Дипломная работа: Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"
Результаты расчетов представлены в таблице2.2
Таблица 2.2
Конструкция скважины
| Наименование колонны | Глубина спуска, м | dд. , мм | dтруб , мм |
| Кондуктор | 0-550 | 295,3 | 245 |
| Эксплуатационная колонна | 550-1300 | 215,9 | 168 |
2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам
Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3
При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.
Таблица 2.3
Поинтервальная химическая обработка буровых растворов
| Интервал бурения, м | Наименование химреагентов и материалов | Цель применения реагентов в растворе | Норма расхода, кг/м3 | Потребность компонентов, т |
| 1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
| 0-550 | Бентонитовый глинопорошок | Приготовление глинистой суспензии | 50 | 27,5 |
| Кальцинированная сода | Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора | 0,4 | 0,22 | |
|
КМЦ-700 (Tylose) | Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора | 1 | 0,55 | |
| ТПНФ | Понизитель вязкости | 0,1 | 0,055 | |
| ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП) | Снижение липкости глинистой корки | 1,8 | 0,99 | |
| Графит ГС-1 | Профилактика прихватов обсадных колонн | 1,8 | 0,94 | |
| Smectex (DKS-extender) | Снижение интенсивности кавернооброзования | 0,2 | 0,11 | |
| 550-1300 | Кальцинированная сода | Нейтрализация ионов Са | 0,25 | 0,19 |
| Унифлок | Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора | 0,3 | 0,23 | |
|
КМЦ-700 (Tylose) | Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора | 0,4 | 0,30 |
2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора
Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.
[кг/м3 ],
где h – глубина залегания кровли пласта, м
к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.
к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м
к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м
Бурение по кондуктор:
кг/м3 .
Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:
с = 1120 кг/м3 .
Вскрытие продуктивного пласта:
кг/м3 .
Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:
с = 1100 кг/м3 .
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 = 20…25 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.