Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

19.11.2023

Размер:

32.73 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 7510 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Продолжение табл. 2J

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	ГИП	C aS 0 y H 20	15-20	160	20-30	—	—	1200-
	СО	КМЦ-600	3-5					1500
	СО	КМЦ-600	3-5
	и з	(КССБ)	(20-30)
	ВЕСТ	NaOH	3-5
	КО	Са(ОН),,	1-3
	вый	Вода	960-915
		Бентонит	100-120	100			—	2000-
	3.2.	КССБ	25-30	100	50-100	—	—	2000-
	ХЛО	КМЦ-600	10-20					2500
	ХЛО	КМЦ-600	10-20
	Р	Са(ОН12	2-5
	КАЛЬ	СаС12	5-6,5
	ЦИЕ	Вода	920-900
	ВЫЙ	3.3.1.
		3.3.1.	50-80
	3.3	Бентонит	50-80	160	50-100		-	-
	X	КССБ	30-50	160	50-100	300	-	-
	Л	к м ц	3-5
	О	к о н	3-6
	Р	КС1	30-50
	К	Вода	930-885
	А

Л3.3.2.

И	Бентонит	50-80
Е	Крахмальный	130 50-100 300
В	Реагент	10-15

ы(МК, ЭКР)

й	к о н	3-6
	КС1	30-50
	Вода	955-925
	3.3.3.	50-80
	Бентонит	50-80	200		200		-
	Полиакрилаты	10-15	200	50-100	200	-	-
	КОН	3-6
	КС1	30-50
	Вода	955-925
	3.4.1.	80-100		до на-	350	-
3.4.	Бентонит	80-100	180-	до на-	350	-	-
		20-50	190	сыще-
М	Na2S i03	20-50		ния
А	КМЦ	10-20
Л	Вода	950-890
О

Продолжение табл. 2.1

С3.4.2.

И	Бентонит	80-100	130 до на350	—
Л	Na2S i0 3	20-50	сыще-
и	МК(ЭКР)	10-20	ния
к	Вода	950-890
А

т3.4.3.

н	Бентонит	80-100	180 до на- 200	-	-
ы	Na?SiO,	20-50	сыще-
й	Полиакрилаты	10-20	ния
	Вода	950-890

4.4.1. 4.1.1.

X	Бентонит	50-80	-
Л	КССБ	30-50	160 50-100 300
о	КМЦ	5-10
р	КОН	3-6
к	КС1	50-70
А	Вода	920-870
Л

И4,1.2.

Е	Бентонит	50-80	130	50-100	300
В	МК(ЭКР)	10-15	130	50-100	300
Ы	КОН	3-6
Й	КС1	50-70
	Вода	945-915
	4.1.3.
	Бентонит	50-80		50-100	300		-
	КМЦ	10-15	160	50-100	300	-	-
	КОН	3-6
	КС1	50-70
	Вода	945-915
	4.1.4.
	Бентонит	50-80	200	50-100	200	-	—
	Полиакрилаты	10-15	200	50-100	200	-	—
	КОН	3-6
	КС1	50-70
	Вода	945-915
4.2.	4.2.1.	80-100					2500-
ХЛО	Бентонит	80-100					2500-
Р							3500

Продолжение табл. 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	КА	КССБ	20-30
	ЛЬ	КМЦ-600	10-20	100
	ЦИЕ	Са(ОН)2	2-5	100	50-100	-	-	-
	ВЫЙ	СаС12	6,5-10
		Вода	935-905

4.3.4.3.1.

МА	Бентонит	80-100	160	300	-	-
АО	КМЦ	10-25	160	300	-	-
СИЛИ	Na2S i0 2	20-50
КАТ	NaCl	102-155		до на-
НООО	Вода	905-855		сыще-
ЛЕ				иия
ВОЙ

4.44.4.1

М	Бентонит	100-120
И	(Палыгорскит)	(60-80)	130	500	-
н	МК(ЗКР)	10-20
Е	NaCl	103-157		до на-
Р	NaOH	3-5		сыще-
А	Вода	920-875		ния
Л

И4,4.2.

3	Бентонит	100-120				-
о	(Палыгорскит)	(60-80)	160	300	-	-
в	КМЦ	10-20		до на-
А	NaCl	103-157		до на-
Н	NaOH	3-5		сыще-
Н	Вода	920-875		ния
ы

й4.4.3.

Бентонит 100-120

(Палыгорскит)	(60-80)	200	200	—	-
Полиакрилаты	10-20
NaCl	103-157		до на-
NaOH	3-5		сыще-
Вода	920-875		ния

5.5.1 5.1.1.

