У нас: 141825 рефератів
Щойно додані Реферати Тор 100
Скористайтеся пошуком, наприклад Реферат        Грубий пошук Точний пошук
Вхід в абонемент


тиск насосу при роботі з даним діаметром втулок, який приймаємо 0,98max.

Розрахунок гідравлічних втрат в циркуляційній системі бурової проводимо за допомогою ПЕОМ.

Програма і результати даного розрахунку приведені в додатках Б.

Згідно проведених розрахунків втрати тиску становлять:

- в циркуляційній системі

- в трубах Рт=10.9 МПа

- в кільцевому просторі Ркп=2,34 МПа

- на долоті Рд=8,64 МПа

Так, як визначаємо діаметр насадок долота, щоб забезпечити більше ефективний гідромоніторний ефект, за формулами

Приймаємо гідромоніторні насадки dн=0,01 м

Тоді втарти тиску на долоті будуть становити

Тоді загальні втрати тиску в циркуляційній системі будуть становити:

(2.65)

Таблиця 2.8 – Режимно-технологічна карта

Інтервал, м | Вид технологічної операції | Типорозмір долота | Осьове навантаження на долото, кН | Частота обертів, об/хв. | Режим роботи бурового насоса | Загальна продуктивність насосів в ін-ві

від

(верх) | від

(верх) | Діаметр циліндричних втулок, мм | Число подвійних ходів за хв. | Продуктивність, м3/с | Кількість насосів, шт.

0

300

2100

3850

3360 | 300

2100

3850

4600

4600 | Буріння

Буріння

Буріння

Буріння

Відбір

керна | ІІІ-393,7М-ЦВ

ІІІ-393,7М-ГВ

ІІІ-295,3С-ГВ

ІІІ-215,9СТ-СЗ

К-212,7/80СТ

К-212,7/80ТКЗ | 80-100

160-200

220-240

190

120

120 | 80-90

60-90

60-90

70

70

70 | 170

160

140

150

140 | 62

64

60

62

60 | 0,028

0,024

0,016

0.023

0,016 | 2

2

2

1

1 | 0,056

0,048

0,032

0,023

0,016

2.6 Ускладнення при бурінні

Проблеми, які зв’язані з проводкою розвідкових свердловин, в основному виникають внаслідок порушення стійкості гірських порід, якими складені стінки свердловини, безпосередньо в процесі буріння або в результаті взаємодії в системі буровий розчин-порода. Напруження в гірській породі разом з поровим тиском намагаються відновити існувавши рівновагу пластів, що заставляє їх деформуватись в напрямі ствола свердловини. Ствол утримується у розкритому стані за рахунок підтримання рівноваги між напруженнями в пласті і поровим тиском в свердловині з іншої. Порушення балансу може призвести до виникнення ускладнення.

Маючи геологічний розріз ствола проектної свердловини, можемо зробити висновок, що в процесі буріння свердловини можливі слідуючи види ускладнень: осипи і обвали стінок свердловини, посадки і затяжки бурильного інструменту, поглинання бурового розчину, газонафтопроявлення.

Основними технологічними підприємствами по попередженню ускладнень є такі заходи:

для зменшення липкості фільтраційної кірки необхідно підтримувати злизуючи властивості бурового розчину за рахунок вводу тедети???, СМАД та інших мастильних добавок;

для очистки бурового розчину і регулювання вмісту твердої фази, циркуляційна система бурової повинна бути оснащена стандартним очисним обладнанням;

у випадку підозрівання про негерметичність бурильних труб або їх з’єднань необхідно провести дефектоскопію та опре совку, після чого провести відбаковку;

при проходженні КНБК в інтервалі ускладнень, швидкість спуско-підіймальних операцій необхідно зменшити;

щотижня перевіряти стан бурового розчину в запасних системах, шляхом прокачування його об’єму буровим насосом із заміром і реєстрацією в журналі по буровим розчинам;

при припиненні циркуляції бурового розчину колону бурильних труб необхідно підняти від ибою на довжину ведучої труби і періодично через 5-10 в розходжувати і провертати ротором;

для попередження обвалів стінок свердловини, поглинання бурового розчину необхідно підтримувати певний протитиск на стіни свердловини, для чого густину бурового розчину вибираємо виходячи із досвіду буріння сусідніх свердловин;

щоб запобігти значним змінам гідродинамічного тиску необхідно не допустити підйому труб з поршнюванням та періодично проводити долив свердловини, не допускати вспінювання бурового розчину, застосовуючи піногасники.

