25281 (Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении), страница 6
Описание файла
Документ из архива "Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "геология" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "геология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "25281"
Текст 6 страницы из документа "25281"
Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.
Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) \11\.
Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле:
(60)
Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:
(61)
Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.
Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная
Результаты использования методики \11\ и расчетов представлены в таблице 26.
Таблица 26 - Рассчитанные параметры бурового раствора по интервалам условно одинаковой буримости
Интервал, м | ρ,кг\м3 | Т.с | YP,Па | PY,Пас | В1, см3\зам | СНС V1\V10 | рН | К, мм | П.% | минерализация, г\л |
0-50 | 1120-1170 | 55-85 | 2,50 | 0,01 | 8-10 | 10-15\70-100 | 8-9 | 1-1,4 | 1,5-2 | 0,1 |
0-715 | 1120-1170 | 55-80 | 2,52 | 0,01 | 8-10 | 10-15\70-100 | 8-9 | 1-1,5 | 1,5-2 | 0,2 |
715-1830 | 1130-1180 | 25-50 | 2,61 | 0,01 | 10 | 0-3\0-0 | 7 | 0,5 | 1 | 2-3 |
1830-2560 | 1150-1200 | 28-30 | 2,78 | 0,01 | 6-4 | 0-10\0-15 | 7 | 0,5 | 1 | 0,5-1 |
2.9 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам
Для поддержания структурных и реологических параметров в интервале условно одинаковой буримости необходимо производить химическую обработку промывочной жидкости. Типы химических реагентов и их действие на буровой раствор приведены в таблице 27.
Таблица 27 - Рецептура обработки бурового раствора
Интервал, м | Наименование химреагентов и материалов | Цель применения реагента | Норма расхода, кг\м3 | |
от (верх) | до (низ) | |||
0 | 50 | глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600 Гипан | Приготовление глинистой суспензии для забуривания и спуска направления Регулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойств Снижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости | 9,000 0,170 0,400 |
0 | 715 | глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600 Гипан | Приготовление глинистой суспензии для забуривания кондуктора Регулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойств Снижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости | 11,000 0,170 0,400 |
716 | 2560 | Сайпан Сайпан Дк-дрилл Глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А (ПБМА) | Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважины Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважины Обеспечение флокуляцию выбуренной породы, повышение вязкости раствора. Приготовление глинистой суспензии | 0,083 0,250 0,050 8,700 |
Расчет потребного количества компонентов бурового раствора.
Количество промывочной жидкости, необходимой для бурения скважины под кондуктор \11\
(2.62)
где: VБР- необходимый объем бурового раствора, м34
VПР – объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей, м3;
VБУР – объем бурового раствора, затрагиваемый непосредственно на углубление скважины, м3;
VБУР = n l (2.63)
где: n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3\н, учитывающая объем раствора, необходимый для заполнения скважины в процессе углубления и естественные потери раствора при бурении в зависимости от диаметра долота и комерческой скорости \11\;
l – длина интервала бурения, м.
Потребность глинопорошка для бурения под кондуктор
(2.64)
где: nгл – норма расхода глинопорошка. кг\м3Ю принимаются для данного интервала из регламента.
Расход химреагентов для обработки раствора при бурении под кондуктор.
(2.65)
где nхр – норма расхода химреагента, кг\м3 принимается для данного интервала из регламента.
Объем бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны:
(2.66)
где: Vк –объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной колонны , м3;
(2.67)
где: dВНК – внутренний диаметр обсадной колонны. м;
lк – глубина спуска колонны.м.
Результаты расчетов представлены в таблице 28.
Таблица 28 - Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления
Интервал, м | Название (тип) бурового раствора и его компонентов | Нормы расхода бурового раствора м3/м в интервале | ||||||
от верх | до низ | |||||||
величина | ||||||||
0 | 50 | Глинистый раствор Глинопорошок КМЦ-600 Гипан | 0,22 11,000 0,200 0,640 | |||||
50 | 715 | Глинистый раствор Глинопорошок КМЦ-600 Гипан | 0,22 20,000 0,170 0,400 | |||||
715 | 2560 | Полимерглинистый раствор Сайпан Дк- дрим | 0,12 0,250 0,050 | |||||
Название компонентов | Потребность компонента, т | |||||||
наименование колонн | суммарная на сква-жину | |||||||
направление | кондук-тор | эксплуатацион-ная | ||||||
Глинопорошок бентонитовый марки А (ПБМА) модифицированный | 0,4950 | 2,4800 | - | 2,975 | ||||
КМЦ-600 | 0,0090 | 0,0211 | - | 0,0301 | ||||
Гипан | 0,0288 | 0,0496 | - | 0,0784 | ||||
Сайпан | - | 0,0103 | 0,0815 | 0,0918 | ||||
Дк-дрилл | - | - | 0,0163 | 0,0163 |
2.10 Выбор буровой установки
Выбор буровой установки определенного класса осуществляется в зависимости от глубины бурения и нагрузки на крюке от наиболее тяжелой колонны \18\.
Нагрузка на крюке от веса бурильной колонны определяется из условия взаимодействия бурильной колонны со стенкой скважины и обсадкой колонны на характерных участках траектории:
(2.10)
где: Q – масса нижней части колонны (долото, турботур, УБТ) в жидкости, Н;
gc. gn. gн, gв – масса 1м трубы, соответственно на участках снижения, стабилизации увеличения угла и вертикальном, н\м;
lc. ln – длина участков снижения и стабилизации, м;
hн – длина вертикальной проекции участка увеличения угла, м;
hв – длина вертикального участка, м;
(145).
(146)
(147)
(148)
(149)
(2.16)
(150)