1. Техникотехнологический раздел 1 Исходные данные для проектирования скважины
 Скачать 7.09 Mb.
|
 =  , Ожидаются осложнения в виде: осыпей и обвалов стенок скважины, поглощения бурового раствора, возможны нефтегазоводопроявления. Учитывая опыт бурения скважин с аналогичными геологическими условиями, принимаем плотность бурового раствора – 1250 кг/м3. Тип, параметры состав и количество ПЖ указаны в таблице 10. Таблица 10 Тип и параметры, состав и количество промывочной жидкости по разрезу ствола скважины
Примечания: 1. В интервале 70-300м бурение вести с промывкой на ЕВС, в случае возникновения осложнений допускается перейти на глинистый раствор плотностью 1120-1300кг/м3 (V=44м3). 2. Зоны осложнений бурить с промывкой на глинистом растворе. Параметры подбирают-ся в зависимости от вида осложнения в оперативном порядке, по согласованию сторон. 3. Перед переходом на раствор для поддержания его свойств обработкой химреагентами, дополнительно иметь на буровой: Na2CO3 -0,2т, КМЦ – 0,2т, ТПФН-0,1т. Хим. реагенты завозятся по мере необходимости. 4. Перед проведением окончательного каротажа, при спуске и для обеспечения качественного крепления эксплуатационной колонны необходимо снижение условной вязкости бурового раствора до 30(±5)с. В буровой раствор ввести 10% водный раствор ТПФН, в количестве 5л 10% раствора ТПФН на 1м3 бурового раствора (0,5кг сухого ТПФН на 1м3 бурового раствора). 5. При необходимости возможно использовать в к ачестве смазочных добавок ФК-2000, реглид, СБД-М. 6.1. Регулирование показателей свойств бурового раствора в соответствии с требованиями ГТН производить реагентами, входящими в состав используемого бурового раствора: При возрастании показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ в количестве 0,03-0,2 % При снижении рН менее 8 ед. буровой раствор обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0,1-0,2%. При снижении плотности ввести расчетный объем бурового раствора большей плотности. При увеличении плотности бурового раствора ввести в действие 2 и (или) 3 ступень очистки бурового раствора, разбавить расчетным объемом воды с 0,5% кальцинированной соды и 0,5% КМЦ. 6.2. Замер параметров бурового раствора при бурении и промывке скважины (плотность, условная вязкость - каждые 2 часа, фильтрация, РН, содержание песка и толщину фильтрационной корки-2 раза в смену, возлагается на первого помощника бурильщика, с записью в журнале для замера параметров бурового раствора. 6.3. Очистку глинистого раствора от выбуренной породы осуществлять через 2 ступени системы очистки: 1. вибросито с ячейками сита 0,25*0,25мм.2. пескоотделитель или гидроциклон. Рекомендации по работе вибросита. Перед пуском потока бурового раствора на очистку рекомендуется смочить сетку водой. Если циркуляция приостанавливается более чем на 20 мин, сетки вибросита очистить от бурового раствора и остатков шлама струей воды. При бурении скважины в глинистых отложениях периодически промывать сетки водой. Сетка считается изношенной, когда на ее ситовой поверхности появляется разрыв длинной более 100 мм. Определение объёма бурового раствора. Определение объема бурового раствора для бурения кондуктора. Vб.р = 0,785 * (2 *D кон2 * Н) =0,785 * (2 * 0.1778 2 * 300) = 19 м 3 Определение объема бурового раствора под эксплуатационную колону. Vб.р =0,785 * (2 * Dэкс 2 * Кав * Н) =0,785 * (2 * 0.1443 2 * 1.3 * 1157) = 63 м 3 1.7 Гидравлический расчет промывки ствола скважины 1.7.1 Расчет подачи промывочной жидкости по стволу скважины Бурение под кондуктор. Исходные данные: диаметр долота - 215.9мм, диаметр бурильных труб - 89мм, спос об бурения – турбинный. Определение расхода бурового раствора. Qmin=0.785*10 3(Dд2-D 2)vmin , где Dд – диаметр долота; D – диаметр бурильных труб; vmin – минимальная скорость восходящего потока бурового раствора, при которой еще не наблюдается сальникообразования на элементах бурильной колонны и загрязнения ствола скважины, м/с. Практикой установлено, что при турбинном бурении vmin=1.1-1.2 м/с. Qmin=0.785*10 3(0.2159 2-0.089 2)*1.1=36.6дм 3/с Бурение под эксплуатационную колонну. Исходные данные: диаметр долота - 155.6мм, диаметр бурильных труб - 89мм, способ бурения – турбинный. Определение расхода бурового раствора. Qmin=0.785*10 3(0.1556 2-0.089 2)*1.1=14.06дм 3/с 1.7.2 Обоснования режима работы буровых насосов В соответствии с ГГУ выбираем буровой насос типа УНР 475х32 на базе бурового насоса типа 8Т-650 с дизельным двигателем с максимальной подачей 45 л/сек при максимальном диаметре поршня 180мм. Режим работы бурового насоса указан в таблице 11. Таблица 11 Режим работы буровых насосов
1.7.3 Определение потерь давления при бурении под эксплуатационную колонну Определение потерь давления в бурильных трубах. Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||