Параметри бурового розчину
Густина, кг/м3 | умовна в'язкість, с | фільтрація, см3/30хв. | СНЗ, дПа | Кірка, мм | Вміст тердої фази, % | РН
від (верх) | до (низ) | 1 хв | 10 хв | колоїдної частини | піска | всього
Глинистий, оброблений Na2CO3 з добавкою графіта | 0 | 300 | 1070-140 | 25-30 | дор 10 | 20-30 | 30-45 | 1-2 | 1.9-2.5 | дО 2 | 10 | 8
Гуматний, оброблений Na2CO3, NaOH, ПВЛР, нафтою, графітом | 300 | 2100 | 1160 | 30-45 | 7-8 | 30-40 | 40-60 | 1-2 | 1.9-2.5 | 1 | 12 | 8
Лігносульонатний кальцієвий, оброблений КССБ, CaCl2, NaOH, нафтою, графітом, оксидом | 2100 | 3850 | 1160 | 30-50 | 5-6 | 30-40 | 45-60 | 1-1.5 | 1.9-2.5 | 1 | 12 | 9
Лігносульонатний кальцієвий з КМИ1, оброблений КССБ, CaCl2, КМИ1-600, нафтою, графітом, NaOHФХЛС, ПАР - пеонол | 3 850 | 4070 | 1180 | 35-55 | 4-5 | 30-40 | 40-60 | 1-1.5 | 1.9-2.5 | 1 | 14 | 9,5
Обважнення розчину - кредою, баритом | 4070 | 4600 | 1560-1580 | 40-60 | 4-5 | 45 | 65 | 1-1.5 | 1.8-2.3 | 1 | 23 | 9,5
Об’єм бурового розчину знаходимо за формулою
(2.70)
де Vвих – вихідний об’єм розчину, м3;
n’1 – норма розходу розчину на 1 м проходки, м3/м;
(2.71)
де Vпє – об’єм прийомних ємностей (10-40) м3;
Vж – об’єм жолобів (4-7 м3);
а - числовий коефіцієнт, який враховує запас рідини (а=1,0-1,5);
Vсв – об’єм свердловини, м3.
Кількість глини для приготування бурового розчину з врахуванням вологості глини визначаємо за формулою:
(2.72)
де сгл – густина глини, кг/м3;
св – густина води, кг/м3;
n – вологість глинопорошку в долях одиниці
n=0,05-0,1
Кількість обважнювала, необхідного для обважнення бурового розчину до заданої величини визначається за аналогічною формулою:
(2.73)
де соб та сб.р. – відповідно густина обважнювала та обваженого розчину, кг/м3;
n’ – вологість обважнювала, n’=0,012
Таблиця 2.12 – Загальна потреба компонентів бурового
розчину на свердловину
Назва компонента бурового розчину | Потреба компонентів бурового розчину, m
Кондуктор
ш426 мм | Перша проміжна колона ш324 мм | Друга проміжна колона | Експлуатаційна колона ш146 мм | Загальна на свердловину
Бентонітовий глинопорошок
ПБМГ
Кальцинована сода (Na2CO3)
Графіт
ПВЛР
Каустична сода (NaOH)
Нафта
КССБ
Хлористий кальцій (CaCl2)
Оксидат
КМШ-600
ФХЛС
Неоном
Барит
Крейда | 52,89
2,17
1,73 | 145,55
5,96
5,96
90,3
6,45
154,8 | 76,1
5,23
-
3,74
89,71
287,97
38,4
9,6 | 16,77
1,92
1,37
32,95
111,50
29,09
2,75
1,94
29,09
1,39
160,45
70,21 | 291,31
8,13
8,13
14,84
90,3
11,56
277,46
399,47
67,49
12,35
1,94
29,09
1,39
70,21
Таблиця 2.13 – Обладнання Для приготування і очистки бурових розчинів
Назва | Типорозмір або шифр | Кількість, шт | Використання очисних споруд
ступінчастість очистки: 1 – вібросито, 2-1 – пісковідділювач;
3-2 намуловідділювач | Інтервал, м
від
(верх) | до
(низ)
Глиномішалка
Блок приготування розчину
Циркуляційна система:
в тому числі:
- ємності
Vзаг=232 м3
- сито вібраційне
- батарея гідроцикл.
