па. Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900м на Правдинском нефтяном месторождении
 Скачать 4.62 Mb.
|
3.4.3 Выбор буровых растворовПри проектировании технологического процесса бурения колонковых, разведочных и эксплуатационных скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые особое внимание уделяется, определению состава и свойств буровых растворов (промывочных жидкостей) и газообразных агентов, находящихся в непрерывной и принудительной циркуляции. В связи с многообразием горно-геологических условий бурения скважин такие требования предъявляется к промывочной жидкости как: § укрепление стенок скважины в рыхлых, неустойчивых породах; § уравновешивание высоких пластовых давлений путем обеспечения соответствующего гидростатического давления; § закупоривание трещин и зон с низкими пластовыми давлениями; § предотвращение растворимости и набухания разбуриваемых пород; § обеспечение хорошего выхода керна в рыхлых, слабосцементированных породах; § удержание шлама во взвешенном состоянии в стволе скважины при прекращении циркуляции - не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной средой. Поэтому в практике бурения скважин применяются различные виды циркулирующих агентов. Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом: § ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; § устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; § наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; § давлений гидравлического разрыва; § с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора. В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины циркулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине. Система очистки промывочной жидкости должна обеспечивать её эффективную очистку от выбуренной горной породы, в том числе, и от избыточного содержания коллоидной глинистой фракции. Учитывая геологические условия, при бурении под направление, кондуктор и эксплуатационную (техническую) колонну рациональным будет использование полимер-глинистого бурового раствора, при бурении под эксплуатационную колонну (хвостовик) - утяжелённого полимер-глинистого бурового раствора. Для определения плотности бурового раствора, построим совмещённый график давлений, используя данные о градиентах пластовых давлений и давлений гидроразрыва горных пород. На основе полученных значений kа, kп и относительной плотности бурового раствора ρотн построен график совмещенных давлений. С учетом коэффициента аномальности и коэффициента поглощения используем одинаковый буровой раствор для бурения под кондуктор и промежуточную колонну. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, но до 2040 м разрез скважины представлен мягкими горными породами- выбрана следующая конструкция скважины: · Эксплуатационная колонна: глубина спуска 2913 м, наружный диаметр Dн = 127 мм, толщина стенки 5,6 мм; · Промежуточная колонна: глубина спуска 2040 м, наружный диаметр Dн =  мм, толщина стенки 12,7 мм;· Кондуктор: глубина спуска 900 м, наружный диаметр Dн =  мм, толщина стенки 13,8 мм.· Направление: глубина спуска 50 м, наружный диаметр Dн =377мм, толщина стенки 10 мм.  Рис. 1. Совмещенный график давлений Согласно требованиям п.210 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [11] гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) давление на величину не менее 10%, но не более 1,5 МПа. Учитывая эти условия выбираем плотность бурового раствора 1,3г/см3. Как видно из совмещённого графика давлений (рис.2.1), репрессия на пласты исключает возможность как гидроразрыва горных пород, так и поглощения бурового раствора в данном интервале. Объём бурового раствора для бурения под Направление:  Кондуктор:  Промежуточная:  Эксплуатационная:  Таблица 6
| ||||||||||||||||||||||||
,003