Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины
В соответствии с ПБ в НГП рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
⦁ 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
⦁ 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
Максимально допустимая плотность бурового раствора рассчитывается из условия - противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 - 3,0 МПа для более глубоких скважин.
Расчёт плотности раствора:
(4)
где: Рпл – пластовое давление, МПа;
К – коэффициент запаса (К=1,10 для скважин глубиной до 1200 м, К=1,05 для скважин глубиной свыше 1200 м);
Н – глубина по вертикали кровли продуктивного пласта или глубина скважины, м.
Интервалы бурения под направление324 мм(0-30 м) и удлиненный кондуктор245 мм(30-1393 м) являются зонами совместимых условий бурения, коэффициент аномальности равен 1,00. Для интервала0-1393 м принимаем плотность бурового раствора 1,16 г/ см3 для предотвращения возможных осыпей и обвалов. Бурение под эксплуатационную колонну в интервале1393-2976 м при отсутствии продуктивных нефтяных пластов производится буровым раствором плотностью 1,14 г/ см3 для предотвращения возможных осыпей и обвалов, что соответствует требованиям ПБ08-624-03. Расчетная плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну в интервале 2976-3368 м- 1,26 г/ см3. При бурении в этом интервале принимается плотность бурового раствора 1,26 г/ см3, репрессия на вскрываемые продуктивные пласты при этом составит 1,265-1,647 МПа.
Таблица 33
Типы и параметры буровых растворов
| Название (тип) раствора | Интервал, м | Параметры бурового раствора | ||||||
| от (верх) | до (низ) | плотность, г/см3 | условная вязкость, с | водоотдача, см3/30 мин | СНС, Па через, мин | корка, мм | ||
| Полимерглинистый | 1,16 | 30-35 | 6-8 | 15-20 | 25-30 | 1,0-1,5 | ||
| Полимерглинистый | 1,16 | 30-35 | 6-8 | 15-20 | 25-30 | 1,0-1,5 | ||
| Естественный полимерглинистый | 1,14 | 20-25 | 4-6 | 3-6 | 15-20 | 0,7 | ||
| Полимерглинистый | 1,26 | 25-30 | 3-7 | 3-7 | 20-25 | 0,6 |
Окончание табл. 33
| Параметры бурового раствора | ||||
| Содержание твердой фазы, % | рН | минерализация, г/л | пластическая вязкость, сП | динамическое напряжение сдвига, мг/см2 |
| 8-9 | 0,2-2 | 35-60 | ||
| 8-9 | 0,2-2 | 35-60 | ||
| 7,5-8 | 1-1,5 | 20-30 | ||
| 5-7 | 7,5-8 | 1-1,5 | 20-30 |
Таблица 34
Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонент
| Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора | Интервал, м | Название (тип) раствора | Плотность раствора, г/м3 | Смена раствора для бурения интервала (ДА) НЕТ) | Название компонента | Плотность, г/см3 | Содержание вещества в товарном продукте (жидкости), % | Влажность, % | Сорт | Норма расхода на 1м3,т | |
| от (верх) | до (низ) | ||||||||||
| Полимерглинистый | 1,10 | Да | Бентонит КМЦ Кальцинированная сода | 2,60 1,60 2,53 | 90-94 <91 | 8-12 | А | 0,9 0,8 | |||
| Полимерглинистый | 1,16 | нет | КМЦ-700 (600) Сайпан(Унифлок) Сайдрилл(Дк-дрилл) Лубриол(ФК-2000) Графит Кальцинированная сода НТФ(sapp) Барит | 1,60 1,12 2,00 2,53 4,2 | - <91 | 10-12 - 8-12 | - А - | 0,3 0,33 0,15 ,068 0,45 0,08 0,04 0,06 | |||
