Проектирование технологии бурения наклонно–направленной скважины глубиной 1815 метров на пашийский горизонт со смещением забоя относительно устья на 527 метра на Карамалинской площади

В настоящее время наибольшее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующем построением его элементов.

Для построения принимаем четырехинтервальный профиль.

Рис. 6.1. Профиль ствола скважины.

Определяем радиус искривления второго участка по формуле:

(6.1)

Находим радиус снижения угла наклона на третьем участке :

Определяем величину зенитного угла по формуле:

(6.2)

б=45^о30?

Н_в=l₁=140м

Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.

Участок набора угла ствола скважины:

длина

(6.3)

горизонтальная проекция:

(6.4)

вертикальная проекция

(6.5)

Участок стабилизации угла ствола скважины:

l₃ = 0,01745 · R₂ · б = 0,01745 ·1450 · 40,5 = 1151 м

Вертикальная проекция:

H₁ = R₂ · sin б = 1450 · sin 40,5 = 950 м

горизонтальная проекция:

а₂ = R₂ · (1 ? cos б) = 1450 · (1 ? cos 40,5) = 356 м

Участок снижения угла наклона ствола:

l₄ = H ? H_B ? h ? H₁ = 1697 ? 140 ? 459? 950 = 148 м

вертикальная проекция:

h_B = l₄ = 148 м

Длина ствола по профилю:

(6.6)

Проекция ствола:

Горизонтальная А = а₁ + а₂ = 171 + 356 = 527 м

Вертикальная H = H_B + h + H₁ + h_B = 140 + 459 + 950 + 148 = 1697 м

Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезок АВ = Н = 1697м, АС = Н_в = 140, СД = h = 459м, ДЕ = H₁ = 950 и ЕВ = h_B = 148м.

Через точки С,Д,Е,В проводим горизонтальные линии и откладываем от точки С - отрезок СО₁ = R₁ = 700м ; от точки Д - отрезок ДF = а₁ = 171; от точки Е - отрезок ЕК = А = 527м; от точки К по направлению линии КЕ - отрезок КЕО₂ = R₂ = 1450м ; от точки В - отрезок BL = А = 527м. Из точки О₁

описываем дугу радиусом R₁, а из точки О₂ - дугу радиусом R₂.

Ломаная линия ACFKL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.

Рис.6.2. Профиль ствола скважины №14871

7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины

7.1 Факторы, влияющие на выбор бурового раствора

На выбор типа промывочной жидкости влияют многие факторы:

1.Степень устойчивости горных пород и способность бурового раствора разупрочнять породы.

2.Растворимость горных пород в воде и способность промывочной жидкости растворять соленосные породы.

3.Способность разбуриваемой породы к диспергированию и образованию с водой устойчивых дисперсных систем; способность промывочной жидкости к гидратации и диспергированию выбуренной породы.

4.Характеристика неустойчивых глинистых пород: минералогический состав, вид поглощенных катионов, влажность, степень уплотнения, минерализация (активность) порового раствора, физические свойства, структура и текстура.

5.Величины пластового давления и давления поглощения (значения коэффициента аномальности и индекса давления поглощения) и способность промывочной жидкости создавать противодавление на пласты.

6.Температура горных пород и термостойкость промывочной жидкости.

7.Наличие в разрезе коррозионных и опасных для здоровья флюидов.

8.Способность промывочной жидкости загрязнять продуктивные пласты.

9.Способность промывочной жидкости обеспечивать высокие показатели работы долот.

10.Способ бурения.

11.Наличие источников водоснабжения, характер и степень минерализации воды, предназначенной для приготовления промывочной жидкости.

12.Географическое местоположение скважины. Экологические соображения, требования к утилизации сточных вод и шлама.

13.Доступность месторасположения скважины, объем транспортировки материалов, транспортные расходы.

14.Затраты на бурение интервала.

Таблица 7.1 Анализ факторов влияющих на выбор бурового раствора в интервале 0 - 353 м.

Фактор, влияющий на выбор бур. раствора	Характеристика фактора	Тип бур. раствора, применение которого невозможно	Тип бур. раствора, который можно применять при бурении интервала
1	2	3	4
Устойчивость пород	Неустойчивы	Газообразные циркуляционные агенты, вода	Глинистые растворы, безглинистые полимерные растворы, торфогуматы
Растворимость пород в воде	Нерастворимы	Насыщенные солями растворы, гидрогели	Растворы на пресной воде
Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсион-ные системы	Не способны	Буровой раствор образовавшийся самозамесом	Буровой раствор из спецматериалов
Причины неустойчивос-ти пород	Плохая сцементирован-ность пород	Ингибирующие буровые растворы	Глинистый раствор на пресной воде
Пластовое давление Давление поглощения	Ка = 1,01 Кп = 1,6	Шламовые суспензии, р-ры с конденсированной твердой фазой	Глинистый раствор
Температура горных пород	t15 0С	Нет требований	Любой тип бур. р-ров и хим. реагентов.
Наличие в разрезе коррозионно-опасных и токсичных газов	Отсутствуют	Нет требований	Промыв. жидкости, не содержащие нейтрализаторов сероводорода и углек-ты
1	2	3	4
Наличие в разрезе продуктивных пластов	Отсутствуют	Нет требований	Промывочные жидкости на пресной воде
Способность обеспечивать высокие показатели работы долота	Отсутствуют	Высоковязкие системы с большим содержанием твердой фазы	Промывочные жидкости из высококачественного бентонита
Наличие в разрезе пластов с пресной водой	Имеются пласты с водой пригодной для бытовых нужд	Минерализованные растворы, растворы на углеводородной основе	Промывочные жидкости на пресной воде
Способ бурения	Роторный	Нет требований	Промывочные жидкости на пресной воде
Характеристи-ка воды для приготовления бурового раствора	Пресная	Нет требований	Промывочные жидкости на пресной воде
Местоположе-ние скважины	Суша	Токсичные реагенты	Пресные растворы с экологически чистыми реагентами
Доступность точки бурения	Доступна	Растворы требующие большого количества материалов	Малоглинистые и безглинистые растворы и растворы из хорошего бентонита

Поскольку интервал 0-353 м сложен неустойчивыми обломочными породами, при бурении его необходимо тиксотропная промывочная жидкость, способная эффективному коркообразованию. Так как в интервале имеются пласты с пресной водой, а скважина бурится в экологически чувствительной местности, промывочная жидкость должна быть экологически безвредной. Это обстоятельство исключает возможность применения минерализованных систем и раствора на углеводородной основе.

