Файл: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 27.04.2024

Просмотров: 63

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.


При необходимости снижения структурных характеристик бурового раствора он обрабатывается НТФ (в пределах 0,01-0,05 %), водный раствор которой вводится в течение двух циклов циркуляции. Вместо ФК-2000 Плюс раствор может обрабатываться смазочной добавкой на основе ЛТМ (ЛТМ+ГКЖ), вместо НТФ может использоваться ТПФН.

Вскрытие продуктивного пласта БС22 осуществляется на безглинистом растворе плотностью 1080 кг/м3. Применяется для наилучшего сохранения коллекторских свойств пласта и его меньшего загрязнения, является альтернативой биополимерному буровому раствору. В качестве структурообразующей основы используется реагент ПС – смесь полисахаридных реагентов. По своим потребительским свойствам Полицелл ПС близок к реагенту КМОЭЦ и производится в порошкообразном виде.

Подробная характеристика данного раствора и его рецептура приведена в специальной части дипломного проекта.

Расчет потребного количества химреагента , кг производится по формуле из методики [14]
, (62)
где - потребность глинопорошка, кг;

- норма расхода глины, кг/м3;

- объем бурового раствора, м3.

Расход химреагентов для обработки раствора ,м3 определяется по формуле
, (63)
где nкр- норма расхода химреагента, кг/м3;

- объем бурового раствора, м3.
Интервал 0-810 м

кг;

кг;

кг;

кг;

кг.

Интервал 810-2200 м

кг;

кг;

кг;

кг.

Интервал 2200-2810 м

кг;

кг;

кг;

кг;

кг.

Интервал 2810-2900 м

кг;

кг;

кг.

кг;

кг;

кг;

кг;

кг;

Расход потребного количества материалов и химических реагентов приведены в таблице 33.
Таблица 33 - Расход потребного количества материалов и химических

реагентов


Интервал бурения по вертикали, м
Наименование химреагентов и материалов
Цель применения реагента
Потребность компонентов, кг

0-810
Бентонитовый глинопорошок (типа ПБМА)
Приготовление глинистой суспензии
13681

КМЦ-600 (700)
Стабилизация раствора
391

ФК 2000+
Улучшение смазочных свойств
586,3

Графит
Профилактика прихватов
977,2

Гипан
Загущение бурового раствора
293,2

810-2200
КМЦ-600 (700)
Стабилизация раствора
59,28

ФК 2000+
Улучшение смазочных свойств
88,92

810-2200
ГКЖ 10
Стабилизация раствора
14,82

НТФ
Снижения структурных характеристик
11,86

2200-2810
КМЦ-600 (700)
Стабилизация раствора
53,84

ФК 2000+
Улучшение смазочных свойств
80,76

НТФ
Снижения структурных характеристик
10,76

ГКЖ 10
Стабилизация раствора
13,46

ФХЛС (КЛСП)
Регулирование структурно-механических свойств бурового раствора
16,15

2810-2900
ПС
Регулирование реологических показателей безглинистого раствора
1267,5

ПСБ
Контроль водоотдачи
2535

ПКД-515
Снижения негативного влияния бурового раствора на проницаемость
2028

Силанж 1
Смазывающая добавка
2535

Гидроокись натрия (NaOH)
Регулирование рН раствора
5070

KCl
Источник ионов калия, ингибитор
6337,5

Карбонат кальция (CaCO3)
Утяжеляющий и кольматирующий агент в буровом растворе
12675




Кальцинированная сода (Na2CO3)
Связывание ионов кальция, магния в

буровом растворе
202,8



2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора
Очистка бурового раствора осуществляется по схеме включающей вибросита, песко-, илоотделитель и центрифугу.

Буровой раствор после выхода из скважины по желобу поступает на вибросита. Очищенный на виброситах раствор попадает в приемную емкость, откуда насосами подается в пескоотделитель. После очистки на пескоотделителе поступает во вторую приемную емкость. Из этой емкости раствор насосом подается по линии для дальнейшей очистки на илоотделитель, после чего раствор поступает в третью емкость. При необходимости для тонкой очистки раствор из емкости насосом подается на центрифугу, очищенный раствор возвращается в обратно в емкость. Очищенный буровой раствор насосом подается в скважину. Шлам с вибросит, пульпа с пескоотделителя и илоотделителя и кек с центрифуги поступают в амбар [2].

