Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

Исходные данные:

mГ, mВ – масса глины и воды, кг;

Vг,Vв – объем глины и воды, м3;

qГ, q БР, qВ – удельный вес глины, бурового раствора и воды, Н/м3;

n – влажность глины в долях единицы.

Расчет количественных показателей для приготовления 1 м3 глинистого раствора с заданным удельным весом ведется по формулам:

mГ = qГ·(q БР - qВ )/(qГ - qВ ·(1-n+ n·qГ)) кг; (2.41)

Vг=

mГ ·(1-n+ n·qГ)/ qГ м3; (2.42)

Vв=1- Vг м3; (2.43)

mВ= Vв · qВ кг. (2.44)

Качественные показатели бентонитового глинопорошка марки ПБМА, применяемого для приготовления бурового раствора: qГ =2,25·104, n = 0,08.

По представленным формулам рассчитывается:

mГ = 2,25·104·(1,18·104 – 1,0·104)/(2,25·104 – 1,0·104 ·(1-0,08+ 0,08·2,25·104))=358 кг;

Vг=358 ·(1-0,08+ 0,08·2,25·104)/ 2,25·104 =0,175м3;

Vв=1- 0,175=0,825 м3 ;

mВ= 0,825 · 1,0·104 =825кг.

Для бурения кондуктора необходимо приготовление 80 м3 бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:

mГ =358 ·80=30800 кг;

Vг=0,175 ·80=14 м3;

Vв=0,825 · 80=66 м3;

mВ=825 · 80=66000 кг.

Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами : сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5 % - и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м3 воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1 %,то есть 1 кг сухого реагента на 1 м3 бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% - го (10 кг на 1 м3 воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м3 бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.

При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м3 бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 - 40 секунд и фильтрацию 8 см3 за 30 мин, при бурении интервала 670 - 1300 м в количестве 0,7 кг/м3 бурового раствора, при бурении интервала 1300 -1830 м 1,4 кг/м3 раствора для снижения фильтрации до 5 см3/30 мин.

Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.

Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК - 2000. Обработка бурового раствора производится 10 % - й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м3 бурового раствора.

В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД - 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД - 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД - 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.

В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м3 воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора.

Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м3 из 1 тонны , плотностью 2,2 – 2,3 г/см3, влажностью 6-10 %. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расчета на каждые 0,01 г/см3 - 20 кг на 1 м3 раствора.

Так как предлагаемая рецептура приготовления бурового раствора не претерпела изменений, то принимаются данные о расходе химреагентов на 1 м проходки взятые из группового технического проекта на строительство скважин на Игольско-Таловом месторождении и приведены в табл. 2.8.

Таблица 2.8 Нормы расхода химреагентов при строительстве скважины

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:

1. Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.

2. Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл. 2.6.).

3. Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

4. Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл. 2.5.).

Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл. 2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл. 2.11.

Таблица 2.9 Характеристики турбобуров

 Скачать реферат