Наличие пресной воды обуславливает применение пресного бурового раствора. Нормальные пластовые давления позволяют применить промывочную жидкость малой плотности. Труднодоступность точки бурения и дорогостоящее транспортирование грузов на буровую делают предпочтительным применение растворов, не требующих большого количества материалов.

Наиболее подходящими для данных условий могли бы быть:

- безглинистый полимерный раствор;

- малоглинистый полимерный раствор;

- торфогуматный раствор;

- глинистый раствор из высококачественного бентонита марок ПЕМА, ПББ, ПБМБ.

Однако, поскольку промышленность пока не выпускает специальных полимеров, необходимых для безглинистых и малоглинистых полимерных растворов, возможность применения таких растворов при бурении проектной скважины исключается.

Таким образом, в качестве основного варианта для бурения интервала 0-389 м предусматривается применение пресного глинистого раствора из бентонитового глинопорошка марки ПББ или ПБМБ.

При наличии залежи торфа вблизи буровой в качестве резервного варианта для бурения рассматриваемого интервала предусматривается применение торфогуматного раствора.

Обе выбранные системы отвечают всем основным требованиям, которые предъявляются к промывочной жидкости по условиям бурения рассматриваемого интервала.

Таблица 7.2 В интервалах 353 - 690м и 1158 - 1661м.

Фактор, влияющий на выбор бур. раствора	Характеристика фактора	Тип бур. раствора, применение которого невозможно	Тип бур. раствора, который можно применять при бурении интервала
1	2	3	4
Устойчивость пород	Устойчивые	Нет требований	Техническая вода
Растворимость пород в воде	Нерастворимы	Насыщенные солями растворы	Техническая вода
1	2	3	4
Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсионные системы	Неспособны	Буровые растворы образующиеся самозамесом	Буровой раствор из спецматериалов
Пластовое давление Давление поглощения	Ка=1,0 Кп=1,3	Растворы с плотностью больше 1200 кг/м3	Растворы небольшой плотности
Температура горных пород	T=22 0С	Нет требований	Любые растворы и хим. реагенты
Наличие в разрезе коррозионно-опасных и токсичных газов	Отсутствуют	Нет требований	Промывочные жидкости на пресной воде
Наличие в разрезе продуктивных пластов	Присутствуют	Требования минимального загрязнения пластов	Промывочные жидкости на пресной воде
Способность обеспечивать высокие показатели работы долота	Присутствуют	Высоковязкие с-мы с большим содер-ем твердой фазы	Безглинистые растворы
Наличие в разрезе пластов с пресной водой	Отсутствуют	Нет требований	Любой раствор
Способ бурения	Турбинный	Газообразные агенты и сильно утяжеленные растворы	Любые системы на основе капельных жидкостей

В этом интервале существенных требований к промывочной жидкости не предъявляется, поэтому можно использовать техническую воду, так как отсутствуют неустойчивые породы. Интервал представлен известняками, доломитами чередованием глин, алевролитов, песков и песчаников. Основным требованием к промывочной жидкости является обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах.

Таблица 7.3 В интервалах 690 - 1158м и 1661 - 1686м.

Фактор, влияющий на выбор бур. раствора	Характеристика фактора	Тип бур. раствора, применение которого невозможно	Тип бур. раствора, который можно применять при бурении интервала
1	2	3	4
Устойчивость пород	Неустойчивые	Газообразные циркуляцион-ные агенты, вода	Полимерные растворы
Растворимость пород в воде	Растворимы	Насыщенные солями растворы	Промывочные жидкости на пресной воде
Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсионные системы	Неспособны	Буровые растворы образующиеся самозамесом	Буровой раствор из спецматериалов
Причины неустойчивости пород	Плохая сцементированность пород	Ингиби-рующие буровые растворы	Слабоминерализован-ные промыв. жидкости
Пластовое давление	Ка=1,0	Шламовые суспензии	Полимерные растворы
Давление поглощения	Кп=1,34	Шламовые суспензии	Любые растворы и хим. реагенты
Температура горных пород	t20 0С	Нет требований	Любые растворы и хим. реагенты
Наличие в разрезе коррозионно-опасных и токсичных газов	Отсутствуют	Нет требований	Жидкости не содержание нейтрализаторов H2S
1	2	3	4
Наличие в разрезе продуктивных пластов	Присутствуют	Высоковязкие системы	Полимерные растворы со смазывающими добавками
Способность обеспечивать высокие показатели работы долота	Присутствуют	Высоковязкие системы	Полимерные растворы
Способ бурения	Турбинный	Нет требований	Полимерные растворы
Характеристика воды для приготовления бурового раствора	Пресная	Нет требований	Полимерные растворы на водной основе

Требования к промывочной жидкости:

* промывочная жидкость не должна загрязнять продуктивный пласт

* обеспечение высоких показателей работы долота

В этом интервале целесообразно использовать полимер карбонатный раствор, так как разрез сложен неустойчивыми породами склонными к осыпанию, а также здесь имеются продуктивные пласты. В этом интервале к раствору дополнительные требования - это не загрязнять продуктивные пласты. Техническую воду здесь нельзя использовать так как она не сможет создать достаточное противодавление на вскрытые пласты.

