25333 (586594), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Таблица 2.3 - Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

1. Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор

• пластовое давление:

=

• превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

• плотность бурового раствора:

С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята .

Бурение под эксплуатоционную колонну:

Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

• максимальное пластовое давление:

• превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

• плотность бурового раствора:

в интервале 1200-2500 м

• пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

• превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

• плотность бурового раствора:

.

в интервале 2500-2650 м

• максимальное пластовое давление:

• превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

• плотность бурового раствора:

.

Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см².

• плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см²:

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см³.

Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

• пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

• плотность бурового раствора:

.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 25…30 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см³ за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см³ за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Параметры бурового раствора

1. Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.

Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:

V_скв= 0,785(Д_к^{2 .} L_к + d_Д² (L₂ - L_к) ^. К_к1 + d_Д² (L_c-L₂₎ ^. К_к2) = 0,785(0,2267^{2 .} 690 + 0,2159^{2 .} (2557 – 690) ^. 1,7 + 0,2159² (3180 – 2557) ^.1,1)=208 м³

где:

Д_к - внутренний диаметр кондуктора, м;

L_к - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L₂ - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К_к2;

L_c - глубина скважины по стволу, м;

d_Д - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

К_к1, К_к2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V_скв= 416 м³.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м³.

2.4 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

1. механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

2. облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

3. можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

4. возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

5. улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Исходные данные:

1. Скважина наклонно-направленная

2. Профиль четырёх интервальный

3. Глубина скважины по вертикали (Н_с), м 2750

4. Глубина вертикального участка (Н_в), м 200

5. R₁ = 700 м, R₂=2225 м, L=3180 м

6. Диаметр турбобура (Д_т),м 195

7. Вес турбобура (G_m), Н 47900

8. Длина турбобура (ℓ₁), мм 25700

9. Диаметр долота (Д_д), мм 215,9

10) Перепад давления в турбобуре (Р_т), МПа 3,9

11) Плотность бурового раствора (), кг/м³ 1150

Характеристики

Список файлов ВКР