Оптимизация режимов бурения с целью предотвращения осложнений на примере месторождения Требса

Состоит из полиакриламидов различной молекулярной массы и заряда.Полимер запрещено применять в пищу. Безопасен при строительстве водозаборных скважин с учетом соблюдения техники безопасности и норм применения в буровом растворе.Расход при вертикальном бурении от 50 грамм до 1 кг на 1000 л/воды.Также для предотвращения сужения ствола скважины рекомендуется:1.Включить в технологию шаблонировкусвежепробуренного интервала.2.Ограничение механической скорости3.Повышение ингибирующей способности раствора KCL.3.4 Бурение под эксплуатационную колоннуЭффективным мероприятием по предотвращению поглощения бурового раствора является введение в циркулирующий буровой раствор наполнителей. Цель их применения состоит в создании тампонов в каналах поглощения. Эти тампоны служат основой для отложения фильтрационной (глинистой) корки и изоляции поглощающих пластов. В качестве закупоривающих агентов используют древесную стружку или мочало, рыбью чешую, сено, резиновые отходы, листочки гуттаперчи, хлопок, коробочки хлопчатника, волокна сахарного тросника, ореховую скорлупу, гранулированные пластмассы, перлит, керамзит, текстильные волокна, битум, слюду, асбест, изрезанную бумагу, мох, изрезанную коноплю, хлопья целлюлозы, кожу, пшеничные отруби, бобы, горох, рис, куриные перья, комки глины, губку, кокс, камень и др. Эти материалы можно применять отдельно и в комбинациях, изготовленных промышленностью или составляемых перед использованием. Особое внимание уделяется обеспечению «плотной» упаковки наполнителей. Придерживаются мнения Фернаса, согласно которому наиболее плотная упаковка частиц отвечает условию распределения их по размерам по закону геометрической прогрессии.Наполнители по качественной характеристике подразделяются на волокнистые, пластинчатые и зернистые.Волокнистые материалы имеют растительное, животное, минеральное происхождение. Сюда относятся и синтетические материалы. Тип и размер волокна значительно влияют на качество работ. Важна устойчивость волокон при циркуляции их в буровом растворе. Материалы дают хорошие результаты при закупоривании песчаных и гравийных пластов с зернами диаметром до 25 мм, а также при закупоривании трещин в крупнозернистых (до 3 мм) и мелкозернистых (до 0,5 мм) породах.Пластинчатые материалы пригодны для закупорки пластов крупнозернистого гравия и трещин размером до 2,5 мм. К ним относят целлофан, слюду, шелуху, хлопковые семена и т.д.Зернистые материалы: перлит, измельченная резина, кусочки пластмассы, ореховая скорлупа и др. Большинство из них эффективно закупоривают пласты гравия с зернами диаметром до 25 мм. Перлит дает хорошие результаты в гравийных пластах с диаметром зерен до 9-12 мм. Ореховая скорлупа размером 2,5 мм и менее закупоривает трещины размером до 3 мм, а более крупная (до 5 мм) и измельченная резина закупоривают трещины размером до 6 мм, т.е. ими можно закупорить трещин в 2 раза больше, чем при использовании волокнистых или пластинчатых материалов.При отсутствии данных о размерах зерен и трещин поглощающего горизонта применяют смеси волокнистых с пластинчатыми или зернистыми материалами, целлофана со слюдой, волокнистых с чешуйчатыми и зернистыми материалами, а также при смешивании зернистых материалов: перлита с резиной или ореховой скорлупой.Лучшей смесью для ликвидации поглощения при низких давлениях является высококоллоидный глинистый раствор с добавками волокнистых материалов и листочков слюды. Волокнистые материалы, откладываясь на стенке скважины, образуют сетку. Листочки слюды укрепляют эту сетку и закупоривают более крупные каналы в породе, а поверх всего этого образуется тонкая и плотная глинистая корка.Размер частиц наполнителя выбирают с учетом того, что в канал круглого сечения свободно проходят частицы, размер которых менее 1/3, а в щель - частицы размером менее 1/2 ее раскрытости.Исследования и промысловый опыт показывают, что при роторном способе бурения наилучшие результаты получены, если в буровой раствор вводить до 20-30 кг/м наполнителя, а при турбинном - до 5 кг/м3.