ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 285
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
С помощью данной таблицы построим график совмещенных градиентов давлений.
Рисунок 2.2 – График совмещенных градиентов давлений
Из графика (рисунок 2.2) видно, что зон с несовместимыми условиями бурения нет.
В данном случае конструкция скважины будет представлена тремя колоннами. В интервале 0-50 м – направление, 0-940 м – кондуктор, в интервале 0-2896 м эксплуатационная колонна.
Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов, габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, проведения геофизических исследований, опробования продуктивных пластов.
Диаметр промежуточной колонны и кондуктора, а также диаметров долот для бурения под каждую колонну (dд), находят из следующих соотношений:
диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте:
dд = dм + Δн , (2.3)
наружный диаметр предыдущей обсадной колонны:
dНпред = dд + 2 (Δв + δ), (2.4)
где Δн – разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины, мм;
Δв –зазор между долотом и внутренней поверхностью колонны, мм;
δ – наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны, мм.
Принимаем диаметр эксплуатационной колонны dэ = 168 мм.
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну при
Δн = 20 мм, dм = 188 мм, dд = 188 + 20 = 208 мм.
Принимаем долото диаметром dд = 215,9 мм.
Определяем диаметр кондуктора при Δв = 10 мм,
δ = 10,5 мм, dп = 215,9 + 2(10 + 10,5) = 231,5 мм.
Принимаем диаметр кондуктора dк = 245 мм.
Диаметр долота для бурения под кондуктор при
dм = 270 мм, Δн = 35 мм, dд = 35 + 270 = 305 мм.
Принимаем диаметр долота dд = 295,3 мм.
Определяем диаметр направление при Δв = 10 мм, δ = 15,9 мм,
dк = 295,3 + 2(10 + 15,9) = 347,1 мм.
Принимаем диаметр направление dн = 324 мм.
Определяем диаметр долота для бурения под направление при Δн = 40 мм, dм = 351 мм, dд
= 40 + 351 = 391 мм.
Принимаем диаметр долота dд = 393,7 мм.
Результаты обоснования и проектирования сводим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 – Сочетание размеров обсадных колонн и долот, глубины спуска
| Название колонны | Диаметр колонны, мм | Глубина спуска колонны, м | Интервал цементирования, м | Диаметр долота, мм |
| направление | 324 | 50 | до устья | 393,7 |
| кондуктор | 245 | 650 | до устья | 295,3 |
| ЭК | 168 | 2896 | до устья | 215,9 |
2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка
по интервалам
2.3.1 Общие положения.
В процессе проводки скважины раствор должен выполниять следующие основные функции:
-
очищать скважину от частиц выбуренной породы; -
удерживать частички шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции; -
охлаждать долото и облегчать разрушение горной породы в призабойной зоне; -
оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин для предупреждения их разрушения; -
передавать энергию забойным двигателям; -
обеспечивать сохранение естественной проницаемости пласта.
Тип бурового раствора выбирается из условия устйчивости стенок скважины, определяется физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидах, пластовым и горным давлением, забойной температурой.
Бурение под кондуктор ведется на пресном буровом растворе, оставшимся от бурения предыдущей скважины и дообработанный перед бурением новой скважины, под эксплуатационную колонну бурение ведется на пресном растворе, утяжеленным до требуемой плотности кольматантом карбонат кальция.
2.3.2 Обоснование параметров бурового раствора.
При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.
Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркулляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.
Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле
, кг/м3, (2.5)где Кп – коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;
Pпл – пластовое давление, Па;
g – ускорение свободного падения;
Н – глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления.
Результаты расчетов представлены в таблице 2.4
Таблица 2.4 - Выбор параметров промывочных жидкостей по интервалам бурения
| Интервал бурения (по стволу), м | Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, с | Показатель фильтрации, (не более), см3/30 мин | Толщины фильтрационной корки, мм | Водородный показатель, (pH) | СНС, дПа | ||||||||
| от | до | 10 с | 10 мин | |||||||||||
| 0 | 150 | 1160 -1200 | 100 - 180 | 12 | - | 7 - 9 | - | | ||||||
| 150 | 202 | 1160 -1200 | 120 - 180 | 12 | - | 7 – 9 | - | | ||||||
| 202 | 406 | 1160 -1200 | 80 - 120 | 12 | - | 7 – 9 | - | | ||||||
| 406 | 976 | 1160 -1200 | 60 - 100 | 12 | - | 7 - 9 | 30 - 70 | 50 - 200 | ||||||
| 976 | 1308 | 1050 -1100 | 16 - 22 | - | 1,0 | 7 – 9 | 5 | - | ||||||
| 1308 | 1737 | 1100 –1140 | 18 - 25 | 8 – 10 | 0,5 | 7 – 9 | 7 | 42.8 | ||||||
| 1737 | 1941 | 1140 –1160 | 20 - 30 | 8 | 0,5 | 7 – 9 | 10 | 49,9 | ||||||
| 1941 | 2940 | 1140 -1160 | 25 - 35 | 8 | 0,5 | 7 – 9 | 10 | 53,5 | ||||||
| 2940 | 3061 | 1180 -1200 | 28 - 45 | 8 | 0,5 | 7 – 9 | 12 | 60,6 | ||||||
Таблица 2.5 – Необходимое количество материалов и химических реагентов
| Интервал бурения | Наименование реагента | Назначение реагента | Расход для приготовления, кг |
| кондуктор | бентопорошок ПБМБ /мкр/ | структурообразователь | 15300 |
| гипан | регулирование вязкости глинистых систем | 130 | |
| КМЦ торговая марка «Камцел 1000» | понизитель фильтрации буровых растворов | 250 | |
| реагент борсиликатный БСР - С | снижение скорости гидратации глин и стабилизации реологических и фильтрационных свойств | 275 | |
| сода кальцинированная | снижение жесткости | 50 | |
| сода пищевая | обработка при цементном загрязнении | 20 | |
| сода каустическая | регулятор PH | 50 | |
| ЭК | полиакрилат натрия | понизитель фильтрации | 677 |
| полиакриломид | флокулянт | 338,39 | |
| ксантановая смола | регулятор реологии | 338,39 | |
| смазывающая добавка | смазывающая добавка | 900 | |
| кольматант кальция средней фракции | кольматант | 9000 | |
| кольматант кальция мелкой фракции | кольматант | 3000 | |
| БСР - С | ингибитор, разжижитель | 75 | |
| сода каустическая | регулятор pH | 25 | |
| сода кальцинированная | снижение жесткости | 50 | |
| сода пищевая | обработка цемента | 75 | |
| бактерицид | бактерицид | 30 | |
| пеногаситель | пеногаситель | 30 |
2.4 Выбор способа бурения