чашка. Содержание 5 1 геологический раздел 8
 Скачать 0.88 Mb.
|
2.3 Выбор типов буровых растворов по интервалам скважиныТипы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого- технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения возникновения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважин. Бурение под шахту в интервале от 0 до 15м. бурится всухую шнеком диаметром 600мм. Периодически поднимая его. Бурение под направление в интервале от 15 до 30 м. бурится долотом диаметром 490мм. на глинистом буровом растворе с параметрами р = 1060-1080 кг/м3, УВ=22-25с,. Бурение под кондуктор в интервале от 30 до 330м. ведется долотом диаметром 393,7мм. на глинистом буровом растворе с теми же параметрами. Бурение под техническую колонну в интервале от 330 до 530 м. ведется долотом диаметром 295,3мм. на глинистом буровом растворе р = 1060-1080 кг/м3, УВ=22-25с,рН=6,5 , Ф≤8см3/30мин.Бурение в интервале от 530 до 921м. бурится долотом диаметром 295,3мм. на ПСБР с ρ=1240-1260 кг/м3, УВ=18-20с, рН=6-7, Ф=12см3/30мин, РФ≤ 1,325г/см3, КСI<1г/л, бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 921 до 1320м. бурится долотом диаметром 215,9мм. на Техническая вода р=1000 кг/м3, в интервале от 1320 до 2165 м долотом диаметром 215,9мм на ХНР ,р=1120-1140 кг/м3, в интервале 2165 до 2340м буриться долотом d=215,9мм ББР СКП-МГ,р=1140к г/м3,УВ=30-40с,Ф=4- 6 см3/30,рН=8-10, ПВ=12-17мПа*с; ДНС=60-100 дПа; КCl>=15г/л;гель= (14-24)/(24-34) дПа Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения появлений ρ = Рпл*к/0,01*Lв=24*1,05/0,01*2340=1076кг/м3 С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимаются следующие параметры бурового раствора: ρ=1140кг/м3, УВ=40-50 сек., Ф=4-6см3/30мин., СНС = 25-30/40-70дПа, pН=7,5-9. Определяется количество материалов для приготовления бурового раствора по интервалам. В интервале от 0 до 15м. Vб.р.=V м+0,785* D2д *L*к1*к2*к3=40+0,785*0,4902*15*1,1*1,1*1,1=43,7м3 В интервале от 0 до 30м. Vб.р.=V м+0,785* D2д *L*к1*к2*к3=40+0,785*0,39372*30*1,1*1,1*1,1=44,85м3 В интервале от 0 до 530м. Vбр=V м+0,785*D2д*L*к1*к2*к3=40+0,785*0,29532*530*1,1*1,1*1,1=88,72 м3 В интервале от 0 до 921м. Vб.р=V м+0,785*D2д*L*к1*к2*к3 =40+0,785*0,29532*921*1,1*1,1*1,1=125м3 В интервале от 0 до 2165м Vб.р=V м+0,785*D2д*L*к1*к2*к3=40+0,785*0,21592*2165*1,1*1,1*1,1=145,44м3 В интервале от 0 до 2340м. Vбр.=0,785*D2д*L*к1*к2*к3+Vм =0,785*0,21592*2340*1,1*1,1*1,1+40=156м3 Dд - диаметр долота к1 - коэффициент кавернозности к2 - коэффициент учитывающий потери раствора от фильтрации в пласт к3 - коэффициент учитывающий потери раствора при его очистке L – глубина интервала 2.4 Расчет обсадных колонн2.4.1 Расчет эксплуатационной колонныИсходные данные. Глубина скважины по стволу Lн = 2340 м Глубина скважины по вертикали Lв = 2016 м Интервал цементирования чистым цементом L2 = 1700 м (от башмака эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли верхнего продуктивного пласта) L1 = 640м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором. Пластовое давление 24 МПа Давление опрессовки 15 МПа. Плотность цементного раствора ρ = 1920 кг/мЗ Плотность облегченного цементного раствора ρ = 1500 кг/мЗ Плотность бурового раствора ρ = 1100 кг/мЗ Плотность жидкости затворения ρ = 1000 кг/мЗ Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1100 м. Жидкость при снижении уровня в колонне ρгс = 1100 кг/м3 Плотность нефти ρн = 850 кг/м3 Зона эксплуатационного объекта l1 = 130 м Запас прочности на смятие n1 = 1,15 Запас прочности на внутреннее давление n2= 1,15 Запас прочности на растяжение n3 = 1,3 Расчет на избыточные давления, наружные, ведется: а) Для окончания цементирования колонны: при Z=0 Рни0=0 при Z=Lв  =10-6*10*(1500*640+1920*1700-1100*2316)=12,76 МПа б) При окончании эксплуатации: при Z=0 Рви0=0 при Z=Lв  10-6*10*(1100*2316-850*(2316-1100))=15,14 МПА Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия.. n1* |