Оптимальным материалом, удовлетворяющим любым условиям, может быть только гетерогенная смесь, состоящая из различных по форме и свойствам компонентов. В России значительно расширились ассортимент и объем применения наполнителей. Наиболее часто используемые: опилки древесные, кордное волокно, дробленая резина, хромовая стружка, кожа-«горох», слюда-чешуйка, крошка, ореховая скорлупа, шлам, крупноразмерная резина и др. В зависимости от интенсивности поглощения, параметров поглощающего пласта, состояния уровня раствора в скважине, количества зон поглощения применяют различные технологические приемы по намыву наполнителей.При наличии нескольких зон поглощения изоляционные работы проводят с установкой гидромеханического пакера с целью разобщения зон. Намыв наполнителей производят через открытый конец бурильных труб при одной зоне поглощения. При намыве наполнителей через пакер последний устанавливают на 20-30 м выше кровли поглощающего пласта.При изоляции зон поглощения наибольшие трудности представляют зоны с повышенной интенсивностью поглощения, особенно при полной потере циркуляции. Для этих целей может быть использован взрыв в зоне поглощения взрывчатых веществ (ВВ).Эффективность изоляции поглощающих горизонтов после взрыва будет зависеть от того, насколько уменьшится сечение поглощающих каналов, по которым происходит фильтрация жидкости.При взрыве образуются две зоны разрушения: зона раздавливания породы и зона взрыва, или трещинообразований. Система радиальных и тангенциальных трещин во второй зоне наряду с существующими каналами поглощения приводит к образованию крупных кусков породы, больших, чем в первой зоне. За пределами второй зоны взрыв вызывает лишь упругопластичную деформацию или колебания среды.Разрушение, вызываемое взрывом, в обеих зонах приводит к снижению первоначальной интенсивности поглощения. Разногабаритные обломки из разрушенных взрывом пород увлекаются вязкопластической жидкостью и перекрывают поглощающие каналы.Выбор размера заряда определяется конкретными условиями скважины и зависит от толщины, механических свойств горных пород поглощающего пласта, состояния ствола скважины, параметров бурового раствора, заполняющего скважину, диаметра бурильного инструмента, конструкции торпеды и т.д.Для предупреждения перемешивания тампонажной смеси с буровым раствором в скважине при доведении ее до зоны поглощения и для разобщения нескольких поглощающих пластов необходимо иметь пакер. С помощью пакера можно также задавить смесь в зону поглощения и исследовать приемистость поглощающих пластов при давлениях, возможных в процессе дальнейшей проводки скважины или при ее креплении.Существующие конструкции пакеров, применяемые при изоляции поглощающих пластов, подразделяют на две группы: многократного использования (извлекаемые) и разбуриваемые.Пакеры с якорным устройством. К пакерам с упором о стенки скважины относятся пакеры, резиновый элемент которых деформируется от воздействия на него веса колонны бурильных труб, а якорное устройство устанавливается в рабочее положение при помощи груза, вращением инструмента или за счет перепада давления, создаваемого в бурильных трубах нагнетанием бурового раствора. Пакеры этого типа (рис. 9, I— VII) имеют простую конструкцию, однако не всегда надежны в работе, а иногда требуют дополнительных приспособлений для извлечения груза.Рисунок 9 - Пакеры безупорные:1 -пакер безупорный с редукторным клапаном: 1,6 - поршень, 2 - шар, 3 - втулка, 4 - резиновый элемент, 5 - ствол, 7 - цилиндр, 8 -обратный клапан; II - пакер КуйбышевНИИНП: 1 - шар, 2 - резиновый элемент, 3 - заглушка, 4 - седло; III - пакер треста б. «Татнефтегаз-разведка»: 1 - ствол, 2 - заглушка, 3 - резиновый элемент, 4 - обратный клапан; IV - пакер с камерой ограничения: 1 - резиновый рукав,2 - резиновый элемент, 3 - ствол, 4 - обратный клапан; V - пакер ВНИИБТ: 1 - кольцо, 2 - ствол, 3 - резиновый элемент, 4 - центратор,5 - штуцер, 6 - диафрагма; VI - устройство ВНИИБТ: 1 - шар, 2 - седло, 3 - центратор, 4 - резиновый элемент, 5 - обратный клапан; VII -пакер В.И. Мищевича и Е.К. Зеберга: 1 - резиновый элемент, 2 - отверстие, 3 - конус, 4 - клапан, 5 - шток клапана, 6 - шток упорный; VIII - пакер - мост Л.А. Синоплиса: 1 - шар, 2 - втулка, 3 - седло, 4 - резиновый элемент, 5 - клапан, 6, 7 - штифты; IX - пакер ГМП-2 УфНИИ:    1 - переводник, 2 - втулка, 3 - труба, 4 - резиновый элемент, 5 - обратный клапан, 6 - седло, 7 - шар; X - надувной пакерб. ТатНИИ: 1 - переводник, 2 — неподвижная головка, 3 - ствол, 4 - уплотнительные кольца, 5 - цилиндр, 6 - резиновый элемент, 7 - подвижной элемент, 8 - башмак, 9 - штуцер; А - отверстия для передачи давления на резиновый элемент; В - отверстия для нагнетания тампо-нажной смеси в зону поглощенияНаиболее широкое применение нашли пакеры, разработанные в ТатНИПИнефти и УфНИПИнефти. В пакере УфНИПИнефти якорное устройство жестко закреплено на стволе пакера, поэтому после разобщения зоны поглощения и затрубного пространства исследование скважины и изоляционные работы проводятся через штуцер диаметром 35-40 мм. Преимущество пакера УфНИПИнефти - наличие антизатекателей, предотвращающих затекание резины, благодаря чему увеличивается срок службы резиновых элементов пакера.Гидравлические пакеры. К гидравлическим относятся пакеры, резиновый элемент которых деформируется за счет перепада давления, создаваемого в бурильных трубах нагнетанием бурового раствора. У гидравлического пакера отсутствует упорный механизм, но он снабжен обратным клапаном, который пропускает жидкость под резиновый элемент. Для освобождения пакера с целью его подъема необходимо открыть обратный клапан.Гидравлический безупорный пакер Д-74. Основными недостатками пакеров многократного действия являются малый диаметр внутреннего канала и наличие штуцеров для создания перепада давления при раскрытии пакера. Кроме этого в надувных гидравлических пакерах быстро выходит из строя резиновый элемент. Отличительная особенность пакера Д-74 - наличие рабочей камеры, отделенной от резинового элемента и штуцера. Последний состоит из поворотных секторов, прикрепленных шарнирно к аксиально-подвижной втулке так, что при движении втулки вниз секторы поворачиваются, освобождая центральный канал.Пакер (рис. 10) состоит из ствола 7, аксиально подвижного патрубкаI, подвижной головки 4 с ограничителем 3, резинового элемента 6, антизатекателей 5, поршня 8 с резиновой манжетой 10, цилиндра 12, упорной втулки 13, башмака 16 и штуцера 15. Поршень 8 в транспортном положении удерживается пружиной 9, а пружина 2 устанавливает в исходное положение весь пакер, собранный на стволе 7 с уплотнительными кольцамиII.    Пружинные ножи 14 необходимы для вскрытия полиэтиленовых сосудов с компонентами БСС.Пакер на бурильных трубах спускают в скважину до необходимой глубины. Нагнетанием жидкости в бурильных трубах плавно создают давление 5-6 МПа. Под действием давления поршень 8 сжимает пружину 9 и движется вверх, деформируя резиновые элементы. Затем осуществляют плавную посадку бурильных труб на величину, равную рабочему ходу пакера.Рисунок 10 - Гидравлический безупорный пакер Д-74В осложненных условиях проводки глубоких скважин целесообразно применять разбуриваемые пакеры, обеспечивающие наибольшую безопасность проведения изоляционных работ, так как сразу же после продавки тампонажной смеси бурильные трубы отсоединяют от пакера и извлекают на поверхность. В этом случае предотвращается разбавление тампонажной смеси не только в процессе закачки, но и в период ее твердения, так как исключается влияние вышележащих водоносных горизонтов и эффекта поршневания при подъеме бурильного инструмента. Конструкция разбуриваемых пакеров, принцип их работы, а также преимущества и недостатки описаны в ряде работ.Разбуриваемый пакер РП-4. С целью повысить качество герметизации скважин на больших глубинах, разработана конструкция разбуриваемого пакера, обеспечивающая при создании давления в бурильных трубах вначале перемещение уплотнительного элемента вниз по стволу скважины, а затем его сжатие (Н.И. Сухенко, В.И. Крылов).Пакер (рис. 11) состоит из ствола 5, соединенного левой резьбой с переводником 1, резинового элемента 6 с двумя неподвижными головками 4 и 12, втулки 10, перекрывающей отверстия 7 в стволе пакера и седла 16. Втулка и седло образуют демпфирующую камеру и удерживаются в стволе пакера штифтами 11 и 15. Отверстия 7 снаружи перекрыты обратным клапаном 8. Детали пакера, кроме переводника, изготовляют из разбуриваемого материала.