Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
Q= VКП MINSMAX м3/сек, (2.39)
Где VКП MIN - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве;
принимаем VКП MIN =0,5 м/сек;
SMAX - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):
Q=0,50,785 (0,29532 - 0,1272) 103=0,027 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):
Q=0,50,785 (0,21592 - 0,1272) 103=0,012 м3/сек.
Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле:
Q=mnQн м3/сек, (2.40)
где m - коэффициент наполнения (m=0,8);
n - число насосов;
Qн - производительность насоса с коэффициент наполнения m=1,0.
В расчете принимаеются4 показатели бурового насоса УНБТ - 950 с диаметром втулок равным 160 мм Qн=0,037 м3/сек.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.40):
Q=0,820,037=0,059 м3/сек
При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:
Q=0,810,037=0,029 м3/сек
Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл. 2.7.
Таблица 2.7 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения
Интервал, метрРасход промывочной жидкости, м3/сек0 - 650
650 - 3105 0,059
0,029
2.4 Разработка рецептур бурового раствора
В данном разделе обосновывается рецептура приготовления бурового раствора с параметрами, рассчитанными в разделе 2.3.4
Приготовление бурового раствора производится из бентонитового глинопорошка марки ПБМА и технической воды. Расчет количества применяемых компонентов ведется по методике, представленной в [6].
Исходные данные:
mГ, mВ - масса глины и воды, кг;
Vг,Vв - объем глины и воды, м3;
qГ, q БР, qВ - удельный вес глины, бурового раствора и воды, Н/м3;
n - влажность глины в долях единицы.
Расчет количественных показателей для приготовления 1 м3 глинистого раствора с заданным удельным весом ведется по формулам:
mГ = qГ (q БР - qВ) / (qГ - qВ (1-n+ nqГ)) кг; (2.41)
Vг= mГ (1-n+ nqГ) / qГ м3; (2.42)
Vв=1 - Vг м3; (2.43)
mВ= Vв qВ кг. (2.44)
Качественные показатели бентонитового глинопорошка марки ПБМА, применяемого для приготовления бурового раствора: qГ =2,25104, n = 0,08.
По представленным формулам рассчитывается:
mГ = 2,25104 (1,18104 - 1,0104) / (2,25104 - 1,0104 (1-0,08+ 0,082,25104)) =358 кг;
Vг=358 (1-0,08+ 0,082,25104) / 2,25104 =0,175м3;
Vв=1 - 0,175=0,825 м3;
mВ= 0,825 1,0104 =825кг.
Для бурения кондуктора необходимо приготовление 80 м3 бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:
mГ =358 80=30800 кг;
Vг=0,175 80=14 м3;
Vв=0,825 80=66 м3;
mВ=825 80=66000 кг.
Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами: сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5% - и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м3 воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1%, то есть 1 кг сухого реагента на 1 м3 бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% - го (10 кг на 1 м3 воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м3 бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.
При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м3 бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 - 40 секунд и фильтрацию 8 см3 за 30 мин, при бурении интервала 670 - 1300 м в количестве 0,7 кг/м3 бурового раствора, при бурении интервала 1300 - 1830 м 1,4 кг/м3 раствора для снижения фильтрации до 5 см3/30 мин.
Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.
Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК - 2000. Обработка бурового раствора производится 10% - й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м3 бурового раствора.
В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.
Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД - 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД - 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД - 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.
В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м3 воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора. Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м3 из 1 тонны, плотностью 2,2 - 2,3 г/см3, влажностью 6-10%. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расче?/p>