Таблица 7.4 В интервале 1686 - 1697м.

Фактор, влияющий на выбор бур. раствора	Характеристика фактора	Тип бур. раствора, применение которого невозможно	Тип бур. раствора, который можно применять при бурении интервала
1	2	3	4
Устойчивость пород	Неустойчивые	Газообразные циркуляцион-ные агенты, вода	Полимерные растворы
Растворимость пород в воде	Растворимы	Насыщенные солями растворы	Промывочные жидкости на пресной воде
Способность пород образовывать устойчивые водные дисперсионные системы	Неспособны	Буровые растворы образующиеся самозамесом	Буровой раствор из спецматериалов
Причины неустойчивости пород	Плохая сцементирован-ность пород	Ингибирующие буровые растворы	Слабоминерализованные промыв. жидкости
Пластовое давление	Ка=1,0	Шламовые суспензии	Полимерные растворы
Давление поглощения	Кп=1,34	Шламовые суспензии	Любые растворы и хим. реагенты
Температура горных пород	t20 0С	Нет требований	Любые растворы и хим. реагенты
Наличие в разрезе коррозионно-опасных и токсичных газов	Отсутствуют	Нет требований	Жидкости не содержание нейтрализаторов H2S
1	2	3	4
Наличие в разрезе продуктивных пластов	Присутствуют	Высоковязкие системы	Полимерные растворы со смазывающими добавками
Способность обеспечивать высокие показатели работы долота	Присутствуют	Высоковязкие системы	Полимерные растворы
Способ бурения	Роторный	Нет требований	Полимерные растворы
Характеристика воды для приготовления бурового раствора	Пресная	Нет требований	Полимерные растворы на водной основе

Требования к промывочной жидкости:

* промывочная жидкость не должна загрязнять продуктивный пласт

* обеспечение высоких показателей работы долота

В этом интервале целесообразно использовать полимерный раствор, так как разрез сложен неустойчивыми породами склонными к осыпанию, а также здесь имеются продуктивные пласты. В этом интервале к раствору дополнительные требования - это не загрязнять продуктивные пласты. Техническую воду здесь нельзя использовать так как она не сможет создать достаточное противодавление на вскрытые пласты.

7.2 Выбор состава промывочной жидкости

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.

Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко- и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее разнообразие состава характерно для глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным типом промывочной жидкости.

Разберем по интервалам:

1. Для разбуривания интервала 0 - 353 м используем глинистый раствор плотностью =1180кг/м³.

2. Для разбуривания интервалов 353 - 690м и 1158 - 1661м используем техническую воду =1000 - 1020 кг/м³ . В процессе разбуривания происходит самозамешивание.

3. Для разбуривания интервалов 690 - 1158м и 1661 - 1686м используем полимер-карбонатный раствор =1250 кг/м³.

4. Для разбуривания интервала 1686 - 1697м используем полимерный раствор =1020 кг/м³.

В качестве дисперсной среды используют воду, в качестве дисперсной фазы глина, барит, а также добавки графита, КМЦ и Na₂CO₃.

Для разжижения и снижения водоотдачи используют КМЦ, для поддержания уровня РH применяют кальцинированную соду Na₂CO₃.

Для качественного вскрытия продуктивных пластов необходимо использовать систему трехступенчатой очистки бурого раствора (вибросито, песко - и илоотделитель) и растворы с минимальным содержанием твердой фазы или без нее.

Для улучшения гидратации и облегчения диспергирования выбуренной глины раствор обрабатывают кальцинированной содой Na₂CO₃, необходимой для связывания катионов Ca⁺², попадающих в раствор с пластовыми водами. Реагент является мелкокристаллическим порошком и в зависимости от чистоты имеет цвет от белого до светло - серого. Выпускается в безводном виде или с содержанием кристаллической воды до 60%. Применяется для обработки в виде водных растворов15% - ной концентрации. В воде растворяется относительно медленно. Добавление избытка кальцинированной соды вызывает коагуляцию раствора, рост вязкости и предельного статического напряжения сдвига.

При бурении существует опасность возникновения затяжек и прихватов бурильной колонны, поэтому в состав бурового раствора обязательно должны входить смазочные добавки. Поэтому для улучшения смазочных свойств в буровой раствор следует вводить графит.

Помимо этого необходимо регулировать водоотдачу бурового раствора. Как структурообразователь понизитель фильтрации нужно использовать карбоксиметилцеллюлозу. КМЦ 800 представляет собой рассыпающееся белое или слегка кремовое волокнистое вещество, относительно медленно растворяющееся в воде с образованием вязкого коллоидного раствора. Назначение низковязкой КМЦ - снижение водоотдачи буровых растворов средней минерализации при температуре 130 - 140єС. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать водоотдачу буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием.

Также в качестве структурообразователя может выступать праестол - высокомолекулярное соединение (полимер), вводимый в малых количествах.

Для приготовления промывочных жидкостей на водной основе необходим материал, создающий дисперсную фазу. Для этих функций используют глину. Она широко распространена и недорогая. Но самым важным фактором является образование довольно устойчивых суспензий. Глина также способна образовывать малопроницаемую, прочную, тонкую корку. В буровом растворе применяют в качестве дисперсной фазы комовую глину Биклянского карьера.

В качестве утяжелителя используют барит. Сернокислый барит (BaSO₄) - светлый порошок, слегка окрашенный в серый, кремовый или розовый цвет. Обладает наименьшей образивностью среди утяжелителей. Плотность колеблется от 3,6 до 4,2 г/см³, в соответствии с чем утяжелители разделяют по сортам. Наиболее распространённым и перспективным утяжелителем является флотационный барит - отход при обогащении некоторых руд.