ИЗ Дизельное

ВЕСТ	топливо (л)	585
КОВО	Битум высоко-	220	—	-
БИ	окисленный	160
ТУМ	Известь	320
НЫЙ	Вода	62
	Сульфонол	12

1 2

5.2

3	4	5
5.2.1.
Дизельное
топливо (л)	450
или нефть	450
СМАД (л)	30-40	70
Эмультал (л)	15-20
Бентонит	10-15
Вода	410-395
СаС12 или	235-225
МдС12	235-225
5.2.2.
Дизельное
топливо (л)	450
или нефть	450	100-150
СМАД (л)	30-40	100-150
Эмультал (л)	15-20
Бентонит	10-15
Битум высоко-
окисленный	10-30
Вода	400-360
СаС12 или	230-210
МдС12	230-210
5.2.3.
Нефть	490
СКЖ с20	10	120-130
СаС12	190
NaOH	1-2
ГКЖ-10,11	15-20
Вода	314-308
5.2.4.
Дизельное
топливо (л)	420
или нефть	420
ИКБ-2	40	150
(украмин]	40	150
Вода	420
СаС12 или	245
МдС12	245
Мел высоко-
дисперсный	40
5.2.5.
Дизельное	355
топливо (л)	355

Продолжение табл. 2.1

- —

до надо насыщесыщения ния

— —

до надо насыщесыщения ния

- “

до надо насыщесыщения ния

Продолжение табл. 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9
		СМ АД (л)	50
		Известь (окись	30	150			_	—
		кальция)	30
		Бентонит	25
		АБДМ-хлорид	10		до на-
		СаС1,	213		до на-	до на-
		Вода	475		сыще-	сыще-
					ния	ния

5.3.5.3.1.

С	Бентонит	100-120
О	(Палыгорскит)	(60-80)			318	-
Л	МК(ЭКР)	10-30	130	500	318	-
Е	NaOH	3-5
Н	NaCl	300-293		до на-
А		(306-296)		сыще-
С	Вода	810-790		ния
ы		(825-800)

Е5.3.2.

Н	Бентонит	100-120
Н	(Палыгорскит)	(60-80)	160	300	318
Ы	КМЦ	10-30	160	300	318
й	NaOH	3-5		до на-
	NaCl	300-293		до на-
		(306-296)		сыще-
	Вода	810-790		ния
		(825-800)
	5.3.3.	100-120
	Бентонит	100-120
	(Палыгорскит)	(60-80)
	Полиакрилаты	10-30		200	318
	NaOH	3-5	180	200	318
	NaCl	300-293		до на-
		(306-296)		сыще-
	Вода	810-790		ния
		(825-800)
	5.3.4.	100-120
	Бентонит	100-120
	(Палыгорскит)	(60-80)		300	318	—
	МК(ЭКР)	10-15	130	300	318	—
	КМЦ	10-15
	NaOH	3-5		до на-
	NaCl	300-296		до на-
		(306-300)		сыще-
				ния

1	2	3	4
		Вода	810-795
			(820-810)
		5.3.5.	100-120
		Бентоиит	100-120
		(Палыгорскит)	(60-80)
		МК(ЭКР)	8-10
		КССБ	20-30
		NaOH	3-5
		NaCl	300-295
			(302-298)
		Вода	800-790
			(815-800)
		5.3.6.	100-120
		Бентонит	100-120
		(Палыгорскит)	(60-80)
		МК(ЭКР)	10-15
		ССБ(КБП,
		КБЖ)	30-50
		NaOH	5-7
		NaCl	296-288
			(300-294)
		Вода	795-775
			(786-710)
		5.3.7
		Бентонит	100-150
		(Палыгорскит)	(60-80)
		NaCl	298-303
			(307-310)
		Нефть	50-100
		Вода	800-805
			(835-825)

5.5.4. 5.4.1.

ГИ	МдС12	200-250
ДРО	NaOH или
ГЕ	Са(ОН)2	18-20

Продолжение табл. 2.1

130

500

318

до на сыщ е ния

130

500

318

до на сыщ е ния

- до на - 318 - сыще

ния

130 до на	11-1.5) 300	-
сыщ е	105
ния

Продолжение табл. 2.1

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	ЛЬ	МК(ЭКР)	20-30
	МАГ	Вода	880-850
	НИЕ
	ВЫЙ	5.4.2.	200-250
		MgCl,	200-250
		NaOH или	18-20	110	до на-	(1-1,5)	300
		Са(ОН)2	18-20		сыще-	105
		КМЦ-600	20-30		ния
		Вода	880-850
6.	6.1.	6.1.1.		—	—	—		_
		Вода		—	—	—	—	_

7.7.1. 7.1.1.

