арматура АФ6 – 65х350
2.7. Промивка свердловини.
На основі гірничо-геологічних умов буріння свердловини і врахуванням досвіду буріння на Малодівицькій площі проектуємо слідуючі типи бурових розчинів.
При бурінні в інтервалі 0-250м під кондуктор, схильному до поглинань і осипів проектуємо застосування глинистого розчину, приготовленого з глинопорошку обробленого графітом, кальцинованою содою.
Буріння під проміжну колону проектуємо бурити розчином на основі акрилових полімерів, що забезпечить кріплення стінок свердловини. Зменшення інтенсивності поглинання допускається за рахунок додаванням у розчин кордного волокна.
Для буріння під експлуатаційну колону проектуємо використання лігносульфонатного розчину. Цей розчин забезпечить потрібні властивості по попередженню осипів і обвалів, поглинань.
Для підвищення ефективності хімічних реагентів необхідно підтримувати рівень рН=9ч10.
Для приготування бурового розчину рекомендується застосування ФСМ-3, що дозволяє за короткий час приготувати велику кількість промивальної рідини. Для приготування хімічних реагентів рекомендується застосувати механічні глиномішалки типу МГ-2-4. Для очищення бурового розчину від вибуреної породи проектуємо застосовувати вібросита ВС-2, гідроциклонного пісковідділювача ПГ-50, муловідділювача МГ-45. Для виділення газу з бурового розчину передбачається застосування дегазатора ДВС-2.
Контроль параметрів бурового розчину здійснюється за допомогою переносної лабораторії глинистих розчинів типу СНС-1.
Таблиця 2.6. – Строки контролю параметрів бурового розчину.
Параметри розчину | Частота вимірювання
нормальні умови | ускладненні умови | початок ускладнень
густина | через 1 год | через 0,5 год | через 10-15 хв
в’язкість | через 1 год | через 0,5 год | через 15 хв
СНЗ | 1-2 рази в зміну | 3 рази в зміну | через 1 год
фільтрація | 1-2 рази в зміну | 3 рази в зміну | через 1 год
температура | не контролюється | через 2 год | через 1 год
При бурінні свердловини параметри бурових розчинів повинні витримуватись в межах, що вказані в таблиці 2.7.
Таблиця 2.7. – Технологічні параметри бурового розчину.
тип розчину | Параметри бурового розчину
інтервал, м | с кг/м3 | Т, с | Ф, см3/30хв | СНЗ, dПа | Кірка, мм | вміст піскe % | рН | міне-ралі-зація
від | до | СНЗ1 | СНЗ10
глинистий | 7 | 30 | 1120 | 30 | 12 | 25 | 45 | 2 | 2 | 8 | 4
глинистий | 30 | 250 | 1140 | 30 | 10 | 25 | 45 | 2 | 2 | 8 | 4
поліакри-лотний | 250 | 2000 | 1160 | 35 | 8 | 25 | 50 | 2 | 2 | 8,5 | 10
лігкосуль-фолат | 2000 | 2940 | 1140 | 40 | 5 | 30 | 50 | 1 | 1,5 | 8,5 | 45
Детальні розрахунки параметрів пов’язаних з промиванням свердловини проведені на ЕОМ (додаток А).
Таблиця 2.8. – Необхідна кількість бурового розчину і компонентів для його приготування обробки.
Інтервал, м | Тип бурового розчину і його компоненти | Норми витрати бурового розчину м3/кг і його компонентів кг/м3 на інтервал | Необхідна кількість бурового розчину (м3) і його компонентів (кг)
від | до | на вихідний об’єм | на буріння інтервала | сумарна на інтервал
7 | 30 | Глинистий.
Глинопорошок,
Na2CO3. | 0,91
105
4 | 60
6300
240 | 20,9
2194
83 | 80,9
8494
323
30 | 250 | Глинистий.
Глинопорошок,
Графіт,
Na2CO3 | 0,47
105
3
4 | -
-
191
- | 103,4
10857
310
413 | 103,4
10857
501
413
250 | 2000 | Поліокриловий.
Глинопорошок,
Графіт,
Na2CO3,
СМАД
Рез. крошка,
Дерев. стружка,
Гіпан | 0,25
105
4
10
15
10
10
20 | -
-
78
468
1171
781
781
1562 | 443,3
46546
1773
4433
6649
743
743
8866 | 443,3
46546
1851
4901
7880
1524
1524
10428
2000 | 2940 | Лігносульфон.