Как было сказано выше, для улучшения смазочных свойств вводят графит в количестве 1 - 2% по массе. Графит также снижает вязкость и статическое напряжение сдвига.

7.3 Выбор свойств промывочной жидкости

При выполнении дипломной работы должны быть выбраны основные свойства бурового раствора:

· плотность_____________________________ с, кг/м³

· пластическая вязкость __________________ з, МПа/с

· динамическое напряжение сдвига ________ ф₀, дПа

· водоотдача (фильтрация)_________________В, см³/30мин

· водородный показатель __________________рН

· статистическое напряжение сдвига_________и_1, и₁₀, дПа

· эффективная вязкость____________________ з_эф, МПа?с

· условная вязкость _______________________ УВ, с

7.3.1 Выбор плотности бурового раствора

Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях». Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время, правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа.

Интервал бурения, м	Рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением	Максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением
1	2	3
до 1200	10-15%	1,5 Мпа
1200-2500	5-10%	2,5 Мпа
более 2500	4-7%	3,5 Мпа

Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам:

(7.1) и (7.2)

В этих формулах:

Р_пл - пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;

Z_К - глубина залегания кровли этого пласта, м;

g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения;

с_в = 1000 кг/м³- плотность воды;

б = 1,04-1,15 - коэффициент запаса, характеризующий регламентированное «Едиными техническими правилами» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением;

ДС = (1,5-3,5) Мпа - максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Для бурения интервала 0-353 м используем глинистый раствор плотностью 1180 кг/м³. Поскольку интервал сложен неустойчивыми обломочными породами.

В интервалах 353 - 690м и 1158 - 1661м существенных требований к промывочной жидкости не предъявляется, поэтому можно использовать техническую воду, так как отсутствуют неустойчивые породы. Интервал представлен известняками, доломитами чередованием глин, алевролитов, песков и песчаников. Основным требованием к промывочной жидкости является обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах.

кг/м³

кг/м³

Для разбуривания интервалов 690 - 1158м и 1661 - 1686м используем полимер-карбонатный раствор.

кг/м³

кг/м³

Для разбуривания интервала 1686 - 1697м используем полимерный раствор.

кг/м³

кг/м³

Во избежание осложнений в скважине принимают плотность технической воды равную 1020 кг/м³, плотность полимер - карбонатного раствора 1250 кг/м³, плотность полимерного раствора 1020 кг/м³.

7.3.2 Выбор реологических свойств бурового раствора

Реологические свойства буровых растворов должны быть регламентированы поскольку эти свойства необходимы для составления гидравлической программы бурения скважины.

Реологические свойства промывочных жидкостей обычно характеризует значениями пластической вязкости з и динамического напряжения сдвига ф₀

Реологические свойства зависят, прежде всего, от типа бурового раствора. У растворов, принадлежащих к одному типу, эти свойства определяются составом растворов: содержанием твердой дисперсной фазы, концентрацией органических защитных коллоидов, присутствием электролитов и т.п.

Реологические свойства промывочных жидкостей зависят от концентрации твердой фазы. В свою очередь, содержание твердой фазы непосредственно связано с плотностью бурового раствора. По этой причине принято представлять показатели реологических свойств буровых растворов как функцию их плотности.

Эффективная вязкость

Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3 оснащенного пружиной при частотах вращения n₁=300 и n₂=600 об/мин, эффективную вязкость можно рассчитать по формуле:

(7.3) [з_эф]=мПа·с [ф₀]=дПа

Интервал 0 - 353м.

з_эф=8 + 96/6 = 24 мПа·с

Интервалы 353 - 690м и 1158 - 1661м.

з_эф=5+94/5 = 21 мПа·с

Интервалы 690 - 1158м и 1661 - 1686м.

з_эф=8 + 96/6 = 24 мПа·с

Интервал 1686 - 1697м.

з_эф=8 + 96/6 = 24 мПа·с

Условная вязкость

По величине з_эф рассчитывают условную вязкость УВ

УВ=14,7+0,87· з_эф +0,01· з_эф ²(7.4)

При с>1100 кг/м³ вводится поправка

УВ=УВ·1,1/с_о

Интервал 0-353м.

УВ=(14,7+0,87·24+0,01·24²) ·1,1/1,18 = 23 с.

Интервалы 353 -690м и 1158 - 1661м.

УВ=14,7+0,87·21+0,01·21² = 15 с.

Интервалы 690 -1158м и 1661 - 1686м.

УВ=(14,7+0,87·24+0,01·24²) ·1,1/1,25 = 40 с.

Интервал 1686 -1697м.

УВ=14,7+0,87·21+0,01·21² = 25 с.

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение-этого показателя составляет 15 дПа.

Согласно рекомендациям ВНИИКР нефти, значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

к_т=и₁₀/и₁?3(7.5)

и₁=1,7ч5,8

и₁₀=2,5ч13,5

к_т=

Это соотношение можно использовать для выбора предельно допустимого значения десятиминутного напряжения сдвига.

Реологические и структурные свойства раствора сведены в таблицу:

Таблица 7.6 Структурные свойства растворов

Интервал Параметр	0 - 353 м	353 - 690м и 1158 - 1661м	690 -1158м и 1661 - 1686м	1686 - 1697м
1	2	3	4	5
Плотность, кг/м3	1180	1020	1250	1020
Пластическая вязкость, мПа·с, з	8-10	5-10	8-10	17 - 60
Динамическое напряжение сдвига, фо д Па	95-100	90-95	95-100	5-40
Одноминутное статическое напряжение сдвига и1, дПа	30-35	25-30	30-35	2-4
Десятиминутное статическое напряжение сдвига, и10, дПа	60-70	50-60	60-70	6-8
Эффективная вязкость зэф. мПа·с	23-25	20-22	23-25	23-25
Условная вязкость УВ, с	23	15	40	25

7.3.3 Выбор величины показателя фильтрации

Коркообразующие и фильтрационные свойства растворов оцениваются величиной водоотдачи. Фильтрационная корка образующаяся на стенках скважины играет важную роль в процессе бурения. Корка укрепляет стенки скважины и должна быть малопроницаемой, прочной и тонкой.

