Файл: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 27.04.2024
Просмотров: 62
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Водоотдачу В, см3/30 мин можно определить по формуле
. (57)
Толщина фильтрационной (плотной) корки на стенках скважины должна быть минимальной (в пределах 1,5-2 мм) и проект должен содержать рекомендации по ее уплотнению химическими, физическими, либо физико-химическими методами, преследуя цель достижения управляемой кольматации проницаемых пород.
Коэффициент трения фильтрационной корки бурового раствора не должен превышать 0,2 и его значения должны в каждом конкретном случае корректироваться с учетом профилей, особенно в наклонно-направленных скважинах. Для уменьшения абразивного износа оборудования и инструмента содержание “песка” в неутяжеленном буровом растворе не должно быть более 3 %, в то же время в утяжеленных растворах этот показатель не нормируется.
Для обеспечения кинетической и агрегативной устойчивости бурового раствора его суточный отстой должен быть не более 3 %, а стабильность не более 0,02 г/см3 для нормальных и не более 0,05 г/см3 для утяжеленных.
Если проектируется применение бурового раствора, диспергирующего твердую фазу, то должно учитываться содержание коллоидной (активной) фазы с учетом ее возможного поступления из разбуриваемых пород, которое должно быть ограничено на минимально необходимом уровне за счет правильного выбора состава очистных устройств в ЦС и химической обработки реагентами - флокулянтами.
Планируемые технологические параметры бурового раствора рассчитываются для каждого интервала.
Интервал 0-810 м
=1160-1180 кг/м3;
01160= 0,00851160-7 =2,9 Па = 29 дПа;
01180= 0,00851180-7 =3,0 Па = 30 дПа;
1160=0,0052,9=14 Пас;
1180=0,0053,0=15 Пас;
Т1160 ≤ 21·10-3 1160=24,4 с;
Т1180 ≤ 21·10-3 1180=24,8 с;
В1160 = (6000/1160)+3=8,2 см3/30 мин;
В1180 = (6000/1180)+3=8,0 см3/30 мин.
Интервал 810-2200 м
=1120-1100 кг/м3;
01120= 0,00851120-7 =2,5 Па = 25 дПа;
01100= 0,00851100-7 =2,3 Па = 23 дПа;
1120=0,0052,5=12 Пас;
1100=0,0052,3=11 Пас;
Т1120 ≤ 21·10
-3 1120=23,5 с;
Т1100 ≤ 21·10-3 1100=23,0 с;
В1120 = (6000/1120)+3=8,3 см3/30 мин;
В1100 = (6000/1100)+3=8,4 см3/30 мин.
Интервал 2200-2810 м
=1100-1080 кг/м3;
01100= 0,00851100-7 =2,3 Па = 23 дПа;
01080= 0,00851080-7 =2,1 Па = 21 дПа;
1100=0,0052,3=11 Пас;
1080=0,0052,1=10 Пас;
Т1100 ≤ 21·10-3 1100=23,0 с;
Т1080 ≤ 21·10-3 1080=22,5 с;
В1100 = (6000/1100)+3=8,4 см3/30 мин;
В1080 = (6000/1080)+3=8,5 см3/30 мин.
Интервал 2810-2900 м
=1080 кг/м3;
01080= 0,00851080-7 =2,1 Па = 21 дПа;
1080=0,0052,1=10 Пас;
Т1080 ≤ 21·10-3 1080=22,5 с;
В1080 = (6000/1080)+3=8,5 см3/30 мин.
Остальные параметры бурового раствора выбирают из классификационных таблиц для выбора показателей бурового раствора и исходя из геологических условий месторождения.
Результаты расчетов технологических параметров бурового раствора заносим в таблицу 32.
Производится расчет потребного количества объемов бурового раствора
, (58)
где - объем раствора для заполнения приёмных емкостей, м3;
- объем бурового раствора, необходимый на углубление скважины, м3;
, (59)
где - диаметр долота, м;
- коэффициент кавернозности.
