Расчет плотности бурового раствора

    Раствор должен создать репрессию на пласт для предотвращения ГНВП и сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины.

    Для бурения до 1000 плотность раствора: градиент пластового давление 0.98 МПа/100м, величина превышения давление пласта 10%.

    Для бурения от 1000 до 1800 плотность раствора: градиент пластового давления 1.04 МПа/100м, величина превышения давления 10%.

 

Для бурения от 1800 до 2400 проектный горизонт: градиент пластового давления АС_10-11 1.1 МПа/100м, величина превышения давления 5%.

 

    Вывод: для бурения под кондуктор примем раствор плотностью 1100 ,при бурении технической колонны примем раствор плотностью 1164 кг/м³, при бурении эксплуатационной и потайной колонн примем раствор плотностью 1178 кг/м³.

 

Выбор бурового раствора

    Исходя из условий сохранения устойчивости горных пород при бурении под кондуктор, а также на основании анализа эффективности бурения соседних скважин «Газпром-бурение» со схожим, литологическим строением разреза бурения, выбираю под кондуктор буровой раствор с плотностью 1100 кг/м³. Необходимый объем раствора составит 154 м³.

        

 

Для приготовления раствора используются следующие реагенты:

Табл. 4 реагенты раствора

Наименование реагента	Отношение масс, %	Необходимая масса, кг		Назначение реагента в растворе
Мраморная крошка	4	6160		Структурообразователь
КМЦ	1	1540		Контроль фильтрации
ФХЛС	2	3080		Понизитель вязкости
Вода	Ост.		-	Дисперсная среда

 

        

 

 

Табл. 4.1 Параметры ГОСТ бурового раствора

Плотность, кг/м3	1100
Условная вязкость, c	30-35
Показатель фильтрации, см3/30 мин	6
СНС, дПа(ГОСТ) через 10 с., и 10 мин.	30/45
Содержание: коллоидной (активной части), кг/м3; Песка, %; Твердой фазы, %;	< 80
	1
	< 13
pH	8 - 9

 

    Интервал бурения под техническую колонну с учетом литологических свойств слагающих разрез пород анализа эффективности бурения соседних скважин со схожим литологическим строением разреза бурения, включая анализ осложнений в процессе бурения, к примененинию выберу высокоингибированный раствор. Необходимый объем раствора под техническую колонну составит 200 м³.

    Для приготовления раствора используются следующие реагенты:

Табл. 4.2. Реагенты высокоингибированного бурового раствора

Наименование реагента	Концентрация, %	Необходимая масса, кг	Назначение реагента в растворе
Мраморная крошка	5	10000	Структурообразователь
Барит	2	4000	Утяжелитель
КМЦ	2,5	5000	Контроль фильтрации
Хлористый калий	2	4000	Ингибитор глин
Ацетат калия	1	2000	Ингибитор глин
Метилсиликонат калия	2	4000	Ингибитор глин
ФХЛС	1,5	3000	Понизитель вязкости
Чешуйчатый графит	1	2000	Смазка
Вода	Ост.	-	Дисперсная среда

Продолжение таблицы 2.7

Табл. 4.3 Параметры ГОСТ высокоингибированного бурового раствора

Плотность, кг/м3	1164
Условная вязкость, c	30-40
Показатель фильтрации, см3/30 мин	4-6
СНС, дПа через 10 с., и 10 мин.	25/35
Содержание: коллоидной (активной части), кг/м3; Песка, %; Твердой фазы, %;	<40
	1
	< 8,7
pH	8-9

Продолжение таблицы 4.3

     

   Интервал бурения под эксплуатационную колонну и хвостовик с учетом литологических свойств слагающих разрез пород анализа эффективности бурения соседних скважин со схожим литологическим строением разреза бурения, включая анализ осложнений в процессе бурения, к примененинию выберу раствор на углеводородной основе. Необходимый объем раствора под техническую колонну составит 219 м³. Данного объема бурового раствора достаточно для бурения хвостовика.

