3.4Обоснование диаметров долот

Определим диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны. Величину минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определим по формуле:

D_д =(1,0447 + 0,00022D)D_м, где D_д - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

D_м - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

-  393,7 мм - бурение под кондуктор  324 мм;

-  295,3 мм - бурение под промежуточную колонну  245 мм;

-  215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну  146 мм.

3.5 Буровые растворы

3.5.1Общие положения

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны, с точки зрения охраны окружающей среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы.

С учетом вышесказанного при бурении эксплуатационных скважин на Мишкинском месторождении для обработки бурового раствора предусмотрено применение малоопасных химических реагентов, токсикологические характеристики которых приведены в таблице 3.2.2 книги 2 данного проекта.

В соответствии с техническим заданием (Приложение 1) и с учетом опыта бурения скважин в аналогичных горно-геологических условиях разбуривание интервалов под направление и кондуктор предусмотрено с использованием пресного естественного раствора с обработкой хим.реагентами с глубины 250 м, под эксплуатационную колонну – минерализованного раствора с переходом за 50м до вскрытия продуктивных пластов на минерализованный крахмально-биополимерный раствор.

Рецептура бурового раствора, нормы расхода материалов и реагентов, а также технологические показатели бурового раствора по интервалам бурения сведены в регламент. Потребное количество реагентов и материалов для строительства скважин приведено в таблицах 4.4 и 4.5 проекта.

Предусмотрено применение эффективной системы очистки бурового раствора с использованием отечественного и импортного оборудования (табл. 19) и амбара для сбора отходов бурения скважины.

Очистка бурового раствора

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

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), илоотделитель (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 R6. 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 (14).

Требования безопасности при работе с химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин (и под контролем Технологического центра Заказчика). Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами КМЦ, Гаммаксан, Реамил, Амилор соблюдать общие правила безопасности – при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала необходимо их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с Na2CO3 соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами – применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

Работа с пылящими реагентами (глинопорошком, CaCО3, CаCl2, КССБ, крахмальные реагенты) должна проводиться в противопылевых респираторах и защитных герметичных очках.

Хлористый кальций раздражает и сушит кожу, раздражает верхние дыхательные пути и глаза. Для защиты рук дополнительно используется индиффирентная мазь.

При попадании CaCО3 на кожу, в глаза, желудок – обильно промыть водой.

При попадании на кожу смазочной добавки (СМАД-АСН) или ее водного раствора – протереть тканью, затем промыть водой.

Работа с бактерицидами (ЛПЭ-32), пеногасителем (Реапен) производится в спецодежде, перчатках, респираторе, с соблюдением действующих правил безопасности.

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

4.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

1. направление: 0-30м - Глинистый Буровой Раствор (ГБР) - 1,05 – 1,1 г/см³;

ρ = 100 ∙ Р_пл ∙ К / Н = 100∙0.2∙1.1/30 = 1,1 г/см³

2. кондуктор:

- 30 – 510м - Глинистый Буровой Раствор (ГБР) - 1,05 – 1,1 г/см³;

ρ = 100 ∙ Р_пл ∙ К / Н = 100∙5.73∙1.15/510 = 1,15 г/см³

3. эксплуатационная колонна:

- 510 – 1170 м - Естественная Глинистая Суспензия (ЕГС) 1,15 г/см³

ρ = 100 ∙ Р_пл ∙ К / Н = 100∙11,86∙1,15/1170 = 1.15 г/см³

- 1170 – 1220 м - Естественная Глинистая Суспензия (ЕГС) 1,15 г/см³

ρ = 100 ∙ Р_пл ∙ К / Н = 100∙13∙1,05/1300 = 1,05 г/см³

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется пп. 2.7.3.2-2.7.3.7 Правил безопасности [4 ].

Интервалы бурения под направление (0-30 м), под кондуктор (30-500 м) и под эксплуатационную колонну (500-1220 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 1120м, Ка = 1,03 в инетрвале 1120-1170м и Ка=1,04 в интервале 1170-1220 м.

Следовательно, плотность раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см3 до глубины 1120 м, 1,13 г/см3 в интервале 1120-1170м и не менее 1,15 г/см3 в интервале 1170-1220 м. При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидроста-тического 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 500-1070м разбуривается на растворе плотностью 1,12-1,14 г/см3. Вскрытие продуктивных пластов производится на растворе плотностю 1,15 г/см3 (интервал 1070-1220 м).

Таким образом, при бурении скважины из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технических условий бурения, выделены следующие интервалы: 500-1070 м, 1070-1220 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 пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 Правил безопасности [4].