Оборудование для очистки бурового раствора приведено в таблице 34.
Таблица 34 - Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора


Название
Шифр
Количе-ство,

шт
ГОСТ, ОСТ,

МРТУ,ТУ

и т.д
Интервал по вертикали, м

от

(верх)
до

(низ)

Вибросито

Пескоотделитель
ВС-1

ГЦК-360М

2

1
ТУ 26-02-1138-91

ТУ 26-02-982-84
0
2900

Илоотделитель

Центрифуга
ИГ-45

ОГШ-50
1

1
ТУ 26-02-982-84

ТУ 26-01-388-80
810
2900

Гидромешалка
ГДМ-1
1
ТУ 39-01-398-78
0
2900



2.17 Гидравлический расчет промывки скважины

Цель гидравлического расчета промывки скважины - определение потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, дающие возможность правильного выбора забойного двигателя, типа долота и его промывочных узлов, а также давления нагнетания насосов
, необходимое для удовлетворительной работы турбобура и компенсации потерь давления при циркуляции промывочной жидкости. Гидравлический расчет промывки производится на последний интервал с помощью программы PREPS [15].

Исходные данные для расчета приведены в таблице 35. Результаты расчета заносим в таблицу 36.

Таблица 35 - Данные для расчета


Наименование

Значение

Глубина бурения скважины L, м

Глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м

Пластовое давление в пласте с максимальным градиентом

пластового давления Рпл, МПа

Глубина залегания подошвы пласта с минимальным

градиентом гидроразрыва Lп, м

Давление гидроразрыва Рг, МПа

Плотность разбуриваемых пород ρ, кг/м3

Механическая скорость бурения Vм, м/с

Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном

пространстве, обеспечивающая вынос шлама Vк, м/с

Тип бурового насоса

Число буровых насосов

Диаметр скважины dc, м

Элементы бурильной колонны

ПК:

длина, м

наружный диаметр dн, м

внутренний диаметр dв, м

Элементы наземной обвязки:

условный диаметр стояка, м

диаметр проходного сечения бурового рукава, м

диаметр вертлюга, м

сторона ведущей трубы, м
2900
2810
28,50
2600

44,24

2500

0,0025
0,25

УНБТ-600

2

0,2159

2904

0,127

0,109
0,140

0,102

0,075

0,140


Таблица 36 - Итоговые гидравлические параметры промывки


Интервал бурения, м
Режим работы насосов
Скорость, м/с

от
до
расход,

л/с
макс. допус-тимое давле-ние, МПа
восходящего потока
истечения из насадок

1
2
3
5
6
7

2810
2900
30
16
0,80
1,05


Окончание таблицы 36

Насадки
Гидравлические сопротивления, МПа

в долоте, шт
суммарная площадь,

м2 10-4
долота
турбобура
в

трубах
в кольцевом пространстве
в

обвязке
общие

8
9
10
11
12
13
14
15

3
3,38
2,8
7,5
3,1
1,4
0,6
15,4


2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов
Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований [4]:

- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение гидроразрыва пород в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяемых при вскрытии продуктивных горизонтов.

Цементирование интервала против продуктивного пласта производится только бездобавочным тампонажным раствором (портландцемент и вода), за исключением реагентов ускорителей или замедлителей сроков схватывания.

Любые добавки, вводимые для регулирования плотности тампонажной смеси сильно ухудшают качество цементного камня, и вводятся лишь из условия недопущения гидроразрыва горной породы и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства.

Выбираем вид тампонажного материала для цементирования эксплуатационной колонны. Рекомендуется в соответствии с правилами [6] интервал выше кровли против продуктивных пластов на 150 м цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Кровля верхнего продуктивного пласта 2600 м, значит бездобавочный тампонажный раствор следует поднять до глубины 2600-150=2450 м. Отсюда следует, что высота подъема бездобавочного тампонажного раствора составит 2900-2450=450 м. По наибольшей термодинамической температуре (86

Смотрите также файлы