	АЭ	Бентонит	100-120
	РИРО	Сульфанол	1-2
	ВАН	(Сульфонат)	1-2					—
	НЫЙ	NaOH (Na2C 0 3)	1-2(5-25)	—	-	-	-	—
	РАС	Вода	898-876
	ТВО		(894-851)
	Р
8.	8.1.	8.1.1.
		Воздух	-	-	-	-	-	-

9.9.1. 9.1.1.

ПСульфанол

Е	("Прогресс”)	0,5-50
Н	КМЦ(ПАА,
Ы	ПВС)	2-7,5	—	—
	NaClfrpnHa-			~
	трийфосфат)	1-5
	Вода	996-937

П р и м е ч а н и я . 1. Концентрации химических реагентов и материалов приведены в расчете на сухое вещество.

2.В таблице приведены рецептуры при применении КМЦ-500(600). Если используется КМЦ-350, указанны й в таблице расход реагента следует уве личить в 1,5 раза.

3.При забойной температуре более 70 °С в буровые растворы, содержа щие лигносульфонаты или гуматы, вводятся бихроматы натрия или калия массой 0,1-0,5 кг на 1 м3 бурового раствора.

4.В качестве смазочной добавки в буровой раствор необходимо вводить: СМ АД-1-(20+40 кг); СГ-(20+40 кг); нефть-(100+120 кг); графит-(5+10 кг); Т-66(50+70 кг) на 1 м3 раствора.

5. При	вспенивании бурового раствора вводятся пеногасители:
РС-20+30 кг;	ПЭС-10+20 кг; Т-66-30+100 кг; трибутилф осф ат-0,1+0,5 кг;
МАС-200-0,05+0,2 кг на 1 м3 раствора.
7 Заказ 39	97

6.В качестве сероводороднейтрализую щ их добавок использую тся ВНИИТБ-1,2 - (0,05+2.0 кг); ЖС-7-(5+40 кг) на 1 м3 раствора.

7.При поступлении в раствор ионов С а1' из разбуриваемых пород и пла стовых вод в рецептурах; 1.1; 1.2; 2.2; 2.3.1; 2.3.2; 2.4; 3.3.1; 3.3.2; 3.3.3; 3.4; 4.1; 4.3; 4.4.2; 4.4.3; 5.3.2; 5.3.3 предусмотреть ввод кальцинированной соды в ко личестве 0,1+0,2 кг на 1 и3 раствора.

2.1.1. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДА* РАЗБУРИВАНИЯ

ГЛИНИСТЫХ ПОРОД

В зависимости от плотности все глинистые поро ды разделены на 5 групп (табл. 2.2). Каждая группа характеризу ется соответствующими значениями пористости, минерализаци ей поровой воды, емкостью обменного комплекса. Определение объемной плотности глинистых пород производится по геоло го-геофизическим данным при бурении скважин.

Все глинистые породы характеризуются степенью уплот нения, т.е. отношением фактической объемной плотности к плотности нормального уплотнения для данной глубины. Если это отношение равно 1, то порода на данной глуби не имеет нормальное уплотнение, если <1, то порода недоуплотнена.

В первом слева столбце графы «рекомендуемые растворы» табл. 2.2 приведены буровые растворы для бурения нормаль но уплотненных глинистых пород, а в последующих столбцах — для бурения в глинистых породах с убывающей степенью уп лотнения.

Несовпадение фактических характеристик породы с дан ными табл. 2.2 учитывается следующим образом;

если отклонение фактических параметров породы ука зывает на её пониженную восприимчивость к воздействию буровых растворов (например, глинистая порода плотностью 2,0 г/см3имеет минерализацию поровой воды меньше 5 г/л или обменную емкость ниже 37 мг — экв/100 г), то следует выби рать буровой раствор, рекомендуемый для той глубины, на ко торой рассматриваемая порода залегает;

если отклонение параметров указывает на повышенную восприимчивость (в том же примере минерализация поровой во ды более 13 г/л или обменная емкость свыше 44 мг —зкв/100 г), то необходимо выбирать растворы, приведенные в табл. 2.1 для следующего интервала глубин.

Разграничение требований к растворам по основному кати ону (Са2+ или Na+) дано для пород до плотности 2,2 г/см3, так как выше этой плотности глинистые породы в основном каль циевого типа.

