У процесі розбурювання флюїдонасиченого горизонту необхідно розпочинати довбання лише після повного циклу промивки і доведення параметрів розчину до значень, які відповідають плану робіт.

У випадку виникнення поглинання, необхідно підняти інструмент у башмак обсадної колони або прихватобезпечний інтервал відкритого ствола. Постійно підтримувати рівень рідини на усті шляхом доливання розчину або води у затрубний простір.

Розбурювання флюїдонасиченого горизонту необхідно вести з пометровою реєстрацією механічної швидкості буріння. У випадку збільшення механічної швидкості більше ніж у два рази, необхідно припинити буріння і зупинити циркуляцію. У випадку відсутності прямих ознак ГНВП відновити буріння з постійним контролем за ГНВП.

Хімічна обробка розчину, особливо хімреагентами, які схильні до піноутворювання, поверхнево активними і мастильними речовинами, повинна проводитися у строгій відповідності з проектом (ГТН) або регламентом (рекомендаціями) затвердженим головним інженером бурового підприємства і закінчуватися не пізніше, ніж за один цикл до початку підйому інструменту.

Для того, щоб оперативно керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, герметизуємо устя за допомогою противикидного обладнання.

Для того, щоб оперативно керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, герметизуємо устя за допомогою противикидного обладнання [8, 9]

Для герметизацій гирла свердловини використовують плашкові, універсальні, обертові та універсально – обертові превентори.

З вище приведеними вимогами вибираю таке обладнання гирла свердловини, яке приведено на рисунку 2.7 [10].

2.9 Промивання свердловини

2.9.1 Встановлення рецептури та особливості обробки промивальних рідин, розрахунок необхідної кількості реагентів та обважнювачів

Беручи до уваги проведений аналіз ефективності розчинів, що використовуються на сусідніх площах, додаткову інформацію [4], а також типи і властивості розбурюваних порід, можливі ускладнення, температурні умови та інші фактори ми пропонуємо застосувати таки типи промивальних рідин:

Таблиця 2.11 – Відомості про бурові розчини, які проектуються

Інтервал буріння, м | Тип бурового розчину | Хімічні реагенти, рецептура, що використав для обробки розчину

0 – 150 | Глинистий | глинопорошок; КМЦ ; графіт

150 – 1950 | Полімерний | глинопорошок, ПВЛР, РР-2С, графіт, сульфанол

1950 – 3000 | Полімерний | глинопорошок, КМЦ, хлористий калій, нафта (з 2000 м), графіт, ПВЛР, кальцинована сода, РПС, РР-2С, сульфонол

Визначимо основні параметри бурового розчину. Для вибору величини густини бурового розчину основою являється пластовий тиск флюїду: тобто тиск з боку свердловини повинен бути достатнім, щоб не допускати некерованого притоку пластового флюїду.

До основних параметрів промивальних рідин належать: густина, умовна в’язкість, фільтрація, статичне напруження зсуву, товщина фільтраційної кірки, вміст побічних твердих домішок.

Густину промивальних рідин розраховуємо за формулою:

; (2.72)

де Р – пластовий тиск, МПа (таблиця 2.12);

ДР – максимально допустиме перевищення над пластовим тиском, МПа;

g – прискорення вільного падіння, м/с2;

Н – глибина, на якій розраховують густину, м.

ДР=(0,1-0,15) Рпл при Н<1200 м, але не більше 1,5 МПа;

ДР=(0,07-0,10) Рпл при 1200 м<Н<2500 м, але не більше 2,5 МПа;

ДР=(0,04-0,07) Рпл при Н>2500 м, але не більше 3,5 МПа.

Решту параметрів обчислюємо враховуючи рекомендації інструкції з регулювання вмісту твердої фази у буровому розчині.

Таблиця 2.12 – Формули для розрахунку основних параметрів промивальних рідин

Параметри | Нормальні умови | Ускладнені умови

Умовна в’язкість, с | Т=24 Ч с Ч 10-3 | Т=25 Ч с Ч 10-3

Пластична в’язкість, мПа.с | з=12 Ч с Ч 10-3 | з=19 Ч с Ч 10-3

Динамічне напруження зсуву, дПа | фо=2 Ч з

Для полімерних розчинів динамічне напруження зсуву, дПа | фо=1,5 Ч з

Статичне напруження зсуву за одну хвилину, дПа | и1=10 Ч с Ч 10-3 | и1=15 Ч с Ч 10-3

Статичне напруження зсуву за десять хвилин, дПа | и10=1,5 Ч и1

Фільтрація, см3/30хв. | Ф=20 / Ск | Ф=10 / Ск

Вміст колоїдної фази, % | Ск=2,38 – 1,53 Ч (с – 1050) Ч 10-3

для с ? 1250 кг/м3 | Ск=2,15 – 0,73 Ч (с – 1250) Ч10-3

для с ? 1250 кг/м3

Визначимо значення параметрів під експлуатаційну колону. На глибині 1950 м пластовий тиск дорівнює 20,5 МПа, отже за формулою 2.72:

кг/м3.

Приймаємо спр=1160 кг/м3 у зв’язку з тим, що при інший густині можуть виникнути прояви пластових флюїдів або осипання стінок свердловини та прихвати бурильного інструмента.

Умовна в’язкість:

Т=24 Ч 1160 Ч 10-3 = 27,84 с. Приймаємо Т = 28 с.

Статичне напруження зсуву:

и1=10 Ч 1160 Ч 10-3 = 11,6 дПа. и10=1,5 Ч 11,6 = 17,4 дПа. Приймаємо и1 =12 дПа, и10 =18 дПа.

Фільтрація:

Ск=2,38 - 1,53 Ч (1160 - 1050). Ч 10-3 = 2,2 %; Ф = 20/2,2 = 9,09 см3/30хв. Приймаємо фільтрацію Ф= 10 см3/30хв.

Пластична в’язкість: з = 12 Ч 1160 Ч 10-3=10,8 мПа.с.

Динамічне напруження зсуву фо = 2 Ч 10,8 = 21,6 Па.

Аналогічним чином вирахуємо параметри розчину для інших інтервалів і результати розрахунків зведемо у таблицю 2.13.

Таблиця 2.13 – Параметри проектного бурового розчину

Тип бурового розчину | Параметри бурових розчинів

с, кг/м3 | Т, с | и1/и10, дПа | Ф30, см3/30хв | К, мм | П, % | рН

Глинистий | 1160 | 28 | 12/18 | 10 | 0,8 | 2 | 8

Полімерний | 1160 | 28 | 12/18 | 10 | 0,8 | 2 | 8

Полімерний | 1180 | 29 | 12/18 | 10 | 0,9 | 3 | 8

При бурінні під проміжну