После спуска пакера до необходимой глубины скважину промывают, и в бурильные трубы сбрасывают шар 13, а затем шар 9. Они перекрываютотверстия соответственно в седле 16 и втулке 10. Нагнетанием жидкости в трубах создают давление, под действием которого происходит удлинение бурильной колонны, однако уплотнительный элемент в это время не деформируется, так как отверстие 7 перекрыто втулкой. При определенном давлении штифты 11 срезаются, и втулка 10 благодаря демпфирующей камере плавно перемещается вниз до упора в седло. При этом исключается падение давления над втулкой и сохраняется удлинение бурильных труб. Достигается это за счет наличия в седле перепускных каналов 14 и постепенного выхода из них жидкости, заключенной между втулкой и седлом.Как только втулка переместится ниже отверстия 7, перепад давления передается через обратный клапан под уплотнительный элемент, который разобщает затрубное пространство. При достижении необходимого перепада давления осуществляют посадку бурильных труб и доводят нагрузку на пакер до 3-5 тс, после чего штифты 15, имеющие сопротивление среза на 15-20 % выше, чем у штифтов 11, срезаются, и седло, втулка и шары падают на забой скважины. Через открытый канал ствола пакера производится необходимый комплекс работ: исследование зоны поглощения, закачка тампонажной смеси и т.д.Переток жидкости в процессе твердения смеси исключен, так как канал ствола пакера перекрывается продавочной пробкой 2, спускаемой в бурильные трубы перед продавочной жидкостью. При посадке пробки давление в трубах повышается, ее конические резиновые кольца входят в соответствующие протоки внутри ствола пакера, благодаря чему предотвращается движение пробки вверх от действия давления снизу. После посадки пробки бурильные трубы с переводником вращением вправо отсоединяют от пакера, который после затвердения тампонажной смеси разбуривается вместе с цементным мостом.Применение пакеров при изоляции поглощающих пластов большой мощности или имеющих несколько интервалов поглощения не всегда обеспечивает высокое качество изоляционных работ, что приводит к неоднократным закачкам тампонажной смеси.Для повышения эффективности изоляционных работ с использованием пакеров разработан способ, заключающийся в том, что тампонажную смесь закачивают непосредственно к подошве зоны поглощения через хвостовик, установленный против поглощающего пласта на всю его мощность и соединенный с пакером с помощью срезаемых шпилек.Однако способ закачки смеси через хвостовик не позволяет оценить результат заливки без разбуривания цементного моста и, следовательно, решить вопрос о проведении повторной закачки смеси, если первой заливкой зона поглощения не изолирована.Ниже описывается устройство, которое позволяет многократно цементировать зону поглощения и разбуривать цементный мост без подъема пакера (ТатНИПИнефть).Общий вид устройства изображен на рис. 7.8. Оно состоит из гидравлического пакера и полого цилиндра 5, к нижнему концу которого с помощью муфты 12 присоединяется долото 13. Пакер включает в себя резиновый элемент с металлическими головками 3 и 7 и корпус 4 с клапанами 6 и 9. Обратный клапан 6 служит для подачи жидкости под резиновый элемент при разобщении скважины, а клапан 9 - для выхода жидкости из-под резинового элемента перед подъемом пакера из скважины.Рисунок11 - Разбуриваемый пакер РП-4:    Рисунок12 - Устройство для цементирования1 - переводник; 2 - пробка; 3 - уплотнитель- поглощающих пластов4, 12 - головки; 5 - ствол; 6 - резиновый элемент; 7 - отверстие; 8 - обратный клапан; 9, 13 - шары; 10 - втулка; 11, 15 -штифты; 14 - перепускной канал; 16 - седлоВ исходном положении пакер фиксируется на цилиндре с помощью срезаемого штифта 8, при этом отверстия А в цилиндре и корпусе пакера сообщаются между собой. Цилиндр сверху соединен с трубой 2, а снизу он имеет штуцер 11 для создания необходимого давления при установке пакера в скважине. Устройство соединяется с бурильными трубами посредством переводника 1.Бурильные трубы с устройством спускают в скважину на такую глубину, чтобы пакер был расположен над кровлей зоны поглощения. При этом необходимо иметь в виду, что верхний конец бурильных труб должен быть соединен с ведущей трубой, причем ее нижняя часть должна входить в ротор для осуществления последующего вращения бурильной колонны при разбуривании цементного моста.