Дипломная работа: Технология строительства скважины

- 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

Интервал бурения, м		Плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрация по ВМ-6, см3 /30 мин	Толщина корки, мм	СНС, Па		pH	Содержание песка, %
от	до					1 мин	30 мин
0	650	1180	30…35	6…8	1,5	20	30	7-8	1…2
650	2500	1100	25…30	5…6	1	15	25	7-8	1…2
2500	2650	1100	25…30	4…5	0,5	15	25	7	1
2650	2750	1080	25…30	4…5	0,5	15	25	7	0,5

2.3.2 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_Д ² (L₂ - L_к) ^. К_к1 + d_Д ² ( 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 выс