Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м

Инв. № подп

Подп. и дата

Взам. инв. №

Инв. № дубл.

Подп. и дата

Лит

Лист

Листов

БУР-111б

Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м.

КР.131003.111б.14.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Кузнецов М.

Разраб.

Орешина Л.Н.

Пров.

Т. контр.

Н. контр.

Утв.

Инв. № подп

Подп. и дата

Взам. инв. №

Инв. № дубл.

Подп. и дата

Лист

КР.131003.111б.14.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Содержание

Введение …………………………………………………………………………4

1 Исходные данные ………………………………………………………….….7

1.1 Характеристика проектной скважины …………………………………..…7

1.2 Характеристика геологического разреза скважины ……………………...11

2 Расчетно-техническая часть работы …………………………………………15

2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин ............15

2.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин ..........................17

2.3 Выбор показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин ............................................................................................................................21

2.4 Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора .........................................................................................................................27

3 Специальная часть. ……………………………………………………………32

3.1. Основные факторы, влияющие на повышение продуктивности скважин………………………………………………………………………………...32

3.2. Опыт бурения скважин в условиях АНПД………………………………37

3.3. Вскрытие пластов в условиях АВПД…………………………………….46

3.4. Проводка условно горизонтальных стволов скважин…………………..49

4 Мероприятия по технике безопасности, противопожарной защите и охране труда................................................................................................................................55

5 Охрана недр и окружающей среды..................................................................59

Вывод……………………………………………………………………………..63

Литература …………………………….………………………………………………64

Введение

Структура сырьевой базы такова, что традиционный ввод месторождений с низко проницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен, из-за того, что значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку.

В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудно извлекаемых запасов - переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением ГС и РГС, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в при забойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Особенно важно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью, разрозненностью, наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.

Горизонтальная скважина (ГС) - это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80-100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при доработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.

Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.

Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров, могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью, что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том, что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низко проницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности, темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальными скважин (ВС) повышаются в 3-5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2-3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1-1,5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС раза выше, чем для ВС.

Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1,5-2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако, при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС.

При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного коэффициента нефтеизвлечения,

равного 60-80%, за счет следующих факторов:

ГС могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания коллекторов;

при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте, что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов;

для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4-5 раз меньше горизонтальных скважин, чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов, залегающими под руслами рек, озерами, горами, городскими сооружениями и др.

В технологических схемах разработки 45 месторождений Татарстана рассмотрены варианты с использованием ГС, предложено бурение около 1600 добывающих и 190 нагнетательных горизонтальных скважин. Подавляющее количество скважин предусмотрено на башкирские и турнейские отложения.

Геологические условия Татарстана позволяют рекомендовать широкое применение горизонтальных и горизонтально - разветвленных скважин.

1 Исходные данные

1.1 Характеристика проектной скважины

Ромашкинское месторождение располагается на востоке Республики Татарстан в пределах большей части Альметьевского района, частично захватывая Лениногорский и Сармановский районы.

Геологопоисковые работы на территории месторождения проводились в течение длительного времени, начиная с 1933 г. К 1948 г. был выявлен целый ряд поднятий, входящих в систему Сокско-Шешминских дислокации. С 1947 г. проводились структурно-картировочное и одновременно разведочное бурение. В 1948 г. скв. 3, заложенная в своде нижнепермского Ромашкинского поднятия, которое было выявлено структурно-геологической съемкой и изучено структурным бурением, дала приток нефти из песчаников пашийского горизонта франского яруса девона. В 1949 г. мощные фонтаны девонской нефти были получены из скв. 10 и 11. В дальнейшем было доказано, что контур промышленной нефтеносности девонских отложений выходит далеко за пределы локальных поднятий перми и карбона, на которых были заложены первые разведочные скважины. Разведка была в основном завершена к 1955 г. В результате ее была доказана промышленная нефтеносность в крупном интервале разреза девона и карбона на обширной территории с основной залежью в терригенных пластах пашийского горизонта. В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.

Месторождение представляет собой очень пологую обширную складку. Продуктивные отложения терригенного девона повторяют очертания структуры фундамента, сложенного докембрийскими отложениями. В пределах структуры вырисовываются отдельные купола с небольшими амплитудами поднятия, не превышающими 20-30 м. Наиболее обширными поднятиями являются Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское и Азнакаевское. Наибольшие углы падения пластов девонских отложений наблюдаются на западном крыле структуры (1,5-2 град.). На других крыльях падение измеряется минутами.