Резиновый элемент в скважине уплотняется давлением бурового раствора, закачиваемого в бурильные трубы. После установки пакера производят посадку бурильной колонны, при этом штифт 8 срезают, и цилиндр вместе с трубами и долотом перемещается вниз. Колонну опускают вниз до посадки переводника 1 на корпус 4, благодаря чему достигается герметизация кольцевого зазора между трубами 2 и корпусом пакера 4. При таком положении устройства цилиндр пакера с долотом должны быть расположены в подошве зоны поглощения или ниже нее, что достигается подбором длины трубы 2.По окончании подготовительных работ скважина промывается, и в бурильные трубы через ведущую трубу закачивается тампонажная смесь которая, выходя из отверстий долота, заполняет ствол скважины и поглощающие каналы снизу вверх. После продавки смеси бурильная колонна приподнимается настолько, чтобы цилиндр пакера не дошел до корпуса на 20-30 см, и затем скважина промывается для удаления цементного раствора из подпакерной зоны во избежание прихвата инструмента во время ожидания затвердения цемента (ОЗЦ). После промывки колонна приподнимается в исходное положение, при котором проходной канал корпуса полностью перекрывается цилиндром пакера. Возвращение инструмента в исходное положение фиксируется упором штифта 10 в корпусе пакера 4.Цементный мост разбуривается вращением колонны бурильных труб ротором, а циркуляция бурового раствора осуществляется по кольцевому зазору между корпусом 4 и трубой 2. После разбуривания цементного моста скважину опрессовывают и, если изоляция зоны поглощения не достигнута, ее вновь цементируют по описанной технологии.По окончании изоляционных работ инструмент извлекают из скважины. При натяжке бурильных труб штифты 10 срезаются, и муфта 12 верхним торцом упирается в шток клапана 9, сжимая его пружину. Жидкость выходит из-под резинового элемента по каналу В, пакер принимает транспортное положение и поднимается на поверхность.Таким образом, перемещающийся цилиндр пакера вместе с трубой обеспечивает поступление смеси в зону поглощения снизу вверх, что повышает качество изоляции зоны поглощения, а долото позволяет разбурить цементный мост без подъема пакера из скважины и дополнительного спуска инструмента специально для разбуривания цементного моста.Газонефтеводопроявления и грифонообразования - это серьезный вид осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, требующих длительных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, наносящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при бурении газовых скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газо-нефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению вышележащих пористых горизонтов.Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть значительно снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно-технических и профилактических мероприятий.При эксплуатации газовых, газонефтяных, газоконденсатных и нефтяных месторождений часто наблюдаются случаи скопления газа между кондуктором (или промежуточной колонной) и эксплуатационной колонной.Пути движения газа в эксплуатирующихся скважинах в основном те же, что и при цементировании или ОЗЦ скважин, выходящих из бурения. Правда, в первом случае можно было бы отметить и появление нарушений колонны вследствие их коррозии и разрушения цементного камня под действием суффозии и пластовых вод.1) Постоянное присутствие в растворе СаСО32) Приготовление пачек с периодической прокачкой мела (50-150л концентрацией 100 кг/м3)3) оптимизация по очистке стволаТакже одним из способов борьбы с катастрофическими поглощениями является применение гелеобразных растворов. Рассмотрим пример.Гелево-эмульсионный раствор с повышенными ингибирующей и смазывающей способностями и широким диапазоном плотностей МУЛЬТИБУРПреимущества раствора МУЛЬТИБУР:• Высокая ингибирующая способность (не диспергирует выбуренную породу)• Низкий показатель фильтрации• Хорошие смазочные свойства: низкий вращающий момент, уменьшение вероятности прихватов• Сохранение проницаемости продуктивного пласта (твердая фаза легко вымывается, растворяется соляной кислотой)• Возможность бурения хемогенных пород• Устойчивость к загрязнению цементом и пластовой водойМУЛЬТИБУР обладает повышенной смазывающей способностью по сравнению с другими растворами, обычно использующимися для вскрытия, и превосходит даже РУО.