hк – a* (Hк/100)*106 = 1130*9,8*2221 – 1,01*22,21*106 = 2,16 МПа

 

ΔР ≤ 3 МПа значит выбираем  ρ = 1130 кг/м3

 

 

2.2.2 Расчёт реологических параметров

 

ДНС и Пластическая вязкость бурового раствора

 

Интервал 0-500

 

 

 

 

Интервал 500-2221

 

2.3 Расчёт статического напряжения сдвига

 

Интервал 0-500

 

Алевролит

ρr = 2,5 г/м3

m = 2 – коэффициент зависящий от вида частиц

D’r = 0,4 – средний размер частиц при выходе раствора на поверхность

 

1. Объём выбуренной породы с учётом коэффициента кавернозности.

 

где,

 Dд – диаметр долота

 hi – толщина итого пропластка

 кi – коэффициент кавернозности итого пропластка

 

2. Объём скважины.

 

 

где,

 Vобс.к. – объём обсаженного конца

 

3. Объёмная концентрация выбуренной  породы.

 

Выбираем вторую степень очистки  от шлама значит  ε = 0,65

 

 

4. Диаметр частиц

 

 

5. Минимальное значение СНС.

 

, дПа

где,

 Dr – средний размер частиц

 ρ – плотность раствора  на данном интервале

 

6.  

 

 

 

 

 

 

 

7. Коэффициент, зависящий от  объёмного содержания выбуренной  породы и утяжелителя,                                        реологических характеристик, дополнительной  величины осадка на забое скважины.

 

где,

   С0 = 0,7 – объемное содержание частиц выбуренной породы в осадке на забое скважины

    h = 100см – высота осадка на забое скважины

 

8. СНС 

 

за 1 минуту (60 секунд)

, дПа

 

за  10 минут (600 секунд)

, дПа

 

 

, дПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Интервал 500-2221

 

Песчаник

ρr = 2,6 г/м3

m = 1,6 – коэффициент зависящий от вида частиц

D’r = 0,2 – средний размер частиц при выходе раствора на поверхность

 

1. Объём выбуренной породы с учётом коэффициента кавернозности.

 

где,

 Dд – диаметр долота

 hi – толщина итого пропластка

 кi – коэффициент кавернозности итого пропластка

 

2. Объём  скважины.

 

 

где,

 Vобс.к. – объём обсаженного конца

 

3. Объёмная концентрация выбуренной  породы.

 

Выбираем вторую степень очистки  от шлама значит  ε = 0,65

 

 

4. Диаметр частиц

 

 

5. Минимальное значение СНС.

 

, дПа

где,

 Dr – средний размер частиц

 ρ – плотность раствора  на данном интервале

 

 

 

6.  

 

 

 

 

 

 

7. Коэффициент, зависящий от  объёмного содержания выбуренной  породы и утяжелителя,                                        реологических характеристик, дополнительной величины осадка на забое скважины.

 

где,

   С0 = 0,7 – объемное содержание частиц выбуренной породы в осадке на забое скважины

    h = 100см – высота осадка на забое скважины

 

8. СНС 

 

за 1 минуту (60 секунд)

, дПа

 

за  10 минут (600 секунд)

, дПа

 

 

, дПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Обоснование  условной вязкости и показателя  фильтрации.

 

 

Интервал 500-2221

 

Сложен в основном глинами, алевролитами и выбран перстный буровой раствор, значит выбираем условную вязкость 30 – 40 секунд.

По тем же причинам примерное  значение показателя фильтрации выбираем                    10 – 15 см3/30 мин. 

 

Интервал 500-2221

 

Преобладают глины, мергели, аргиллиты так же присутствует обвалообразование, раствор безглинистый, значит выбираем условную вязкость 35 – 45 секунд.