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 7.2.

Репрессия на стенки скважины ограничивается пп.207-231 Правил безопасности [4] и не превышает допустимой (допустимая плотность раствора для пласта С2b – 1,17 г/см3).

Таблица 17 Характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при бурении скважины

Реагенты	Основное назначение	Шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ	Внешний вид	Вид тары
1	2	3	4	5	6
Натрийкарбокси-метилцеллюлоза	Регулирование фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) буровых растворов	КМЦ-600,700 (аналоги: КМЦ-9С, Торос-2 и др., некоторые марки импортных реагентов Finn-Fix, Tуlose, Seroqel и др.)	ТУ 6-55-221-1453-96, ТУ 2389-011- -26289127-96 ТУ 2231-002-50277563-2000 (изм.№1)	мелкозернистый во-локнистый или по-рошкообразный продукт белого или кремоватого цвета	бумажные или поли-этиленовые мешки массой по 10 или 25 кг
Кальцинированная сода	Связывание ионов кальция, магния в растворе, регулирование рН раствора, химический диспергатор глин при приготовлении глинистых растворов	Na2CO3	ГОСТ 5100-85Е	порошкообразный продукт белого цвета	многослойные бумажные мешки массой по 60 кг
Карбонат кальция	Утяжеляющий и кольматирующий агент в буровом растворе	СаСО3, мел	ГОСТ 12085-88	мелкозернистый белый порошкообразный продукт	многослойные бумажные мешки по 50 кг
		карбонатный кольматант ККУ 75/000	ТУ 5716-008- -40912231-2000	Мелкокристалличес-кий порошок белого или серого цвета	мешки-контейнеры
		ККУ М	ТУ 5716-008- -40912231-2002		мягкие разо-вые контей-неры 1000 кг

Продолжение таблицы 17
1	2	3			4	5	6
Универсальный мраморный состав УМС (массовая доля CaCO3 не менее 98,5%)	Наполнитель в буровых технологических жидкостях	УМС			ТУ 5716-004-50635131-2004	порошкообразный продукт	“биг-бэг” объемом 1м3
Сульфат алюминия технический очищенный	Коагуляция твердых частиц в процессах очистки жидкой фазы отходов бурения. Приготовление асбогелеевых буровых растворов	Al2(SO4)3			ГОСТ 12966-85	сыпучий продукт белого цвета с размерами частиц не более 20 мм (для высшего сорта)	контейнеры или полиэтиленовые мешки, насыпью
Хлористый кальций	Для приготовления ингибированных хлоркальциевых растворов, водной фазы инертного эмульсионного раствора	СаСl2			ГОСТ 450-77 ТУ 6-09-5077-83	бесцветное кристаллическое вещество (в виде чешуек, гранул, либо порошка) или жидкость (р-р СаСl2 28-30% концентрации)	стальные барабаны 150 кг или полиэтиленовые мешки 50 кг или металлические бочки
Биополимер “Гаммаксан” (выпускается четырех марок)	Структурообразователь в буровом растворе, вискозификатор соляной кислоты		Гаммаксан	ТУ 2458-002-50635131-2003, изм. № 1-4		порошок от белого до светло-кремового цвета	картонные коробки с полиэтиленовым вкладышем (25 кг)
Продолжение таблицы 17
1	2	3			4	5	6
СМАД (смесь окисленного петролатума с дизельным топливом)	Смазочная добавка к буровым раство-рам на водной ос-нове, многофунк-циональный реа-гент в инвертных эмульсионных растворах	СМАД-1 СМАД-АСН			ТУ 38-101614-81 ТУ 2415-002-2333 6470-2002 (изм.№1.)	жидкость темно-коричневого цвета	ж/д цистерны, бочки
Глинопорошок каолингидро-слюдистый	Приготовление глинистого раствора	ПГКМ ПКГ			ОСТ 39-202-86, ТУ 39-01-08-658-81	порошкообразный материал	крафт-мешки массой 50 кг или контейнеры
Конденсирован-ная сульфит-спиртовая барда	Регулирование фильтрационных и структурных свойств пресных и минерализованных буровых растворов		КССБ КССБ-2М	ТУ 39-044-75 ТУ 2454-325-0533190-2000		порошкообразный продукт коричневого цвета	бумажные ламинированные мешки массой 40 кг
Крахмальный реагент	Регулирование фильтрации пресс-ных и минерализо-ванных буровых растворов	Реамил Амилор			ТУ 9187-001-70994864-05 ТУ 9187-105-00334735-06	порошкообразный продукт от белого до светло желтого цвета	мешки 15 кг
Пеногаситель Реапен 1408	Пеногашение в буровых растворах на водной основе	Реапен 1408			ТУ 2415-003-36651865-2003	опалесцирующая жидкость темного цвета со слабым запахом.	бочки 220л.
Бактерицид ЛПЭ-32	Предотвращает биодеструкции крахмальных реа-гентов, подавление жизнедеятельности бактерий в буровом растворе, поглоще-ние сероводорода	ЛПЭ-32			ТУ 2458-039-00209295-02	жидкость	цистерны, канистры 50 л, бочки 100-200 л

