Разработка вопросов совершенствования технологии безамбарного бурения на Шершнёвском месторождении

   Результаты расчета сведены в таблицу 2.6.2.

2.7. Типы  и параметры промывочных жидкостей

   Типы и параметры буровых растворов выбираются с учетом геологических и гидрогеологических особенностей вскрываемого разреза, условий залегания горных пород, их вещественного состава и устойчивости пород, наличия в разрезе проницаемых пластов, а также величины пластового (порового) давления и давления гидроразрыва пластов.

  Типы и параметры буровых растворов должны обеспечивать безаварийную проводку ствола скважины с высокими технико-технологическими показателями, а также не оказывать отрицательного (загрязняющего) воздействия на вскрываемые продуктивные горизонты. 

2.7.1. Выбор  параметров бурового раствора

   Исходя из необходимости создания в скважине противодавления, препятствующего притоку в неё пластовых флюидов, и предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов в открытой части ствола, а также с учетом совместимости условий бурения отдельных интервалов, определяем плотность бурового раствора:

где: - коэффициент безопасности;

      Р_пл - пластовое давление, МПа;

- максимальное превышение давления  в скважине над пластовым, МПа;

Н_пл - глубина залегания кровли пласта, м;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Расчет  плотности промывочной жидкости.

На Шершневском  месторождении бурение под шахтное  направление, в интервале 0-10 метров, ведется шнековым долотом без промывки.

Бурение под направление, в интервале 10-35 метров, следует осуществлять с промывкой естественным глинистым раствором, обработанным кальцинированной содой. Необходимость такой обработки возникает при наличии в разрезе высокопроницаемых пластов, а также из-за неустойчивости стенок скважин.

Плотность раствора составит:

  В процессе бурения под кондуктор, в интервале 35-280 метров, также применяют естественный глинистый раствор плотностью 1080 кг/м³. Компонентный состав: глинопорошок  бентонитовый, кальцинированная сода, техническая вода.

   Для насыщения нижележащих соляных пластов иренского яруса, в интервале 280-700 метров, предполагается перейти на полисолевой раствор ПСБР, причем до глубины 596 метров предполагается использовать раствор ПСБР плотностью 1,24-1,26 г/см³, а при промывке подсолевых отложений в результате соленасыщения и глинизирования данного раствора использовать ПСБР плотностью 1,26-1,30 г/см³ , так соленасыщение и глинизирование данного раствора положительно скажутся при прохождении аргиллитов, песчаников, мергелей с прослоями каменной соли, а также пласта каменной соли.

   Во избежании кавернообразования в солях, ПСБР представляет собой сбалансированную трехкомпонентную водо-солевую систему: КС1-NаС1-Н₂О, перенасыщенную по обеим солям, и содержащую их избыток в тонкодисперсном состоянии, в виде рекристаллизованной соли.

   ПСБР предназначен для бурения сплошным забоем скважин, вскрывающих легкорастворимые соли (карналлит, сильвинит, каменная соль). При его использовании исключается растворение галитовых и сильвинитовых пород и замедляется процесс кавернообразования. Раствор завозится на буровую в готовом виде с растворного узла БПО (база производственного обеспечения).

   В интервале 700-1400 метров плотность бурового раствора исходя из условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовой воды с Н₂S, и предотвращения гидроразрыва слабых пластов.

1,05·0,95 < r_бр <1,2/1,2

0,99 < r_бр <1 г/см³

   При бурении этого интервала целесообразно промывку вести на технической воде, r= 1000 кг/м³, обработанной двуокисью марганца.

   В интервале 1400-2040 метров ведется промывка на пластовой воде, r=1130 кг/м³ . Компонентный состав: диоксид марганца, ПАА Praestol 2530.

  В интервале 2040-2190 м ведется бурение с промывкой безглинистым буровым растворoм на основе полисахаридов (ББР-СКП), плотность которого составляет r =1130-1140 кг/м³.

   Тип и параметры буровых растворов, необходимых при бурении скважин на Шершневском месторождении, представлены в таблице 2.7.1.

    Таблица 2.7.1.

 

2.7.2. Обоснование минимального  расхода промывочной  жидкости.

  При обосновании расхода промывочной жидкости необходимо исходить из условий обеспечения:

-   эффективной очистки забоя скважины;

-   выноса шлама на поверхность;

-   эффективной работы забойного двигателя;

  Расчет расхода промывочной жидкости из условия эффективной очистки забоя скважины.

Q=q·S_ЗАБ ,м³/с

S_ЗАБ=0,785·(a·D_Д)² ,м²

где : q- удельный расход промывочной жидкости, необходимый для очистки 1 м² забоя,

S_ЗАБ - площадь забоя скважины, м²;

a - коэффициент уширения;

D_Д - диаметр долота.

  Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки 1 м² забоя:

0,7м³/с - при бурении гидравлическим забойным двигателем (ГЗД);

0,35 м³/с - при бурении роторным способом.

При бурении под кондуктор: интервал 35-280 м, D_Д =0,3937 м:

S_ЗАБ = 0,785·(1,05·0,3937)²=0,122 м²

Q= 0,122·0,35= 0,0426 м³/с

  При   бурении   под   техническую   колонну:  интервал  280-700  м,

D_Д =0,2953 м:

S_ЗАБ = 0,785·(1,05·0,2953)²=0,069 м²

Q=0,6·0,069=0,0414 м³/с

  При бурении под эксплуатационную колонну: интервал 700-2191 м,

D_Д =0,2159м:

S_ЗАБ= 0,785·(1,05·0,2159)² = 0,0375м²

D_Д = 0,7·0,0375 = 0,024 м³/с

  Расчет расхода промывочной жидкости из условия выноса шлама на поверхность.

Q=n_min·S_КП , м₃/с

S_КП=0,785·((a·D_Д)²-D²_Н), м²

n_min=0,3-1,2 ,м/с

  где: n_min - минимальная скорость движения восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с;

S_КП - площадь сечения кольцевого пространства между стенками скважины и бурильной колонной, м²;

  При бурении под кондуктор:

Q=0,785((1,1·0,3937)²-0,127² )0,3 = 0,0404м³/с;

  При бурении под техническую колонну:

Q=0,785((1,1· 0,2953)² - 0.127²)·0,6 = 0,0421м³/с

  При бурении под эксплуатационную колонну:

Q= 0,785((1,1·0,2159)²-0,127²)·1,2 = 0,036 м³/с

   Расчет расхода промывочной жидкости из условия эффективной работы забойного двигателя.

Условие эффективной работы забойного двигателя :  Q_min=Q_ГЗД

  При бурении под кондуктор (интервал 35-280 м):

D_Д =0,3937 м;

Q_ГЗД =45л/с;

Q_min =45л/с;

  При бурении под техническую колонну (интервал 280-700 м):

D_Д = 0,2953 м;

Q = 45 л/с;

  При бурении под эксплуатационную колонну (интервал 700-1510 м): D_Д = 0,2159 м;

Q = 34 л/с;

  При бурении под эксплуатационную колонну (интервал 1510-2191 м):

D_Д =0,2159 см;

 Q= 35 л/с; 

Расход  бурового раствора по интервалам бурения представлен в таблице 2.7.2. 

Таблица 2.7.2. Расход бурового раствора

 
 

2.7.3. Расчет потерь  давления в элементах  циркуляционной системы.