Промышленная нефтеносность в пределах Ромашкинского месторождения в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона; меньшие по размерам залежи располагаются в карбонатных коллекторах девона и карбона. Промышленные притоки получены из отложений старооскольского горизонта живетского яруса, пашийского и кыновского горизонтов

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения пермской системы, обнажающиеся на поверхности, а также карбона и девона, вскрываемые глубокими скважинами. Тектонически Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско-Шешминскому валу, осложненному рядом локальных платформенных поднятий, сложенных породами пермского и каменноугольного возрастов, ориентированных в соответствии с общим простиранием вала в направлении на ССВ. Эти брахиантиклинальные структуры (собственно Ромашкинская, Кудашевская, Миннибаевская и др.) характеризуются очень пологим залеганием крыльев (углы падения не превышают 1—2°) и амплитудами поднятия не более 50—75 м. По отложениям терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) вырисовывается единое обширное поднятие, площадью до 4500 км2, на фоне которого слабо выделяются отдельные вздутия: Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское, Азнакаевское и другие, с амплитудами поднятия порядка 15—25 м. В целом обширная Ромашкинская платформенная структура имеет очень пологие склоны (крылья) с углами наклона до 1°; только на зап. крыле углы падения достигают 2°. Несоответствие структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, с одной стороны, и терригенной толщей девона, с другой, подчеркивается тем, что наиболее приподнятая, осевая часть Сокско-Шешминского вала проходит в 18—20 км западнее основной девонской Ромашкинской структуры через Шугуровскую брахи-антиклинальную складку, сложенную пермскими и каменноугольными слоями. По отложениям терригенной толщи девона, а также по поверхности кристаллического фундамента Шугуровское поднятие располагается над погруженной их зоной. Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона, хотя имеются промышленные залежи нефти в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса (или визе), а также в известняковом разрезе верхнего девона. Характерно наличие в разрезе нижнего карбона пластов каменного угля рабочей мощности. В терригенной толще девона залежи нефти приурочиваются к Д0 (Михайловскому), ДI ДIII, ДIV и ДV продуктивным пластам. Однако основное промышленное значение имеет первый девонский нефтяной пласт—ДI, с которым связано не менее 80% всех запасов нефти в недрах Ромашкинского месторождения Залежи нефти во всех остальных пластах имеют литолого-стратиграфический характер, располагаясь участками главным образом на склонах основного Ромашкинского поднятия. Громадная залежь нефти пласта ДI относится к структурным, сводовым залежам, правильно окаймляющимся на крыльях поднятия краевыми водами. Пласт ДI представлен пачкой нефтесодержащих песчаников и алевролитов, расслоенных глинами. Местами пласт приобретает монолитное сложение, будучи представленным сплошным песчаником, местами же он является часто расслоенным глинами. Песчаники, слагающие пласт Др резко варьируют в мощности: от 1 — 2 до 34 м, а на отдельных участках даже полностью выклиниваются (замещаются глинами или алевролитами). Пористость песчаников колеблется от 15 до 26%, составляя в среднем 21%; проницаемость варьирует от 40 до 2000 миллидарси, но в среднем равна 500—600 миллидарси. Начальные дебиты скважин изменяются от 30—40 до 400 т нефти в сутки при глубинах залегания около 1650—1700 м. Начальное пластовое давление достигало 175 атм. В связи с пологим строением основного Ромашкинского поднятия значительная часть залежи в пределах внешнего контура нефтеносности подстилается водой, т. е. образуется очень широкая зона между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где нефть «плавает» на воде, в то время как средняя часть залежи на всю мощность пласта ДI насыщена нефтью. Ввиду огромных, уникальных размеров залежи нефти в пласте ДI необходимости осуществления активной ее разработки и эксплуатации и невозможности решения последней задачи с помощью законтурного заводнения, при разработке этой залежи осуществлено искусственное разрезание последней на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин. Каждая такая площадь, искусственно вырезанная рядами нагнетательных скважин с учетом геологического строения залежи в целом, обладающая обширными запасами нефти, является крупным нефтяным месторождением. В настоящее время по такой системе разработки, с применением внутри-контурного заводнения, на Ромашкинском нефтяном месторождении находятся в эксплуатации Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, собственно Ромашкинская, Зеленогорская и Восточно-Сулеевская площади. Разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения были начаты в 1953 г. По добыче и природным запасам это месторождение, является одним из крупнейших в мире.