Таблица 18 Типы и параметры буровых растворов

Наименование обсадной колонны под которую ведется бурение	Интервал, м		Название (тип) раствора	Плотность раствора, г/см3	Смена раствора для бурения интервала (да/нет)	Название компонента
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7
Направление	0	30	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,1	да	Глинонопорошок бентонитовый Кальцинированная сода Na2CО3
Кондуктор	30	510	Глинистый буровой раствор (ГБР)	1,15	нет

Эксплуатацион-ная	510	1170	Естественная глинистая суспензия (ЕГС)	1,15	да	Пластовая вода естественной минерализации Утяжелитель кальций хлористый Полиакриламид Пеногаситель
	1170	1220	Естественная глинистая суспензия (ЕГС)	1,05	да	Пеногаситель Крахмальный реагент Биополимер ксантановый Смазочная добавка Ингибитор глин Бактерицид Мел природный молотый или мелкодисперсная мраморная крошка (CaCO3)

Таблица 19 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

					Применяется при			Полезный объем циркуля- ционной системы, м3	Объем запаса бу- рового раствора, м3	Приме-чание
Название	Типоразмер или шифр	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ и т.п. на изготовление	Кол-во,		бурении в интервале (по стволу), м
			шт.		от		до
					(верх)		(низ)
1	2	3		4	5		6	7	8	9
Циркуляционная система	ЦС 100 Э (01)	ТУ Б.4.00.00.000.		1	0		1302	90	112	система
Вибросито	СВ-1ЛМ (или ВС-1) (или имп.)	ТУ 39-0147001-145-96 (ТУ39-01-08-416-78)		2	0		1302			циркуля- ции ем-костная
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		1302
- Илоотделитель	ИГ 45/М (или ИИС) (или SWACO)	ТУ3661-001-36627-00 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO)		1	527		1302
- Вибросито	СВ 1 ЛМ	ТУ 39-0147001-145-96		1	0		1302
Центрифуга	ОГШ-501 У-01	ТУ 26-01-388-80		1	527		1302
						в периодическом режиме
Гидросмеситель	СГВ-100 (или ГС-I-40)	ТУ 366127-006-10147164-02 (ЗАО СП “Исот”)		1	0		1302

Окончание таблицы 19
1	2		3	4	5	6	7	8	9
Диспергатор		ДГС	ТУ3668-004-43663892-03	1	1142	1302
Блок приготовления бурового раствора		БП 06 (или БПР 1,2)	ТУ 26-02-898-81	1	0	1302
Примечания - В соответствии с пп. 2.2.6.18, 2.5.14, 4.4.13 “Правил безопасности...” [4] и п. 3.15 “Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений...” [66]: - на буровой должен быть установлена и обвязана доливная емкость, оборудованная уровнемером; - скважина должна быть обеспечена запасом бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины; Объем запаса бурового раствора: - максимальный объем бурового раствора в скважине на момент окончания бурения под эксплуатационную колонну составит 56м3; - Двойной запас бурового раствора, исходя из максимального объема скважины, составит Vзап=56х2=112 м3, при этом часть раствора V=90 м3 находится в емкостях циркуляционной системы, а часть – в дополнительных емкостях на кустовой площадке.
- В подразделе 13 табл. 13.4 приведен монтаж дополнительных емкостей: - для хранения пресного глинистого раствора 2 шт. по 50 м3; - для хранения минерализованного естественного раствора 2 шт. по 50 м3; - для приготовления и хранения минерализованного крахмально-биополимерного раствора 2 шт. по 50 м3.