Благодаря присутствию в растворе МУЛЬТИБУР углеводорода и гидрофобизатора на границе «пласт–скважина» образуется гидрофобная фильтрационная корка и снижается загрязнение продуктивного пласта. Механизм снижения загрязнения следующий:Капельки масла проникают сквозь фильтрационную корку в пласт вместе с остальными компонентами фильтрата бурового раствора.Проницаемость гидрофильной породы ПЗП по нефти увеличивается из-за адсорбции масла на внутренних поверхностях порового пространства.Неполярный слой препятствует адсорбции полимеров, содержащихся в растворах для вскрытия нефтеносного пласта.Гидрофобная фильтрационная корка легче удаляется при вызове притока.4 РАСЧЕТ МАТЕРИАЛОВ4.1 Расчет объемов буровых растворовОбъём бурового раствора под каждую колонну определяется по формуле:, (14)где – общий объём бурового раствора при бурении под колонну; – объём бурового раствора, необходимый для бурения в данном интервале, м3:, (15)где – норма расхода бурового раствора с учётом скорости бурения, диаметра долота и обработки раствора, м3/м; – длина интервала скважины, соответствующая данной норме, м; – исходный объём бурового раствора, м3:, (16)где – объём раствора в скважине до перехода на новую систему или утяжеленную промывочную жидкость, м3;– объём приёмных ёмкостей, м3 (под направление и кондуктор принимают объём одной ёмкости). м/ст.-м.Направление (0-44 м): м3/м; м3; м3; м3; м3.Кондуктор (44-511 м): м3/м; м3; м3; м3; м3; м3.Промежуточная (511-2423 м):м3/м; м3; м3; м3; м3; м3.Эксплуатационная (2423-4030 м):м3/м; м3; м3; м3; м3; м3.Хвостовик (4030-4178 м):м3/м; м3; м3; м3; м3; м3.Таблица 9 – Объемы бурового раствораИнтервал буренияГлубина спуска обсадной колонны, мДиаметр, мТолщина стенки обсадной колонны, мОбъемы, м3Суммарный объем бурового раствора, м 3колонныдолота0-44440,4260,4900,019,954026,8466,844-5115110,32390,39370,01139,57279,14102,74521,5511-242324230,24450,29530,01373,3746,7420,641540,52423-403040300,17780,21910,01208,5417192,84818,34030-417841780,1270,15240,0148,9797,9410,4157,34.2 Расчет материаловПотребное количество глинопорошка (кроме растворов на углеводородной основе) безглинистых полимерных и биополимерных и с конденсированной твёрдой фазой по одной из формул:, (17), (18)где – нормы расхода глинопорошка для приготовления 1 м3 бурового раствора, т/м.Количество утяжелителя определяется формуле:(19)где – норма расхода утяжелителя на 1 м3 раствора при увеличении плотности на каждые 100 кг/м3 соответственно при полной замене бурового раствора, при восполнении раствора свежими порциями и для исходного раствора в скважине при изменении в дальнейшем плотности бурового раствора; – коэффициент повышения плотности бурового раствора по сравнению с исходной соответственно при полной замене раствора (свежеприготовленный), при восполнении раствора в процессе углубления скважины (свежеприготовленный), при доутяжелении раствора, используемого в предыдущем интервале.(20)где – плотность утяжелённого бурового раствора (по заданию), кг/м3; – исходная плотность утяжеляемого бурового раствора, кг/м3.Направление (0-44 м): т.Кондуктор (44-511 м): т.Промежуточная (511-2423 м): т.Эксплуатационная (2423-4030 м): т.Хвостовик (4030-4178 м):т.4.3 Расчет химических реагентовКоличество реагентов, входящих в составы буровых растворов, определяется по одной из следующих формул:(21)(22)где – количество реагента согласно рецептуре раствора, т; – понижающий коэффициент при комбинированных обработках; – повышающий коэффициент при дополнительных условиях; – норма расхода химического реагента, т/м3.Формула (23) используется при полном изменении рецептуры бурового раствора в интервале. Формула (24) – при восполнении предыдущего раствора в процессе углубления скважины.Направление (0-44 м) и кондуктор (44-511 м): т; т.Промежуточная (511-2423 м): т; т; т; т; т; т; т; т; т;; т.Эксплуатационная (2423-4030 м): т; т; т; т; т; т; т; т; т; т.