Пісковідділювач
Намуловідділювач
Дегазатор | МГ-2-4
БПР-70
ЗЦС-3Д
ВС-1
ПГ-50
ІГ-45
ДВС-2 | 1
1
комплект
6
комплект
комплект
1
1
1 |
1
2
3 | 0
0
0
0
0
3850 | 4600
4600
4600
4600
4600
4600
Таблиця 2.14 – Потреба бурового розчину і компонентів для його
приготування, обробки і обважнення
Інтервал, м | Назва (тип) бурового розчину і його компонентів | Норми витрати бурового розчину м3/м і його компонентів, кг/м3 | Потреба бурового розчину, м3 і його компонентів, кг
від
(верх) | до
(низ) | величина | Поправочний коефіцієнт | на вихідний об’єм | на буріння інтервала | загальна в інтервалі
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8
0
300
2100
3850 |
300
2100
3850
4600 |
Глинистий
- глинопорошок ПБМГ
- Na2СО3
- графіт
Гуманний:
- глинопорошок ПБМГ
- ПВЛР
- Na2СО3
- нафта
- NaOH
- графіт
Лігносульфатний
кальцієвий
- глинопорошок ПБМГ
- КССБ
- CaCl2
- NaOH
- нафта
- графіт
- оксидат
Лігносульфонатний
кальцієвий з КМЦ:
- глинопорошок ПБМГ
- КМЦ-600
- ФХЛС
- CaCl2
- КССБ
- NaOH
- нафта
- графіт
- неонол | 1,273
43,5х2,6
5
4
0,662
0.281
43.5х2,6
70
5
120
5
5
0,356
0,0726
43,5х2,6
300
40
5
120
7
10
0,183
0,039
43,5х2,6
4
60
60
230
5
120
7
4 |
1,08
1,08
1,08
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,08
2
2
2
2
2
2
2
2 | 60
7329
300
240
98,4
-
688
492
11808
-
-
212,3
-
63690
8492
-
-
-
212,3
210,2
-
841
12612
12612
48346
-
-
-
841 | 373
45561
1865
1492
1191,6
145552
83412
5958
142992
5958
5958
623
76098
224280
224280
3738
89712
5233
7476
137,3
16771
1098
16976
16976
63158
1373
32952
1922
549 | 433
52890
2165
1732
145552
90300
6450
154800
5958
5958
76098
287970
38396
3738
89712
5233
9599
16771
1939
29088
29088
111504
1373
32952
1922
1390
4070 |
4600 |
- барит
- барит
- крейда
- крейда | 558,9
379,5
83,7
532,7 | 123640
18523 |
36812
51682 | 160452
70205
Таблиця 2.15 – Частота замірів параметрів розчину
Параметри розчину | Частота замірів розчину
Неускладнене буріння | Буріння в ускладнених умовах | На початку ускладнення
Густина
Умовна в’язкість
Фільтрація
СН3
Температура | Через 1 год
Через 1 год
1-2 рази в зміну
1-2 рази в зміну
не контролює | Через 0,5 год
Через 0,5 год
1-2 рази в зміну
1-2 рази в зміну
Через 2 год | 5-10 хв.
Через 5-10 хв.
Через 1 год
Через 1 год
Через 1 год
2.8 Проектування обсадних колон
Розрахунок обсадних колон наміцність проводимо у відповідності до запроектованої конструкції свердловини.
Проведемо типовий розрахунок експлуатаційної колони.
Вихідні дані:
- глибина свердловини, м Н=4600;
- зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м d=0,146;
- глибина спуску попередньої колони, м Нпр=3850;
- пластовий тиск н глибині 4600 м, МПа Рпл=69;
- густина цементного розчину, кг/м3 сц.р.=1820;
- густина пластового флюїду, кг/м3 сф.=0,856;
- густина рідини в експлуатаційній колоні на
кінець експлуатації, кг/м3 ск.е.=0,856;
густина рідини, яка знаходиться в порах
тампонажного каменю, кг/м3 сг.с.=1100;
- густина опресовочної рідини, кг/м3 соп.=1000;
- густина сухого цементу, кг/м3 сц.=3100;
- густина промивальної рідини, кг/м3 сп.р.=1560.
Розраховуємо надлишкові тиски, при чому зовнішній і внутрішній тиски визначаємо для одного і того ж моменту часу.
В даному випадку зовнішні надлишкові тиски визначаємо на кінець експлуатаційної свердловини
, (2.74)
де Рз – зовнішній тиск, МПа;
Рвн – внутрішній тиск, МПа
Надлишкові зовнішні тиски визначаємо для характерних точок (див. рис. 2.3).
Р0з.н.=0;
Р1з.н.=сг.с.gНпр.-Рвmin;
де
Рвmin – мінімальний внутрішній тиск на глибині Нпр;
; (2.75)
де - мінімальний внутрішній тиск на усті свердловини, МПа;
=(1,0-1,5) МПа
коефіцієнт “S” визначається по формулі:
(2.76)
де - відносна густина газу за повітрям;
3. ;
;
Рис. 2.3 – Розрахункова схема для визначення надлишкових зовнішніх тисків
На основі одержаних результатів будуємо епюру надлишкових зовнішніх тисків (рис. 2.5).
Надлишкові внутрішні тиски визначаємо як різницю між внутрішніми і зовнішніми тисками при опре совці колони:
(2.77)
; (2.78)
де - пластовий тиск на початковій стадії експлуатації, Па
Рис. 2.4 – пластовий тиск 7на початковій