При расчете потребного количества реагентов необходимо учесть выполнение условия: «запас бурового раствора на поверхности должен быть не менее двух объемов скважины».
Потребное количество химических реагентовпредставленны в таблице 19.
Таблица 19 – Результаты расчета потребного количества реагентов
Наименова -ние материала | Назначение | Упаков-ка ед. изм. | Потребное количество реагентов | |||||||
Направ-ление | Кондук-тор | Экспл. колонна | Итого | |||||||
кг | кг | уп | кг | уп | кг | уп | кг | уп | ||
Каустичес-кая сода | Регулирование щелочности среды | Мешок, 25 | 32,83 | 114,2 | 633,6 | 780,6 | ||||
Глинопопрошок | Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи | Мешок, 1000 | ||||||||
Барит | Регулирование плотности | Мешок, 1500 | ||||||||
Полиакриламид | Стабилизатор, регулятор фильтрации и реологических свойств | Мешок, 25 | 86,4 | 200,4 | ||||||
ПАЦ НВ | Регулятор фильтрации | Мешок, 25 | ||||||||
Ингибитор | Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород | Бочка, 200 | 45,7 | 248,4 | 294.1 |
Продолжение таблицы 19 на странице 34.
|
|
Наименова -ние материала | Назначение | Упаков-ка ед. изм. | Потребное количество реагентов | |||||||
Напра-вление | Кондук-тор | Экспл. колонна | Итого | |||||||
кг | кг | уп | кг | уп | кг | уп | кг | уп | ||
Ксантановая камедь | Придание раствору тиксотропных свойств, снижение фильтратоотдачи | Мешок, 25 | 967,7 | 967,7 | ||||||
KCL | Подавление процессов гидратации и набухания глинистых пород | Мешок, 1000 | ||||||||
Крахмал | Регулятор фильтрации | Мешок, 25 | 4838,4 | 4838,4 | ||||||
Смазывающая добавка | Снижение коэффициента трения в скважине | Бочка 200 | 1182,7 | 1182,7 | ||||||
Карбонат кальция 5 мкр | Регулирование плотности, кольматация каналов | Мешок, 1000 | ||||||||
Карбонат кальция 50 мкр | Регулирование плотности, кольматация каналов | Мешок, 1000 | ||||||||
Карбонат кальция 150 мкр | Регулирование плотности, кольматация каналов | Мешок, 1000 | 3225,6 | 3225,6 | ||||||
Бактерицид | Защита от микробиологической деструкции | Бочка 200 | 26,8 | 26,8 | ||||||
Пеногаситель | Предотвращение пенообразования | Бочка 200 | 26,8 | 26,8 |
Прод. таблицы 19 – Результаты расчета потребного количества реагентов
Контроль параметров бурового раствора
Приборы и оборудование, необходимые для контроля параметров бурового раствора представлены в таблице 20.
|
|
Таблица 20 – Методы и периодичность контроля параметров буровых растворов
Параметр | Ед. изм. | Приборы и оборудование | Назначение параметра |
Плотность бурового раствора r | г/см3 | Рычажные весы | Контроль репрессии на пласт |
Условная вязкость Т | сек | Воронка Марша | Условный показатель реологии |
Показатель фильтрации Ф30 | Мл/30мин | Фильтрпресс | Способность раствора отфильтровываться в пласты |
Статическое напряжение сдвига θ1/10 | - | Вискозиметр | Способность раствора приобретать структурные свойства в статике |
Кажущаяся вязкость θ600 | сПз | Вискозиметр | |
Пластическая вязкость hпл | сПз | Вискозиметр | Чистота бурового раствора |
Динамическое напряжение сдвига t0 | сПз | Вискозиметр | Выносные способности бурового раствора |
Содержание песка в буровом растворе П | % | Прибор для замера содержания песка | Абразивные свойства бурового раствора |
Показатель химической активности рН | - | Индикаторные полоски, pH-метр | Уровень активности используемых химреагентов |
Заключение
Согласно проведенного анализа геолого-технического условия бурения разведочной скважине, требованиям промышленной безопасности в нефтегазовой отрасли и технико-экономическим обоснованиям рекомендуется использовать тип и рецептуру промывочной жидкости для бурения интервалов под спуски обсадных колонн скважины и первичного вскрытия продуктивного пласта:
- Интервал бурения 0-50м под направления - бентонитовый буровой раствор с плотностью 1200кг/м3;
- Интервал бурения 50-1000м под кондуктор - полимерглинистый буровой раствор с плотностью 1150кг/м3;
- Интервал бурения 1000-2715м под эксплуатационную колонну - полимерглинистого б уровой раствор с плотностью 1080кг/м3;
- Интервал бурения 2715-2860 под эксплуатационную колонну - KCL/полимерный (биополимерный) б уровой раствор с плотностью 1080кг/м3, для первичного вскрытия продуктивного пласта.
Список литературы
1. Булатов А. И., Проселков Ю. М., Шаманов С. А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для ВУЗов. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. – 1007 с.: ил.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А. И., Проселков Ю. М., Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. для ВУЗов. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. – 679 с.: ил.
3. Бабаян Э. В., Черненко А. В. Инженерные расчёты при бурении. – М.: Инфра-Инженерия, 2016. - 440с.
4. Ганджумян Р. А., Калинин А. Г., Сердюк Н. И. Расчёты в бурении: справочное пособие. – М: РГГРУ, 2007. - 668с.;
5. Методические указания по определению объемов отработанных бурильных растворов и шламов при строительстве скважин: РД 39-3-819-91 от 05.05.2017 г.;
6. Методика контроля параметров буровых растворов: РД 39-00147001-773-2004 от 05.05.2017 г.