Хвостовик (4030-4178 м): т; т; т; т; т; т; т; т; т.ЗАКЛЮЧЕНИЕНа основании анализа теоретических материалов и экспериментальных исследований можно сделать следующие выводы.1) Анализ промышленных данных показал, что наиболее распространенными проблемами в процессе строительства скважины являются нарушение устойчивости стенок скважины, проявление пластового флюида и наличие сероводорода;2) Проведены исследования, на основании которых предложены технико-технологические решения по обеспечению блокирования пластов;3) Предложен состав бурового раствора, позволяющий обеспечить условия безаварийного бурения с оптимизацией затрат на приготовление раствора.БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК1. Ясов В. Г., Мыслюк М. А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. – М.: Недра, 1991. – 334 с. : ил.2. Физико-химические методы борьбы с осложнениями: Учебное пособие/ Надежда Михайловна Уляшева [и др.]. - Ухта : Изд-во Ухтинскогогосударственного технического университета, 2015. - 119 с. : ил.3. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для студентов высших учебных заведений,обучающихся по направлению подготовки магистратуры "Нефтегазовоедело" по представлению Ученого совета Ухтинского государственноготехнического университета/С.В.Каменских [и др.]. - Ухта : Изд-воУхтинского государственного технического университета, 2014. - 231 с. : ил.4. Уляшева, Н. М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учебно-методическое пособие / Надежда Михайловна Уляшева, Алексей Михайлович Вороник, Михаил Александрович Михеев. - Ухта: Изд-во Ухтинского государственного технического университета, 2019. - 79с.5. Каменских, С. В. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин : методические указания / С. В. Каменских. - Ухта : Изд-воУхтинского государственного технического университета, 2017. - 40 с.6. Осложнения при бурении скважин: учеб. пособие / С. З. Ахметжан,С. М. Камалов, К. А. Нариков, В. Е. Вишневская. – Уральск: издвоЗападно Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангирхана, 2015.7. Бурение нефтяных и газовых скважин : учебно-методическое пособие / В. М. Мухин, А. Д. Коробов. — Москва; Саратов : ОАО«Центральный коллектор библиотек «БИБКОМ», 2015. — 44 с.8. Предеин А.П. Осложнения и аварии при строительстве нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие / А.П. Предеин. – Пермь: ИздвоПерм. нац.исслед. политехн. ун-та, 2014. – 381 с.9. Аветисян Н. Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983.10. Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин : учебник для вузов / А. Г. Калинин. — Москва: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. — 848 с.: ил.— Золотой фонд Российской нефтегазовой литературы. — Библиогр.: с. 838-840.11. Ангелопуло О. К., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988.12. Булатов А. И., Куксов А. К., Бабаян Э. В. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении. – М.: ВНИИОЭНГ, 1987.13. Заливин, В. Г. Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ: Учебное пособие / В. Г. Заливин, А. Г. Вахромеев. – М.: Инфра-Инженерия, 2018. – 508 с.14. Мухин, В. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебно методическое пособие / В. М. Мухин, А. Д. Коробов. – Москва, Саратов: ОАО Центральный коллектор библиотек «БИБКОМ», 2015. – 44 с.15. Басарыгин, Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 679 с.16. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». – М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. – 288 с.17. Блохин, О. А. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов / О. А. Блохин, К. В. Иогансен, Д. В. Рымчук. – М. : Недра, 1991. – 142 с.18. Башмак С. М., Загибайло Г. Т., Коваленко А. В. Основы гидравлики и промывочные жидкости: Учебник для техникумов. – М.: Недра,1993. – 240 с.19. Михеев, М. А. КОЛЬМАТАЦИОННЫЕ ПАЧКИ КАК ИНДУКТОР ДЕГРАДАЦИИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ / М. А. Михеев, Н. М.Уляшева, А. Н. Цуканова. — Текст : непосредственный // Строительствонефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2023. —№ 1. — С. 26-30.20. Овчинников В. П., Грачев С. И., Фролов А. А. Справочник бурового мастера. – М.: “Инфра-Инженерия”, 2006. – 608 с