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

åDРкп=0,95+0,89+0,25+0,14+0,01+0,03 =2,27 МПа.

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:

DРзс=l/lm·0,1·((dc2-dн2)/(dc2-dн2)-1)2 ·q ·Vкп2 МПа , (2.59)

где lm – средняя длина трубы;

Vкп – минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:

Vкп=(4·Q)/(p ·(dc2-dн2)) м/с. (2.60)

Vкп=(4·0,03)/

(3,14 ·(0,2372-0,1272))=0,95 м/с.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

DРзс=650/12·0,1·((0,2302-0,1472)/(0,2302-0,1722)-1)2 ·1,08·104 ·0,952=0,005 МПа.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

DРзс=2128/12·0,1·((0,3672-0,1472)/(0,3672-0,1722)-1)2 ·1,08·104 ·0,952=0,001 МПа.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

DРзс=650/12·0,1·((0,2372-0,1272)/(0,2372-0,1702)-1)2 ·1,08·104 ·0,952=0,004 МПа.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составит:

åDРзс=0,005+0,001+0,004 =0,01 МПа.

Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:

DРзд=(DРтн·q·Q2)/ (qС·Qтн2) МПа. (2.61)

DРзд=(4,7·1,08·104 ·0,032)/ (1·104 ·0,032)=5,08 МПа.

Определяется вспомогательный параметр j:

j= Q/(p/4· Vмех ·dc2+Q). (2.62)

j= 0,03/(3,14/4· 0,005 ·0,2372+0,03)=0,993.

Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:

DР=(1- j) · (qШ- q) ·g·L МПа (2.63)

DРг=(1- 0,95) · (2,4·104 - 1,08·104) ·9,81·2830=1,8 МПа.

Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:

DР-DРд=2,92+1,85+2,27+0,01+5,08=12,13.

Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:

DРр=b·Рн- (DР-DРд) МПа. (2.64)

DРр =0,8·23,0 – 12,13=6,27 МПа.

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:

Vд= m· (0,2· DРр/q)0, 5 м/с , (6.65)

где m - коэффициент расхода (m=0,95 [8]).

Vд= 0,95· (0,2· 6,67·106/1,08·104)0, 5 =105 м/с.

Так как Vд>80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=12 МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:

DРд= (q·Vд2)/(20·m2) МПа. (2.66)

DРд= (1,08·104 ·802)/(20·0,952)=3,83 МПа.

Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.

Определяется по графику[8 ,рис. 6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.

Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:

Ф=(Q – Qу)/ Vд м2. (2.67)

Ф=(0,030 – 0,0005)/ 80=0,000368 м2.

Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

1. Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 – 7 % [3].

2. Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.

3. Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 – 6 см3/30минут.

4. Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.

Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества – ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:

- ускорить процесс разрушения горных пород на забое;

- снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;

- повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.

На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.

 Скачать реферат