Таблиця 2.9 – Проти викидне обладнання

Назва колони | Тиск опре совки гирлового обладнання і ПВО, МПа | Типорозмір, шифр або назва гирлового і ПВО обладнання, яке встановлюється | Кількість, шт | Допустимий робочий тиск, МПа

Після встановлення | Перед розкриттям напірного горизонту

Проміжна колона ш324 мм

Проміжна колона ш244,5 мм

Експлуатаційна колона |

6,0 |

55,4

55,4 |

ОП2-350х350

ОП3-230х700

ОКК3-700х146х

х245х324х426

АФ6М50х700 |

1

1

1

1 |

35

70

70

2.7. Промивка свердловини

Враховуючи умови буріння свердловини, досвід проведення бурових робіт н даній площі, вибираємо типи бурових розчинів, які приведені в табл.

Проектуємо параметри бурових розчинів.

Параметри промивної рідини установлюються поінтервально в відповідності з геолого-технічними умовами буріння.

Густину бурового розчину проектуємо виходячи з графіка суміщених тисків.

Фільтрацію промивної рідини в зоні можливих обвалів стінок свердловини і прихоплень бурильної колони визначають за формулою:

(2.66)

де - різниця між гідростатичним і пластовим тисками, МПа;

Статичне напруження зсуву через 1 хв.

; (2.67)

через 10 хв.

(2.68)

де d0 – діаметр частинок породи, які утримуються в завислому стані, м; в залежності від типу породоруйнівного інструменту, способу буріння і типу порід приймається в границях від 0,2 до 4 см;

сn – густина породи, кг/м3

m – дослідний коефіцієнт, який залежить від розмірів частинок породи.

Таблиця 2.10 – Дослідний коефіцієнт

d0, см | 0,2 | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 | 3,0 | 4,0

m | 2,5 | 2,25 | 2,15 | 2,0 | 1,8 | 1,7 | 1,6

Інші параметри промивної рідини (умовна в’язкість – Т); концентрація іонів водню – рН (процентний вміст піску – П) обґрунтовуємо виходячи з конкретних умов буріння.

Тип і параметри бурового розчину проектуємо в інтервалі 3850-4600 м.

Густина бурового розчину

Репресія на пласт при Н>2500 м

% від Рпл, але не більше 3,5 МПа

МПа. Приймаємо МПа

Фільтрація бурового розчину

Приймаємо Ф=4-5 см3/30 хв.

Статичне напруження зсуву

По табл. При d0=1,010-2 м m=2,25

Приймаємо Q1/Q10=45/64 дПа

Приблизні значення решти параметрів промивної рідини: Т=40-80 с; рН=9,5% П=1-2 %.

Аналогічно вибираємо тип бурового розчину і розраховуємо його параметри для інших інтервалів буріння.

Запропоновані типи бурових розчинів на розраховані параметри для буріння під кондуктор, проміжну і експлуатаційну колону зведені в табл. 2.11.

Відповідно до рецептури бурових розчинів вибираємо хімічні реагенти для їх обробки.

Кількість хімреагентів для приготування і обробки бурових розчинів визначаємо за формулою

(2.69)

де Vб.p. – об’єм бурового розчину, м3;

n1 – норма витрати хімреагента на первинну обробку одного м3 розчину, м/м3;

n2 – норма витрати хімреагента на повторні обробки при бурінні одного метра інтервалу, т/м;

l – потужність інтервалу, м.

Таблиця 2.11 – Типи і параметри бурових розчинів

Назва (тип) розчину | Інтервал, м |


Сторінки: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25