| Полимерглинистый | 1,14 | нет | КМЦ-700 (600) Сайпан(Унифлок) Сайдрилл(Дк-дрилл) Лубриол(ФК-2000) Графит Кальцинированная сода Каустическая сода НТФ(sapp) ФХЛС(ФХЛС-МН) Барит | 1,60 1,12 2,00 2,53 1,80 4,2 | - <91 | 10-12 - 8-12 | - А - | 0,16 0,2 0,14 0,68 0,8 0,08 0,15 0,06 0,2 0,05 | |||
| Полимерглинистый | 1,26 | нет | КМЦ-700 (600) Сайпан(Унифлок) Сайдрилл(Дк-дрилл) Лубриол(ФК-2000) Графит Кальцинированная сода Барит | 1,60 1,60 1,80 1,12 2,00 2,53 4,2 | - <91 | 10-12 - 8-12 | - А - | 2,7 0,5 0,6 0,3 0,1 0,11 |
Таблица 35
Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления
| Интервал, м | Коэффициент запаса раствора на поверхности | Плотность бурового раствора, г/см3 | Название (тип) бурового раствора и его компонентов | Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, т/ м3 в интервале | Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, т | ||||||||
| от | до | Источник нормы | Величина | Поправочный коэффициент | На исходный объем | На бурение интервала | Суммарная в интервале | На запас на поверхности | |||||
| 1,0 | 1,16 | Полимерглинистый | 0,39 | - | 11,7 | 61,7 | - | ||||||
| Бентонит | 0,2917 | - | 14,585 | 3,413 | 18,0 | - | |||||||
| КМЦ | 0,00044 | - | 0,022 | 0,005 | 0,027 | - | |||||||
| Кальцинированная сода | 0,00039 | - | 0,020 | 0,005 | 0,024 | - | |||||||
| 1,0 | 1,16 | Полимерглинистый | 0,22 | 299,9 | 299,9 | ||||||||
| КМЦ -700 (600) | 0,0004 | 0,12 | 3,12 | ||||||||||
| Сайпан(Унифлок) | 0,0014 | 0,07 | 0,42 | 0,49 | |||||||||
| Сайдрилл(Дк-дрилл) | 0,0015 | 0,08 | 0,45 | 0,53 | |||||||||
| Лубриол(ФК-2000) | 0,0007 | 0,04 | 0,21 | 0,25 | |||||||||
| Графит | 0,0031 | 0,16 | 0,93 | 1,09 | |||||||||
| Кальцинированная сода | 0,0021 | 0,11 | 0,63 | 0,74 | |||||||||
| НТФ(sapp) | 0,0004 | 0,02 | 0,12 | 0,14 | |||||||||
| Барит | 0,06 | 3,00 | 17,99 | 20,99 | |||||||||
Таблица 36
Потребность воды или компонентов для обработки бурового раствора при разбуривании цементных станков
| Номер колонны в порядке спуска | Название колонны | Номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска | Номер ступени цементирования | Название компонентов для обработки раствора | Характеристика компонента | Норма расхода на обработку 1 м3 раствора, кг/м3 | Количество, кг | |||
| плотность, г/см3 | влажность, % | содержание вещества в товарном продукте (жидкости), % | сорт | |||||||
Таблица 37
Потребность компонентов для обработки бурового раствора при спуске обсадных колонн
| Номер колонны в порядке спуска | Название колонны | Название компонентов для обработки раствора | Характеристика компонента | Норма расхода на обработку 1 м3 раствора, кг/м3 | Количество, кг | |||
| плотность, г/см3 | влажность, % | содержание вещества в товарном продукте (жидкости), % | сорт | |||||
Таблица 38
Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину
| Название компонентов бурового раствора | ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление | Потребность компонентов бурового раствора, т | ||||||||||
| номера колонн | суммарная на скважину | |||||||||||
Таблица 39
Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
| Название | Типоразмер или шифр | Количество, шт. | ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление | Использование очистных устройств | ||
| ступенчатость очистки: 1 - вибросито; 2 - 1+пескоотделитель; 3 - 2+илоотделитель; 4 – 3+центрифуга | интервал, м | |||||
| от (верх) | до (низ) | |||||