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

1. Статистический метод (по предельной окружной скорости).

2. Технологический метод (по износу опор долота).

3. Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n=(60·Vлин)/ (π·ДД) об/мин, (2.21)

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая ли

нейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

- типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

- типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

- типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

- для пород категории С : gO <400 – 800 кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 – 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,2953)=220 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 –1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,2159)=300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 – 2550 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):

n=(60·2,8)/ (3,14·0,2159)=250 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 – 3105 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

n=(60·1,3)/ (3,14·0,2159)=115 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/(0,02·(α+2)) об/мин, (2.22)

где α – коэффициент, характеризующий свойства горных пород( для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То – константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 – 650 м α=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

n=0,0935·295,3/(0,02·(0,7+2))=521 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 –2550 м, α=0,7,так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/(0,02·(0,7+2))=380 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 – 3105 м α=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/(0,02·(0,5+2))=404 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/(τК·Z) об/мин, (2.24)

где Z – количество зубьев на периферийном венце шарошки;

τК – минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

- для упругопластичных пород τК = 6·10-3 сек;

- для пластичных пород τК =3… 6·10-3 сек;

- для упругохрупких пород τК = 6…8·10-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 – 650 м τК = 6·10-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/( 6·10-3 ·22)=295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 –3105 м τК = 6·10-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ,8 ½ MF – 15 Z=22, тогда по формуле (2.24):

n=39/( 6·10-3 ·24)=270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл. 2.5.

Таблица 2.5. Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них – обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют: ; КМЦ марки Габроил HV – высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан – относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) – фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК – 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 – гармоничная сочетающующаяся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 – 1200 метров на 10 – 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 – 2500 м на 7 – 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 – 2850 м на 7 – 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл – градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н – глубина интервала, м.

Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

 Скачать реферат