Глинопорошок,
Графіт,
КЕСБ,
Нафта,
NaOH,
CaCl2,
Сульфонал,
ДП,
АМ-5 | 0,13
105
5
330
110
5
40
1
4,85
4 | 140,4
14741
702
42120
15443
702
5616
140
680
21 | 122,2
12831
611
36660
13442
611
4888
122
592
18 | 262,6
27572
1313
78780
28885
1313
10504
262
1272
39
2.8. Проектування обсадних колон.
Для розрахунку обсадних колон застосовується графо-аналітичний метод.
Вихідні дані для розрахунку.
Рисунок 2.3. – Схема для побудови епюру зовнішніх (а) та внутрішніх (б) надлишкових тисків.
1. Глибина спуску експлуатаційної колони Н=2940м
2. Глибина спуску проміжної колони Нпр=2000м
3. Глибина рівня рідини в колоні Нр=1800м
4. Зовнішній діаметр експлуатаційної колони d3=0,146м
5. Густина промивної рідини спр=1140кг/м3
6. Густина рідини, що знаходиться в порах цементного каменю с2с=1100кг/м3
7. Густина рідини в колоні сф=820кг/м3
8. Густина опресовочної рідини соп=1000кг/м3
9. Пластовий тиск Рпл=23,5 МПа
10. Інтервал залягання продуктивного горизонту 2620-2890м
11. Коефіцієнт запасу міцності:
а) на зовнішній надлишковий тиск в інтервалі залягання продуктивного горизонту n1=1,1
вище залягання продуктивного горизонту n1=1,0
б) на внутрішній надлишковий тиск n2=1,15
б) на розтяг n3=1,3
Зовнішній надлишковий тиск визначаємо для кінцевого періоду експлуатації
1. На усті свердловини
h=0 (2.50)
2. На глибині рівня рідини в колоні
h=Hp (2.51)
h=1140м Па
3. На глибині башмака проміжної колони
h=Hпр (2.52)
h=2940 Па
4. На вибої свердловини
h=H (2.53)
h=2940 Па
Внутрішній надлишковий тиск визначаємо для періоду опресовки колони на герметичність
(2.54)
де Pоп – тиск опресовки, Па
Pвумах – максимальний тиск, що вибирається з трьох умов, Па.
(2.55)
Рву1=23,5106-7009,811800=11,1106Па
Рву=1,111,1106=12,2106Па
Рву2=12,5106Па. (табличне значення для труб діаметром 0,146м) [2]
(2.56)
де Рк – тиск на кінець цементування, Па.
Рс – тиск, що створюється внаслідок різниці між густинами бурового і цементного розчинів, Па.
Рг – тиск, що затрачається на подолання гідравлічних опорів при цементуванні
Рс=9,81(1500-1140)(2940-20)=10,3106Па
Рг=(0,02Н+1,6)105 (2.57)
(2.58)
Рг=(0,022940+1,6)105=6,04106Па
Рк=10,3+6,04=16,34106Па
Отже, оптимальний тиск на усті Ру=6Па
1. На усті свердловини
h=0 (2.59)
Рвн=1,121106=23,1106Па
2. На рівні башмака проміжної колони
(2.60)
h=2000м Рвн=23,1106+10009,812940-11009,812940=21,1106Па
3. На вибої свердловини
(2.61)
h=2940м Рвн=23,1106+10009,812940-11009,812940=20,2106Па
На підставі отриманих даних на міліметровому папері будуємо епюри зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків в координатах „тиск-глибина”.
2.8.2. Підбір труб для експлуатаційної колони із встановленими коефіцієнтами запасу міцності.
Оскільки на вибої свердловини зовнішній надлишковий тиск, має менше значення ніж внутрішній надлишковий то підбір труб будемо вести по ньому виходячи з умови
(2.62)
Для першої секції, довжиною l1=340м – потужність продуктивного горизонту плюс 50м, де Рвн=20,2НПа, підбираємо труби групи міцності „Д”. В цьому інтервалі встановимо труби максимальної товщини стіни d=10,7мм, щоб забезпечити достатню міцність труб після їх перфорації