При смене бурового раствора объем Vбр, м3 рассчитывается по формуле
, (60)
где - объем раствора, необходимый для заполнения приемных
емкостей, м3;.
- объем раствора, необходимый для заполнения предыдущей
колонны, м3;
, (61)
где -внутренний диаметр обсадной колонны, м;
- глубина спуска колонны, м.
Таблица 32 – Рекомендуемый тип и технологические параметры бурового раствора
Тип бурового раствора | Интервал бурения по вертикали,м | Плот-ность, кг/м3 | Услов-ная вяз- кость, с | Фильтра-тоотдача, см3 за 30 мин | Корка, мм | СНС, дПа | Реологические характеристики | Содер-жание песка, % | pH | |||
от (верх) | до (низ) | 1 мин | 10 мин | пластичес-кая вязкость, Па∙с | динамичес-кое напряжение сдвига, дПа | |||||||
Полимер-глинистый | 0 | 810 | 1160-1180 | 24,4-24,5 | 8,2-8,0 | 1,0-1,5 | 30-40 | 60-80 | 14-15 | 29-30 | 2-3 | 8-9 |
Полимер-глинистый | 810 | 2200 | 1120-1100 | 23,0-23,5 | 8,4-8,3 | 1,0 | 8-15 | 18-25 | 11-12 | 23-25 | до 1,0 | 8-9 |
Полимер-глинистый | 2200 | 2810 | 1100-1080 | 22,5-23,0 | 8,5-8,4 | 1,0 | 10-20 | 20-30 | 10-11 | 21-23 | до 1,0 | 8-9 |
Безглинистый раствор | 2810 | 2900 | 1080 | 22,5 | 8,5 | - | 10-12 | 16-20 | 10 | 21 | - | 8-8,5 |
Производится расчет объемов бурового раствора.
Интервал 0-810 м (848 м)
;
.
Интервал 810-2200 м (848-2322 м)
;
м3;
м3
Интервал 2200-2810 м (2322-2911 м)
м3;
м3;
м3.
Вскрытие продуктивного пласта БС22 осуществляется на безглинистом растворе, поэтому объем раствора рассчитывается заново и выделяем интервал отдельно.
Интервал 2810-2900 м (2911-3002 м)
;
м3;
м3.
2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении
При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины.
Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и не высокими показателями фильтрации.
Для получения требуемых параметров полимер-глинистый раствор обрабатывается химическими реагентами. С помощью гидромешалки от цементо-смесителя заготавливается глинистая суспензия необходимой плотности, закачивается в приемные емкости и перемешивается буровыми насосами до полного распускания глины (1,5 ч). Для получения параметров, указанных в проекте, суспензию обрабатывают химреагентами. Ввод водного раствора КМЦ-600 (700) осуществляется во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение 2-3 циклов циркуляции, для загущения бурового раствора применяется гипан, водный раствор которого вводится в течение трех циклов циркуляции.
Для обеспечения раствору хороших смазочных свойств он обрабатывается смазкой ФК-2000. Вводить водный раствор смазки рекомендуется через приемную емкость буровых насосов в течение 1 цикла циркуляции.
Перед спуском кондуктора раствор дополнительно обрабатывается графитом, ввод которого осуществляется через глиномешалку (гидромешалку) [2].
Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечивать безаварийную проводку скважины, высокие технико-технологические показатели бурения.
Бурение под эксплуатационную колонну производится на растворе =1100 кг/м3 (раствор оставшийся после бурения интервала под кондуктор, разбавляется до =1120 кг/м3 с помощью оборудования очистки бурового раствора и обрабатывается химическими реагентами для достижения требуемых параметров) с последующей наработкой глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений. Ввод КМЦ и ФК-2000 плюс производится по технологии, аналогичной приведенной для бурения под кондуктор. Ввод ГКЖ-10 производится в циркулирующий буровой раствор в течение двух циклов циркуляции через приемную емкость буровых насосов.