Для интервала 0-353 м величина фильтрации не должна превышать 10-15 см³/30 мин.

Для интервалов 353-690м и 1158-1661м величина фильтрации не должна превышать 8-10 см³/30 мин.

Для интервалов 690-1158м и 1661-1686м величина фильтрации не должна превышать 4-8 см³/30 мин .

Для интервала 1686 - 1697м величина фильтрации не должна превышать 5-6 см³/30 мин .

7.3.4 Выбор величины водородного показателя

Наиболее эффективное действие большинства химических реагентов на глинистый раствор соответствует определенному диапазону рН. На всех интервалах следует поддерживать рН=8-9.

7.3.5 Содержание песка

Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационнму отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.

7.3.6 Проверка реологических свойств

Режим течения

Увеличение дифференциального давления на забой скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико- экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются снизить гидравлические потери при течении бурового раствора в затрубном пространстве.

Снижение гидравлических потерь достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока и поддержания ламинарного режима течения в затрубном пространстве.

При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения является снижение эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.

Если задана скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарный режим течения в затрубном пространстве.

Критическое значение критерия Рейнольдса при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве:

Re_кр=7,3·Не^0,58+2100(7.6)

где:

Не - Критерий Хедстрема Не= ф₀·(D_c-D)²·с/з²(7.7)

ф₀ - динамическое напряжение сдвига (Па)

з - пластическая вязкость (Па·с)

D_c - диаметр скважины (м)

D - наружный диаметр бурильной колонны (м)

Выбранная скорость восходящего потока не должна превышать критическое значение скорости течения, т.е. должно соблюдаться условие:

w?w_кр

данную проверку следует провести для интервалов сложенных неустойчивыми породами: 0-353 м, 1686-1697 м.

0-353 м.

Не=10·(0,3937-0,127)²·1180/0,024²= 1530012,1

Re_кр=7,3·(1530012,1)^0,58+2100=30312,8

W_kp=(30312,8·0,024)/(0,3937-0,127) ·1180)=2,2 м/с

W=4·Q/ (р·(D_c²-D²))= 4·0,024/ (3,14·(0,3973²-0,127²))=0,128/0,45=0,28 м/с

За ТБПВ-127 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

He=10·(0,3937-0,178)²·1180/0,024²= 1000804,2

Re=7,3·(1000804,2)^0,58+2100=24155,9

W_kp=(24155,9·0,024)/((0,3937-0,178) ·1180))=2,1 м/с

W=4·0,024/(3,14·(0,3937²-0,178²))=0,128/0,396=0,32 м/с

За УБТ-178 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

1686-1697 м.

Не=10·(0,2159-0.127)²·1020/0,021²= 184229,0

Re_кр=7,3·(184229,0)^0,58+2100=220311,3

W_kp=(220311,3·0,021)/(0,2159-0,127) ·1020)=5,6 м/с

W=4·Q/ (р·(D_c²-D²))= 4·0,021/ (3,14·(0,2159²-0,127²))=0,064/0,0957=0,88 м/с

За ТБПВ-127 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

Не=10·(0,2159-0,178)²·1020/0,021²= 33483,7

Re_кр=7,3·(33483,7)^0,58+2100=5174,2

W_kp=(5174,2·0,021)/(0,2159-0,178) ·1020)=2,8 м/с

W=4·Q/ (р·(D_c²-D²))= 4·0,021/ (3,14·(0,2159²-0,178²))=0,064/0,045=1,7 м/с

За УБТ-178 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный.

7.3.7 Опасность возникновения поглощений

Чтобы убедиться в отсутствии опасности поглощений необходимо определить критическую плотность бурового раствора.

с_о.кр=к_п-УДР_к/(с_в·g·z_п)(7.8)

Поглощения возможны в интервале 75-353 м. Для этого интервала и будем вести расчет.

Для упрощения расчета будем считать, что бурильная колонна состоит из УБТ-178 длиной 50 м, ТБПК-127 длиной 1000 м.

Потери давления за УБТ-203 в необсаженном стволе скважины.

w=4·Q/(р· (D_c²-D²))=4·0,024/(3,14· (0,2953²-0,178²))=0,32м/c.

He=ф_o· (D_c-D)²·с/з²=10· (0,2953-0,178)²·1180/0,024²=1000804,2

Re_кp=7,3· (1000804,2)^0,58+2100=24155,9

Re=w· (D_c-D) · с/з =0,32· (0,2953-0,178) ·1180/0,024=1937,8

Режим течения ламинарный

По табл. в_кп=0,57;

Потери давления за ТБПК-127 в необсаженном стволе скважины

w=4·Q/(р(D_c²-D²))=4·0,024/(3,14· (0,2953²-0,127²)=0,43м/c.

He=ф_o· (D_c-D)²·с/з²=10· (0,2953-0,127)²·1180/0,024²=609280,2

Re_кp=7,3·He^0,58+2100=18639,3

Re=w· (D_с-D) ·с/з=0,28· (0,2953-0,127) ·1180/0,024=2432,8

Режим течения ламинарный

По табл. в_кп=0,64

с_o.кp=к_п-УДP_к/(с_в·g·z_п)=l,22-(0,029+0,37) ·10⁶/(1000·9,81·1697)=l,18

8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот (и колонковых снарядов)

Рассмотрим задачу для нижнего (второго) интервала пород одинаковой буримости 948 - 1686 м, пробуренного пятью долотами одинакового диаметра при нагрузке на долото Р_g =100 кН и частоте его вращения 65 об/мин. В скважине были отработаны долота 215,9 ТЗ-ГАУ и 215,9 СЗ-ГАУ.