1.2 Характеристика геологического разреза скважины

Таблица1 -Геолого-технических данных

Стратиграфия	Интервалы			Литология	Осложнения
Четвертичные	0	7		Пески, суглинки	осыпи, обвалы
Казанский ярус	7	62		Песчаники, глины
Уфимский ярус	62	83		Песчаники, глины
Артинский	83	208		Доломиты, известняки	Поглощение ПУХ
В.карбон	208	377		Доломиты, известняки	Поглощение ПУХ
Мячковкий	377	531		Доломиты, известняки
Подольский	531	618		Доломиты, известняки	осыпи, обвалы
Каширский	618	682		Доломиты, известняки
Верейский	682	736		Известняки, аргиллиты
Башкирский	736	761		Известняки, доломиты
Намюрский	761	875		Известняки, доломиты	поглощение
Серпухово-Окский	875	1089		Известняки, доломиты	поглощение
Тульский	1089	1108		Песчаники, глины	осыпи, обвалы
Бобриковский	1108	1137		Песчаники, алевролиты	осыпи, обвалы
Турнейский	1137	1249		Доломиты, известняки
В. Фаменский	1249	1484		Доломиты, известняки
Н. Фаменский	1484	1585		Доломиты, известняки	поглощение
В. Франский	1585	1745		Песчаники, известняки
Мендымский	1745		1785	Доломиты, известняки
Доманниковые сл.	1785		1828	Доломиты, известняки	поглощение
Саргаевский	1828		1841	Доломиты, известняки
Кыновский	1841		1875	Песчаники, аргиллиты	осыпи, обвалы
Пашийский	1875		1926	Песчаники,алевролиты
Забой	1926			Песчаники,алевролиты

Выбор конструкции скважины

Для бурения данной скважины необходимо применить следующую конструкцию:

Направление – для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины. Спускается на глубину от 0 – 50 метров с целью предотвращения осыпей и обвалов в Четвертичном ярусе на глубине от 0 – 7 метров и предотвращает размытие устья при циркуляции бурового раствора. Диаметр колонны выбираем 490 мм, толщина стенки 10 мм, диаметр долота 490мм.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн. Спускается на глубину от 0 – 283 метров для предотвращения осыпей и обвалов в Четвертичном ярусе и начало поглощения в Уфимском на глубине от 62 до 83 метров. Диаметр колонны выбираем 324 мм, толщина стенки 9,5 мм, диаметр долота 393,7мм.

Промежуточная обсадная колонна – для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Спускается на глубину от 0 – 990 для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала, в благоприятных условиях может использована в качестве эксплуатационных. Диаметр колонны выбираем 245 мм, толщина стенки 7,9 мм, диаметр долота 295,3 мм.

Эксплуатационная колонна – служит для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами. Спускается на глубину от 0 – 1926 метров для предотвращения осложнений на протяжении всей скважины и для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивны пласт с целью поддержания давления в нем. Диаметр колонны выбираем 168 мм,

толщина стенки 8,9 мм, диаметр долота 215,9 мм.

Наименование	Диаметр обсадных колон, мм		Диаметр долот, мм	Интервал цементирования, Н	Глубина спуска, м
Направление	426		490	50	50
Промежуточный кондуктор	324		383,7	283	283
Кондуктор	245		295,3	990	990
Экс. Колонна		168	215,9	1926	1926

Конструкция скважины

Направление Кондуктор Пром. колонна Экс. колонна

Ø426х10мм Ø324х9,5мм Ø245х7,9мм Ø168х7,3мм

50м

Ø 490 мм

283м

Ø 393,7 мм

990м

Ø 215,9 мм

1926м

Ø 215,9 мм

2 Расчетно-техническая часть работы

2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин

При бурении под направление от 0 до 50 метров выбираем буровой раствор который должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать осыпи и обвалы в Четвертичном ярусе на глубине с 0 до 7 м, предотвращать размыв стенок скважины, создавать противодавление на пласты. Поэтому в качестве промывочной жидкости выбираем глинистый раствор, так как он глинизирует стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Плотность и вязкость глинистых растворов таковы, что они удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.

