Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ" (стр. 3 из 16)

Таблица 2.1

График совмещенных давлений

По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.

Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ∆=5ч10 мм,

где D_м = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: D_к =D_д+2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

D_к =0,2159+2*6*10³ =0,2279 м.

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

D_д.к =0,270+2*8*10^-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

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.

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		Содержание Тв. Ф., %	Содержание песка, %
от	до					1 мин	30 мин
0	50	120	30…35	6	1	0	5	22	1…2
550	1300	100	20…25	5…6	1	5	10	до 15	0,5

2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:

V=V_П+V_Р+а*V_C,

где V_П – объем приемных емкостей буровых установки V_П =50м³,

V_Р – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,

а – коэффициент запаса раствора,

V_C – объем скважины.

V_Р = n * l,

где n = 0,15м³/м – норма расхода бурового раствра,

l – длинна интервала.

V_C = 0,785*(D_C*k_к)²*l,

где – D_C – диаметр ствола скважины,

k_к – коэффициент кавернозности k_к = 1,3.

Интервал 0–550:

V_Р.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м³;

V_C.К. = 0,785*(0,2953*1,3)²*550 = 63,3 м³;

V_К = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м³.

При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:

V_Р.ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м³;

V_C.ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)²*750 = 86,8 м³;

V_ЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м³.

Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м³ глинистого раствора определяем по формуле:

где r_гл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м³;

r_в – плотность воды, равная 1000 кг/м³;

m – влажность глинопоршка, равная 0,05.

Количество воды для приготовления 1м³ глинистого раствора:

где r_р – плотность раствора.

Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала: