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, кальцованою 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 легкосульфанатного 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, гідроциклопного 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 | Частоти 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 | с1 кг/м3 | Т, с | Ф, см3/30хв | СНЗ, дПа | Кірка, мм | вміст піска % | 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
Підтверджено розрахунком на ЕОМ, додаток А.
Таблиця 2.8. – Необхідна кількість бурового розчину і компонентів для його приготування обробки.
Інтервал, м | Тип бурового розчину і його компонентів | 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 | Поліокрилатний
Глинопорошок
Графіт
Na2CO3
СМАД
Рез. кромка
Девес, стружка
Гіпон | 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 | Лігкосульфан.
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 НПа
10. Інтервал залягання продуктивного горизонту 2620-2890м
11. Коефіцієнт запасу міцності:
а) на зовнішній надмененовий 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
Тиск на усті при Ру=21106Па
Отже Рвумах=21106 Па
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 дляексплуатаційної 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 та робіт по інтенсифікації припливу флюїду. Другу секцію скомпонуємо з труб групи міцності „Д” і з товщиною стінки d=7,7мм. Перевіримо з умови