Фактическую глубину горизонта, в случае наличия размы-

Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания глинистых пород

П лот	Коэф	М ине
ность	фи	рали
глини	циент	зация
стой по	порис	поро
роды,	тос	дой во
г/см3	ти, %	ды, г/л
<1,7
1,71-1,80	>30	<5
1,81-1,90
1,91-2,00
2,01-2,10	30-22	5-13
2,01-2,10
2,11-2,20
2,21-2,30	22-16	13-22
2,21-2,30
2,31-2,40	16-8	22-80
2,41-2.50	16-8	22-80
2,41-2.50	<8	>80
>2.51	<8	>80

Объем ная емкость, мг. экв, на 100 г

>44

44-37

37-28

28-16

<16

			Рекомендуемые растворы
глуби	раст	глуби	раст	глуби	раст	глуби	раст
на, м	вор	на, м	вор	на, м	вор	на, м	вор
<400	2.2.2;	400-700	3	700-	4	1200-	4
	2.2.4;		ГГ.-	1200	3	1800
	2.2.6		2.2.7
<700	--- 1---					1800-	4
<700	2.2.2;	700-	3	1200-	4	1800-	4
	2.2.4;	1200		1800	3	2500
	2.2.6		2.2.7
<1200	3	1200-	3	1800-	4	2500-	5
	2	1800	2.1-	3500	3	3500	4
<1700	3	1700-	2.2.7	2400-	4	3500-	5
<1700	3	1700-	3	2400-	4	3500-	5
	2	2400	2.1-	3500	3	5000	4
<2300	3	2300-	2.2.7			4500-	5.1; 5.2;
<2300	3	2300-	3	3000-	5	4500-	5.1; 5.2;
	2	3000		4500	4	6000	5.3.1-
<3000	3	3000-	4	4000-	5.1; 5.2;	>6000	5.3.6
<3000	3	3000-	4	4000-	5.1; 5.2;	>6000	5.1
		4000	3	6000	5.3.1-
<3800	3				5.3.6
<3800	3	3800-	4	>5000	4
<5000	3	6000	4	—	4	—	—
<5000	3	>5000	4	—	—	—	—
						—
<6000	1; 2.2	>6000	1; 2.2	—	—	—	—
<6000	1; 2.2	>6000	1, 2.2	—	—	-	—

Т а б л и ц d 2.2

глуби	раст
на, м	вор
>1800	~5
>2500	5
>3500	5.1; 5.2;
	5.3;
>5000	l-53.fi
>5000	5.1; 5.2;
	5.3;
	1-5.3.6
>8000	5.1
	5.1
—	___

---___

—___

——

П р и м е ч а н и е . В графах «раствор» в числителе и знаменателе приведены рекомендуемые буровые растворы для <е разбуривания глинистых пород с преобладанием в качестве основного катиона С а' ' и JVa~+ соответственно (номера

растворов из табл. 2.1).

ва, уточняют по геологическому профильному разрезу место рождения. При выборе типа раствора величина размыва при бавляется к фактической глубине залегания породы.

2.1.2. ВЫБОР БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ РАЗБУРИВАНИЯ ХЕМОГЕННЫХ ПОРОД

Текучесть, растворимость и активное влияние хемогенных пород на буровые растворы создают определен ные трудности при бурении скважин. Наибольшую сложность представляет разбуривание интервалов, сложенных чередую щимися хемогенными, терригенными и гипсоангидритовыми породами.

В табл. 2.3 приведены классификация хемогенных пород по минералогическому составу и рекомендуемые для их разбури вания буровые растворы.

Т а б л и ц а 2.3

Рекомендуемые буровые растворы для разбуривания хемогенных пород

Наименование		Рекомендуемые растворы
Наименование		Глубина, м
хемогенной породы		Глубина, м
хемогенной породы	>1000	>1500	1500—3000	>3000
	>1000	>1500	1500—3000	>3000
Галит				5.1
	5.3.7	5.3.8	5.3.1-5.3.6	5.2
	5.3.7	5.3.8	5.3.1-5.3.6	5.3.1-5.3.6
Галит с прослоями			5.1	5.1
карналлита и (или)	5.3.8	5.3.1-5,3.6	5.2	5.2
бишофита	5.3.8	5.3.1-5,3.6	5.4	5.4
Галит с прослоями				5.1
сульфатов (гипс,			5.3.1-5.3.6	5.2
ангидрит) .	5.3.8	5.3.8	5.3.1-5.3.6	5.3.1-5.3.6
Галит с прослоями	5.1	5.1	5.1	5.1
терригенных	5.2	5.2	5.2	5.2
пород	5.3.1-5.3.6	5.3.1-5.3.6	5.3.1-5.3.6	5.3.1-5.3.6
	5.4	5.4	5.4	5.4

Ужесточение требований к буровому раствору с ростом глу бины залегания однотипной хемогенной породы объясняется увеличением её растворимости и снижением прочности с рос том давления и температуры.

Для каждого интервала глубины возможно применение бу рового раствора, соответствующего бурению более глубокозалегающего интервала (см. табл. 2.3).

100

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 7510 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги