Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском (стр. 6 из 7)

Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:

1. направление и кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;

2. эксплуатационная колонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.

В соответствии с требованиями \3\ плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.

Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:

(58)

где: ρ_БР- плотность бурового раствора, кг\м³;

К₃ – коэфициент запаса \12, таблица 5.1\;

ρ_пл – пластовое давление, Мпа;

L_к – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления,м.

(59)

где: Р_ДИФ- допустимое дифференциальное давление в скважине, Мпа \11, таблица 5.1\

Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) \11\.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле:

(60)

Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:

(61)

Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.

Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная

Результаты использования методики \11\ и расчетов представлены в таблице 26.

Таблица 26 - Рассчитанные параметры бурового раствора по интервалам условно одинаковой буримости

Интервал, м	ρ,кг\м3	Т.с	YP,Па	PY,Пас	В1, см3\зам	СНС V1\V10	рН	К, мм	П.%	минерализация, г\л
0-50	1120-1170	55-85	2,50	0,01	8-10	10-15\70-100	8-9	1-1,4	1,5-2	0,1
0-715	1120-1170	55-80	2,52	0,01	8-10	10-15\70-100	8-9	1-1,5	1,5-2	0,2
715-1830	1130-1180	25-50	2,61	0,01	10	0-3\0-0	7	0,5	1	2-3
1830-2560	1150-1200	28-30	2,78	0,01	6-4	0-10\0-15	7	0,5	1	0,5-1

2.9 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам

Для поддержания структурных и реологических параметров в интервале условно одинаковой буримости необходимо производить химическую обработку промывочной жидкости. Типы химических реагентов и их действие на буровой раствор приведены в таблице 27.

Таблица 27 - Рецептура обработки бурового раствора

Интервал, м		Наименование химреагентов и материалов	Цель применения реагента	Норма расхода, кг\м3
от (верх)	до (низ)
0	50	глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600Гипан	Приготовление глинистой суспензии для забуривания и спуска направленияРегулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойствСнижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости	9,0000,1700,400
0	715	глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600Гипан	Приготовление глинистой суспензии для забуривания кондуктораРегулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойствСнижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости	11,0000,1700,400
716	2560	СайпанСайпанДк-дриллГлинопорошок бентонитовый модифицированный марки А (ПБМА)	Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважиныРегулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважиныОбеспечение флокуляцию выбуренной породы, повышение вязкости раствора.Приготовление глинистой суспензии	0,0830,2500,0508,700

Расчет потребного количества компонентов бурового раствора.

Количество промывочной жидкости, необходимой для бурения скважины под кондуктор \11\

(2.62)

где: V_БР- необходимый объем бурового раствора, м³4

V_ПР – объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей, м³;

V_БУР – объем бурового раствора, затрагиваемый непосредственно на углубление скважины, м³;

V_БУР = nl(2.63)

где: n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³\н, учитывающая объем раствора, необходимый для заполнения скважины в процессе углубления и естественные потери раствора при бурении в зависимости от диаметра долота и комерческой скорости \11\;

l – длина интервала бурения, м.

Потребность глинопорошка для бурения под кондуктор

(2.64)

где: n_гл – норма расхода глинопорошка. кг\м³Ю принимаются для данного интервала из регламента.

Расход химреагентов для обработки раствора при бурении под кондуктор.

(2.65)

где n_хр – норма расхода химреагента, кг\м³ принимается для данного интервала из регламента.

Объем бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны:

(2.66)

где: V_к –объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной колонны , м³;

(2.67)

где: d_ВНК – внутренний диаметр обсадной колонны. м;

l_к – глубина спуска колонны.м.

Результаты расчетов представлены в таблице 28.

Таблица 28 - Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления

Интервал, м		Название (тип) бурового раствора и его компонентов			Нормы расхода бурового раствора м3/м в интервале
от верх	до низ
					величина
0	50	Глинистый растворГлинопорошокКМЦ-600Гипан			0,2211,0000,2000,640
50	715	Глинистый растворГлинопорошокКМЦ-600Гипан			0,2220,0000,1700,400
715	2560	Полимерглинистый растворСайпанДк- дрим			0,120,2500,050
Название компонентов			Потребность компонента, т
			наименование колонн				суммарная на сква-жину
			направление	кондук-тор		эксплуатацион-ная
Глинопорошок бентонитовый марки А (ПБМА) модифицированный			0,4950	2,4800		-	2,975
КМЦ-600			0,0090	0,0211		-	0,0301
Гипан			0,0288	0,0496		-	0,0784
Сайпан			-	0,0103		0,0815	0,0918
Дк-дрилл			-	-		0,0163	0,0163

2.10 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки определенного класса осуществляется в зависимости от глубины бурения и нагрузки на крюке от наиболее тяжелой колонны \18\.

Нагрузка на крюке от веса бурильной колонны определяется из условия взаимодействия бурильной колонны со стенкой скважины и обсадкой колонны на характерных участках траектории:

(2.10)

где: Q – масса нижней части колонны (долото, турботур, УБТ) в жидкости, Н;

g_c. g_n. g_н, g_в – масса 1м трубы, соответственно на участках снижения, стабилизации увеличения угла и вертикальном, н\м;

l_c. l_n – длина участков снижения и стабилизации, м;

h_н – длина вертикальной проекции участка увеличения угла, м;

h_в – длина вертикального участка, м;

(145).

(146)

(147)

(148)

(149)

(2.16)

(150)

(151)

(152)

где: α_r – зенитный угол на конечной глубине, град.;