Определим среднее арифметическое значение проходки на долото Н_g, стойкости долота - t_б и механической скорости проходки э_н, по формулам

; (8.1)

где i=1,2,3….n

H_g = (8.2) - средняя проходка на долото;

t_{g= ;} (8.3)- осредненная стойкость отработанных долот.

215,9 ТЗ-ГАУ:

t_б =

215,9 СЗ-ГАУ:

t_б =

Найдем адаптационные коэффициенты по формулам.

К= (8.4)

A = ; (8.5)

215,9 ТЗ-ГАУ:

К=

215,9 СЗ-ГАУ:

К=

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения оценки нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот.

При этой нагрузке частота вращения долота не должна превышать значения, найденного по формуле

n_g? (8.6)

где Р_gmin, Р_gmax - минимальная и максимальная нагрузка на долото

n_min, n_max - минимальная и максимальная частота вращения долота

n_g ?;

Примем следующее значение постоянных по формуле (8.7)

С= (8.7)

Где В = D= М=

Где С - эксплуатационные затраты на 1 м проходки, руб/м;

С_в - стоимость одного часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени и работы, руб/час;

С_д - стоимость долота данного типоразмера, руб;

t_б - стойкость долота данного типоразмера или времени механического бурения долота в рейсе, час;

t _оп, t _в - соответственно время выполнения спуско-подъемных операций, подготовительно-заключительных и вспомогательных работ в рейсе с учетом цели и способа бурения.

По приложению С_в =7125 руб/час; С_д1 = 61016 руб; С_д2 = 58730 руб.

t_оп = 3,61ч; t_в = 0,45 ч.

215,9 ТЗ-ГАУ:

В =

D =

М =

С =

215,9 СЗ-ГАУ:

В =

D =

М =

С =

Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом 215,9 СЗ-ГАУ больше, чем долотом 215,9 ТЗ-ГАУ, то последнее рекомендуется использовать при бурении в интервале 948-1686 м.

Результаты вычислений заносим в табл. 8.1.

Таблица 8.1.

Интервал одинаковой буримости,м	Тип долот	Оптимальный режим	Прогнозируемые показатели
		Рд,кН	nд, об/мин	Hд, м	tб, ч	м, м/ч	С, руб/м
948-1686	215,9СЗ-ГАУ 215,9ТЗ - ГАУ	200 200	49 49	65 65	58,8 73,2	1,1 0,9	6505 6356

9. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов

При бурении наклонно-направленных скважин бурильная колонна обычно включает в себя утяжеленные толстостенные бурильные трубы (УБТ) и бурильные трубы (БТ).

В общем случае УБТ являются компоновкой нижней части бурильной колонны (КНБК), в которую кроме долота и двигателя, входят центрирующие элементы (калибраторы, центраторы и т.п.), необходимые для проводки скважины согласно заданному профилю.

Расчет КНБК заключается в определении диаметров и длины УБТ, обеспечивающие заданную нагрузку на долото при наибольшей устойчивости и прочности компоновки при различных способах бурения.

9.1 Расчет компоновки УБТ

Роторный способ бурения.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом по формуле:

(9.1)

Окончательно выбираем

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб

Число ступеней в КНБК определяется из выражения:

(9.2)

Следовательно, наружный диаметр одноступенчатой УБТ выбран правильно. Группа прочности стали «Л».

Определяем длину одноступенчатой УБТ, для создания необходимой осевой нагрузки Р_д=100 кН, по формуле:

(9.3)

где Р_д - осевая нагрузка на долото, кН;

G_зд - масса забойного двигателя, кг;

с, с_м - плотность жидкости и материала труб УБТ, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

q_УБТ - масса погонного метра ступени УБТ, кг;

л₁ - эмпирический коэффициент (л₁=0,5).

Окончательно принимаем l_УБТ = 100м, т.е. 4 свечи по 25м.

Определяем общий вес УБТ в жидкости по формуле:

(9.4)

Общая длина всей КНБК составляет l_КНБК = 100м.

Турбинный способ бурения.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом :

Окончательно выбираем

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб

Число ступеней в КНБК определяется из выражения :

Следовательно, наружный диаметр одноступенчатой УБТ выбран правильно. Группа прочности стали «К».

Определяем длину одноступенчатой УБТ, для создания необходимой осевой нагрузки Р_д=160 кН, по формуле:

где Р_д - осевая нагрузка на долото, кН;

G_зд - масса забойного двигателя, кг;

с, с_м - плотность жидкости и материала труб УБТ, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

q_УБТ - масса погонного метра ступени УБТ, кг;

л₁ - эмпирический коэффициент (л₁=1).

Окончательно принимаем l_УБТ=100м, т.е. 4 свечи по 25м.

Определяем общий вес УБТ в жидкости по формуле :

Общая длина всей КНБК по формуле:

где - соответственно длины УБТ, забойного двигателя и долота.

Бурение с винтовым забойным двигателем.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом по формуле :

Окончательно выбираем

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб

Число ступеней в КНБК определяется из выражения:

Следовательно, наружный диаметр одноступенчатой УБТ выбран правильно. Группа прочности стали «К».

Определяем длину одноступенчатой УБТ, для создания необходимой осевой нагрузки Р_д=170 кН, по формуле :

Окончательно принимаем l_УБТ=150м, т.е. 6 свечей по 25м.

Определяем общий вес УБТ в жидкости по формуле :

Общая длина всей КНБК по формуле:

где - соответственно длины УБТ, забойного двигателя и долота.

9.2 Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность

Роторный способ бурения.

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб из труб типа ТБПВ - 127х9,19К.

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

(9.5)

где l_нк - длина наддолотного комплекта, м;

q_нк - масса 1 метра трубы, кг/м, q_нк=12,2 кг/м

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта по формуле:

(9.6)

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК найдем по формуле:

(9.7)

где К=1,1 - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора;

F_к(нк) - площадь поперечного сечения канала труб наддолотного комплекта,м²;

F_тр(нк) - площадь поперечного сечения тела труб наддолотного комплекта, м²;

ДР_зд - перепад давления в турбобуре, Па;

ДР_д - потери давления в долоте, Па.

Для использовании нами долот типа СЗ примем коэффициент б=0,15:

Момент на долоте:

(9.8)

Тогда мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле:

(9.9)

где

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ?=375 м, вычислим по формуле:

(9.10)

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле:

(9.11)

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле:

(9.12)

где W - полярный момент сопротивления поперечного сечения тела трубы, м³, W=25,8 10^-6.

Коэффициент запаса прочности определим, считая, что используются трубы второго класса (н=0,8):

(9.13)

где у_т - предел текучести материала труб, МПа, у_т=490МПа;

н - коэффициент износа труб, для второго класса н=0,8.

что выше допустимого значения К_д=1,45.

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенных над УБТ (z=0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127, d_з=0,170 м. Вычислим по формуле:

(9.14)

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле:

(9.15)

где Е - модуль упругости материала труб (для стали Е=2,1·10¹¹ Па);

щ -осевой момент сопротивления опасного сечения трубы;

f - стрела прогиба, м;

I - осевой момент инерции трубы, м⁴ (I=94,4·10^-8).

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле:

(9.16)

Постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле:

(9.17)

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (у₁=59 МПа) вычислим по формуле:

(9.18)

что превышает допустимый коэффициент n_в=1,5.

Крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «М» УБТС2146 - 18 кН·м.

Для соединения труб ТБПВ - 127 выбираем бурильные замки типа

ЗП - 127 с внутренним диаметром 0,101 м..

Результаты расчетов сводим в табл. 9.1.

Таблица 9.1. Сведения о типоразмерах УБТ, бурильных труб и интервалов расположения ступеней (секций)

Показатели	Номер секции
	УБТ	УБТ	НК
1	2	3	4
Тип трубы	УБТС2146	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	146	127	127
Внутренний Диаметр труб, мм	68	109	109
Группа прочности материала труб	Л	К	М
Интервал расположения секций, м	1597-1697	1347-1597	0-1347
Длина секций, м	100	250	1347
Нарастающий вес колонны, кН	116	180	523

Формулы для расчета комплектования труб 1-ой секции:

Допустимая растягивающая нагрузка находится по формуле:

(9.19)

где Q_р(1) - предельная растягивающая нагрузка, кН.

Допустимая длина 1- ой секции бурильных труб вычисляется по формуле:

(9.20)

Уточняем длину первой секции бурильных труб :

l₁ = 1697 - 100 -250 = 1347м

Рассчитаем вес первой секции труб в жидкости:

Прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате проверяется по формуле :

(9.21)

что выше допустимого значения 1,15.

Турбинный способ бурения.

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб из труб типа ТБПВ - 127х9,19К (предел текучести у_т=490 МПа, предел прочности у_в=637).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле :

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта по формуле :

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле:

(9.22)

где ДР_Тб, Q_m, с_m - справочные значения перепада давления в турбобуре, подачи и плотности жидкости.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК найдем по формуле:

Допустимая растягивающая нагрузка определяется по формуле :

где Q_р(1) - предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, кН, (Q_р(1)=1840 кН).

К_з - допустимый коэффициент запаса прочности для бурильных труб (К_з=1,40)

Допустимую длину 1- ой секции бурильных труб вычислим по формуле :

Уточним длину 1-ой секции:

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле :

Проверим прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С=0,9:

что выше допустимого значения 1,1.

Крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «К» УБТ - 146 - 18 кНм

Для соединения труб ТБПВ - 127х9,19 выбираем бурильные замки типа ЗП - 127 с внутренним диаметром 0,101 м.

Результаты рассчетов сведены в таблице 9.2.

Таблица 9.2. Сведения о типоразмерах УБТ, бурильных труб и интервалов расположения ступеней (секций)

Показатели	Номер секции
1	2	3	4
	УБТ	НК	1
Тип трубы	УБТ - 146	ТБПВ - 127	ТБПВ - 127
Наружный диаметр труб, мм	146	127	127
1	2	3	4
Внутренний Диаметр труб, мм	68	109	109
Группа прочности материала труб	К	К	К
Интервал расположения секций, м	590 - 690	340 - 590	0 - 340
Длина секций, м	100	150	340
Нарастающий вес колонны, кН	157	221	380

Бурение с винтовым забойным двигателем.

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб из труб типа ТБПВ - 127х9,19К.

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле:

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта по формуле :

Перепад давления в ВЗД найдем по формуле:

где ДР_Тб, Q_m, с_m - справочные значения перепада давления в ВЗД, подачи и плотности жидкости.

Растягивающее напряжение в верхнем сечении НК найдем по формуле:

Допустимая растягивающая нагрузка определяем по формуле :

где Q_р(1) - предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, кН, (Q_р(1)=1240 кН).

К_з - допустимый коэффициент запаса прочности для бурильных труб (К_з=1,40)

Допустимую длину 1- ой секции бурильных труб вычислим по формуле :

Уточним длину 1-ой секции:

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле :

Проверим прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С=0,9:

что выше допустимого значения 1,1.

Крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «К» УБТ - 146 - 18 кНм

Для соединения труб ТБПВ - 127 выбираем бурильные замки типа ЗП - 127 с внутренним диаметром 0,101 м.

Результаты сведены в таблице 9.3.