При бурении под кондуктор от 50 до 283 метров бурение вести на ЕВС, так как наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Также в этом ярусе может начаться поглощение, ПУХ, то для их ликвидации можно применить различные пакеры или профильные перекрыватели для изоляции этих зон.

При бурении под промежуточную колонну от 283 до 663 метров бурение вести так же на ЕВС, а интервал 663 до 990 бурение вести на глинистом растворе, так как наблюдаются осыпи, обвалы в Казанском ярусе, поглощение в Уфимском ярусе. Глинистый раствор поможет избежать всех этих осложнений на данном интервале бурения.

Интервал от 1136 до 1747 предложен бурить на ЕВС.В Н.Фаменском ярусе наблюдаются водо-проявление и поглощение, для их ликвидации можно применить различные пакеры или профильные перекрыватели для изоляции этих зон.

При вскрытии продуктивного пласта раствор должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать обвалы в Верейском и Башкирском горизонте на глубине от 1757 до 1788 метров, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора. Поэтому вскрытие продуктивного пласта от 1831 до 1926 лучше вести на ПГМР, так как он сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта, качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, устойчивость стенок скважины, бурение без осложнений мощных глинистых интервалов.

2.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.

Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее разнообразие состава характерно для глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным типом промывочной жидкости.

Для разбуривания интервала 0 – 50м используем глинистый раствор. В состав глинистого раствора будут входить следующие компоненты:

- Бентонит

- КМЦ-600

- Вода

- Сульфит натрия (Na2SO3)

Бентонит – раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор предупреждает проникновение пластовых вод, а также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при работе и ускоряет процесс бурения.

КМЦ-600

Как структурообразователь, понизитель фильтрации нужно использовать карбоксилметилцелюлозу. КМЦ 600 представляет собой рассыпающееся белое или слегка кремовое волокнистое вещество, относительно медленно растворяющееся в воде с образованием вязкого коллоидного раствора. Назначение низковязкой КМЦ -снижение водоотдачи буровых растворов средней минерализации при температуре 130-140 0С. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать водоотдачу буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием.

Для разбуривания интервала 50 – 663 используем ЕВС.

Для разбуривания интервала 663 – 990 используем глинистый раствор. Состав оставляем прежним.

Для разбуривания интервала 990- 1831 используем ЕВС.

Для разбуривания интервала 1831 – 1926 м используем полимерно глинистый меловой раствор. В состав ПГМР будут входить следующие компоненты:

- Бентонит

- КМЦ – 600

- Петросил

- Бактерицид

- кальцинированная сода Na2CO3

- Карбонатный утяжелитель

КМЦ-600

Бентонит

Раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор предупреждает проникновение пластовых вод, а также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при работе и ускоряет процесс бурения.

Кальцинированная сода Na2CO3

Для улучшения гидратации облегчения диспергирования выбуренной породы раствор обрабатывают кальцинированной содой Na2CO3; необходимый для связывания катионов Са +2, попадающих в раствор с пластовыми водами. Реагент является мелкокристаллическим порошком и в зависимости от чистоты имеет цвет от белого до светло-серого. Выпускается в безводном виде или с содержанием кристаллической воды до 60%. Применяется для обработки в виде водных растворов 15%-ой концентрации. В воде растворяется относительно медленно. Добавление избытка кальцинированной соды вызывает коагуляцию раствора, рост вязкости и предельного статического напряжения сдвига. Помимо этого необходимо регулировать водоотдачу бурового раствора.

Бактерицид

Предназначен для предотвращения бактериального разложения органических компонентов буровых растворов на водной основе, таких как полисахариды и биополимеры. Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета с рН=4-7.

Карбонатный утяжелитель

Предназначен для повышения плотности буровых растворов при бурении, обеспечивает плотность буровых растворов до 1,70 г/см3. Целесообразно использовать при вскрытии продуктивных пластов. Растворимость при кислотной обработке 98%, обладает седиментационной устойчивостью.

2.3 Выбор показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин

Выбор плотности бурового раствора

Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях». Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа.

Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:

В этих формулах Р_пл -пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

Z_К -глубина залегания кровли этого пласта, м;

g = 9,81 м/с² -ускорение свободного падения;

ρ_в = 1000 кг/м³-плотность воды;

α = 1,04–1,15 -коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Едиными техническими правилами» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;

Проект ННС по С.Альметьевское площади глубинной Н=1926м., смещение А=926м