        

 

Для приготовления раствора используются следующие реагенты:

 

Табл. 4.4 Реагенты РУО

Наименование реагента	Концентрация, %	Необходимая масса, кг	Назначение реагента в растворе
Касторовое масло	55	120 045	Структурообразователь
Барит	2,5	5 470	Утяжелитель
КМЦ	5	10 950	Контроль фильтрации
Хлористый калий	3	4 380	Ингибитор глин
Ацетат калия	2	500	Ингибитор глин
Метилсиликонат калия	2,5	2 190	Ингибитор глин
ФХЛС	3	3 285	Понизитель вязкости
Крахмал	2	4 380	Понизитель фильтрации
Известь	2	4 380	Контроль pH
Отходы растительного масла	6	13 140	Смазывающая добавка
СМАД-45	2	4 380	Смазывающая добавка
Сульфанол	2	4 380	ПАВ
Органофильная глина	4	8 760	Загуститель
Минерализованная вода	Ост.	-	Дисперсная среда

 

Табл. 4.5 Параметры ГОСТ РУО

Плотность, кг/м3	1178
Условная вязкость, c	18-28
Показатель фильтрации, см3/30 мин	2-3
СНС, дПа через 10 с., и 10 мин.	15/25
Содержание: коллоидной (активной части), кг/м3; Песка, %; Твердой фазы, %;	<40   0,5
	1
	< 8,7
pH	8-9

 

    Необходимое количество бурового раствора под каждый из интервалов приведено в таблице 4.6.

Табл. 4.6 Количество раствора необходимое под каждый из интервалов бурения

Интервал бурения	Необходимое количество раствора, м3
Кондуктор	154
Техническая колонна	200
Эксплуатационная колонна	219

Продолжение таблицы 4.6

Технология бурения

Определение длины УБТ

    Выбор диаметров утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных бурильных труб (СБТ) и ВЗД сделан исходя из эмпирических формул обеспечения прочности ступенчатой конструкции.

D_УБТ D_долото                                                                                         (2.2.)

    0,75 D_УБТ> D _{бурильной трубы.}                              (2.3.)

D_ВЗД D_долото                                                                          (2.4.)

    Длину УБТ компоновки выберу исходя из условия создания максимального возможного давления на долото. Буду рассматривать одноступенчатую компоновку по формуле 2.5. в вертикальном участке.

                                      (2.5.)

    Длину УБТ для наклонно-направленного участка для бурения под эксплуатационную колонну буду рассчитывать по формуле 2.6.

                                    (2.6.)

    В формуле 2.6. P_кр – критическая нагрузка, которая рассчитывается в ф. 2.7.

                   (2.7.)

    Критическая длина УБТ -  рассчитывается по формуле 2.8.

               (2.8.)

    Длина УБТ для горизонтального участка бурения под хвостовик расчёту не подлежит, так как сопротивление движению колонны труб в горизонтальном направлении велико. Для горизонтального участка будут применяться спиральные ТБТ.

     Для бурения направления используем нагрузку с навеса.

    Для расчёта длины УБТ под кондуктор приму нагрузку на долото  равную 80% от максимальной 128000 Н; коэффициент учитывающие влияние трения k – условно принимаем за 1,1; Масса УБТC2-273 - q_(УБТ) принимаем 415,4 кг/м; плотность бурового раствора  – 1100 кг/м³; плотность металла 7500 кг/м³.

 = 46 м

Для расчёта длины УБТ под техническую колонну приму нагрузку на долото  равную 80% от максимальной 112000 Н; коэффициент учитывающие влияние трения k – условно принимаем за 1,1; Масса УБТC2-229 - q_(УБТ) принимаем 289,9 кг/м; плотность бурового раствора  – 1164 кг/м³; плотность металла 7500 кг/м³.

 = 69 м

    Для расчета длины УБТ под эксплуатационную колонну приму следующие значения:  – 31⁰;  =104000 Н; Жесткость при изгибе E * I = 9666 кН*м; Масса УБТC2-178 - q_(УБТ) принимаем 153,2 кг/м; плотность бурового раствора  – 1178 кг/м³; плотность металла 7500 кг/м³. Примем длину расположения ЯСА от долота на расстоянии 350 метров;  – принимаем 17658 Н.

 = 80,5 м

 

 = 138 м.

= 19977 Н

 м