Таблица 20 Потребность компонентов для приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора

Интервал по		Компоненты бурового раствора в интервале					Нормы расхода на		Потребность
стволу, м			единица измере-ния			ГОСТ, ОСТ, ТУ	бурение 1м интервала		компонента
от	до	название				и т.п. на	величина,	источник	на интервал
(верх)	(низ)					изготовление	кг/м3
1	2	3	4			5	6	7	8
Бурение под направление  324 мм
0	30	Глинопорошок ПГКМ	кг		ТУ 39-01-08-658-81 ОСТ 39-202-86		28,000	регламент буровых	840,0
25	30	Кальцинированная сода Na2CO3	кг		ГОСТ 5100-85Е		9,70	растворов	48,5
Бурение под кондуктор  245 мм:
30	257	Глинопорошок ПГКМ	кг		ТУ 39-01-08-658-81 ОСТ 39-202-86		28,000	-“-	6356,0
257	527	КССБ	кг		ТУ 39-044-75		5,47	-“-	1476,9
257	527	Реапен-1408	кг		ТУ 2415-003-36651865- -2003		1,82	-“-	491,4
257	527	Кальцинированная сода Na2CO3	кг			ГОСТ 5100-85Е	1,82		491,4
257	527	КМЦ-600,700	кг			ТУ 6-55-221-1453-96	0,36	-“-	97,2
517	527	Кальцинированная сода Na2CO3	кг			ГОСТ 5100-85Е	8,10	-“-	81,0
30	527	Целлотон или другие наполнители	кг			(см. РД 39-2-684-82)	1% на м3 р-ра	-“-	1000,0 (справочно)
Бурение под эксплуатационную колонну  146 мм
527	1142	Минерализованная техническая вода приготовленная на основе пластовой воды
1142	1302	Реапен-1408		кг		ТУ 2415-003-36651865- -2003	3,85	-“-	616,0
1142	1302	CaCl2		кг		ГОСТ 450-77	218,30	-“-	34928,0
Окончание таблицы 20
1	2	3		4		5	6	7	8
1142	1302	Реамил-10		кг		ТУ 9187-001-70994864- -05	25,70	-“-	4112,0
1142	1302	Гаммаксан		кг		ТУ 2458-002-50635131- -2003	3,85	-“-	616,0
1142	1302	СМАД (смазочная добавка)		кг		ТУ 38-101614-81	6,42	-“-	1027,2
1142	1302	Бактерицид ЛПЭ-32		кг		ТУ 2458-039-00209295- -02	1,00	-“-	160,0
1142	1302	Мел (CaCO3)		кг		ГОСТ12085-88	45,00	-“-	7200,0
Примечания		- В проекте принята основная рецептура обработки бурового раствора в соответствии с “Регламентом бурового раствора…” (см. приложение № 2).
		- В качестве резервного варианта, в зависимости от поставок химреагентов, применяются другие рецептуры бурового раствора (при соблюдении требований п.2.2.9 “ПБ в НГП” [4]), не содержащие нефти, технологически отработанные при бурении скважин, на которые имеются токсикологические паспорта и установленные значения ПДК химреагентов.
		- Интервал 500-1070 м – по вертикали (527-1142 м – по стволу) разбуривается на минерализованной пластовой воде плотностью 1,12-1,14 г/см3.
		- Для предотвращения возможных поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор при отсутствии целлотона вводить другие наполнители в соответствии с табл. 4 РД 39-02-684-82 [32].

Таблица 21 Суммарная потребность компонентов бурового раствора

Название компонентов	Потребность компонента, т
	наименование колонн				суммарное
	направление	кондуктор	эксплуатационная колонна		на скважину
1	2	3	4		5
Глинопорошок ПГКМ	0,840	6,356	-		7,196
КССБ	-	1,477	-		1,477
Кальцинированная сода Na2CO3	0,049	0,572	-		0,621
КМЦ-600, 700	-	0,097	-		0,097
Реапен-1408	-	0,491	0,616		1,107
CaCl2	-	-	34,928		34,928
Реамил-10	-	-	4,112		4,112
Гаммаксан	-	-	0,616		0,616
СМАД (смазочная добавка)	-	-	1,027		1,027
Бактерицид ЛПЭ-32	-	-	0,160		0,160
Мел (СaCO3)	-	-	7,200		7,200
Целлотон (справочно)	-	1,000	-		1,000 (справочно)

Таблица 22 Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК

Название обсадной колонны	Типоразмер, шифр или краткое название элемента KHБK		Масса единица, кг	Вид технологической операции	Суммарная величина
					количество (штук) элементов KHБK		масса по типоразмеру или шифру, т
					по виду операции	по типоразмеру или шифру
1	2		3	4	5	6	7
Отечественная технология (проектный вариант)
Направление		393,7 VU-K11TG-R227	187,0	бурение	0,20	0,20	0,037
Кондуктор		295,3 NU-12T-R85	92,0	бурение	2,57	2,57	0,236
Эксплуатационная		III 215,9 Т-ЦА	36,4	разбуривание цемен тного стакана в кондукторе	1,0	1,0	0,040