Таблица 9.3. Сведения о типоразмерах УБТ, бурильных труб и интервалов расположения ступеней (секций)

Показатели	Номер секции
1	2	3	4
	УБТ	НК	1
Тип трубы	УБТ - 146	ТБПВ - 127	ТБПВ - 127
Наружный диаметр труб, мм	146	127	127
Внутренний Диаметр труб, мм	68	109	109
Группа прочности материала труб	К	К	К
Интервал расположения секций, м	1511 - 1661	1261 - 1511	0 - 1261
Длина секций, м	150	250	575
Нарастающий вес колонны, кН	182	246	565

10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости

10.1 Обоснование типа и потребного количества бурового раствора

1. Бурение под направление и под кондуктор.

При бурении под направление и под кондуктор (0-353м) с целью предотвращения размыва верхних неустойчивых пород рекомендуется применить глинистый раствор плотностью 1180 кг/м³. Необходимый объем раствора составит:

V₁ = 0,785( Д₁² * L₁ + Д₂²(L ₂ - L₁) * 1,5) + 45, (10.1)

где Д₁ - внутренний диаметр направления, м;

Д₂ - диаметр долота при бурении под кондуктор, м;

L₁ - глубина спуска направления, м;

L ₂- глубина спуска кондуктора, м;

1,5 - коэффициент кавернозности;

45 - объем бурового раствора для заполнения приемной емкости, м³.

V₁ = 0,785 * [0,305² * 125 + 0,2953² (353 - 130) * 1,5] + 45=73 м³

В случае отсутствия осложнений допускается при бурении под кондуктор промывка естественной водной суспензией (ЕВС).

2. Бурение под эксплуатационную колонну.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале (353-1158м и 1661-1686м) разрез представлен устойчивыми породами. Проходка данного интервала осуществляется с промывкой ЕВС.

С целью защиты возвратных горизонтов, а так же обеспечения устойчивости стенок скважины при прохождении интервалов представленных осыпающимися породами, необходимо перейти на полимерный раствор плотностью 1020 кг/м³.

Необходимый объём раствора рассчитывается с учётом запаса на поверхности согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03:

V₂ = 0,785( Д_к.вн² · L_K + Д_{дол.э.к.}² (L_э.к. - L_к) * 1,3) * 3,(10.2)

где Д_к.вн. - внутренний диаметр кондуктора, м;

Д_{дол.э.к.} - диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну, м;

L_к - глубина спуска кондуктора, м;

L_э.к. - глубина спуска эксплуатационной колонны, м;

1,3 - коэффициент кавернозности;

3 - коэф. запаса объема бурового раствора на поверхности.

V₂ = 0,785[0,2287² * 353+ 0,2159²(1697 - 353) * 1,3 ] * 3 = 196м³

Приготовление бурового раствора осуществляется на участке централизованного приготовления буровых растворов УБР (глинозавода) согласно РД 153-39.0-354-04.

Объём раствора на вскрытие потенциальных зон поглощения уточняется по фактическим данным бурения скважины, зависит от интенсивности ухода жидкости. Необходимый минимальный объём раствора для обеспечения циркуляции, без учёта расхода на намыв глинистого раствора для ликвидации поглощений:

V₃ = 0,785[0,2287² * 353+ 0,2159²(1460 - 353) * 1,3 ] +45 = 195м³

10.2 Выбор состава бурового раствора

Состав бурового раствора принимаем в соответствии с рекомендациями.

Интервал 0-353 м. Для бурения интервала был выбран пресный полимерно-глинистый раствор. В соответствии с величинами пластового давления и давления поглощения раствор должен иметь плотность 1180 кг/м³ . Дисперсионной средой глинистого раствора будет являться пресная вода. Активной твердой фазой глинистого раствора будет глинопорошок марки ПББ и частично разбуриваемая глина. Также будем использовать следующие реагенты :

* для понижения водоотдачи будем использовать реагент-полимер КМЦ-600,

* для регулирования щелочности NaOH,

Состав раствора:

Значительная часть глинистого раствора, необходимого для бурения интервала, получается за счет диспергирования выбуренной породы со смешанным составом поглощенных катионов. Для улучшения гидратации и облегчения диспергирования выбуриваемой глины раствор следует обрабатывать кальцинированной содой. Этот реагент необходим и для связывания катионов Са²⁺, попадающих в буровой раствор с пластовыми водами.

Таблица 10.1 Компонентный состав бурового ратвора

№ п/п	Компонентный состав бурового раствора	Расход химических реагентов и материалов, кг/м3

Подобные документы

• Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

  Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015
  

• Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

  Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
  
  курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014
  

• Программа расчетов потерь давления на различных участках скважины

  Разработка программы бурения скважины; выбор плотности и предварительной подачи насосов. Расчет гидравлических параметров промывки для начала и конца бурения, потери давления. Гидродинамические расчеты спуска колонны труб в скважину; допустимая скорость.
  
  курсовая работа [979,5 K], добавлен 03.11.2012
  

• Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин

  Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
  
  презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014
  

• Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

  Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015
  

• Проект бурения нефтяной скважины

  Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.
  
  курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011
  

• Составление регламента на углубление с горизонтальным окончанием нефтяной добывающей скважины глубиной 2150 м на Самотлорском месторождении

  Анализ техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины. Выбор типа долота и его промывочного узла. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.01.2023
  

• Поисково-оценочные работы на железорудном месторождении

  Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.
  
  курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011
  

• Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

  Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013
  

• Разработка проекта строительства дополнительного ствола из эксплуатируемой скважины №37,глубиной Н = 1985м, на Пылинском месторождении

  История освоения Пылинского месторождения, гидрогеологическая характеристика реставрируемой скважины №37, нефтеносность. Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя; технология строительства, подготовка к спуску эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [295,0 K], добавлен 24.01.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам