Выбор конструкции скважины
Значения показателей и повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах. При вскрытии слабопроницаемых пластов, когда поступление пластового флюида не создает опасности возникновения аварии и не наносит… Читать ещё >
Выбор конструкции скважины (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Типовая конструкция скважины представлена в таблице 9.
Номер колонны в порядке спуска. | Название колоны. | Интервал установки колонны по вертикали скважины, м. | Номинальный диаметр скважины, мм. | Предназначение колонны. | |
от (верх). | до (низ). | ||||
направление. | 397,3. | Предохранение устья от размыва. | |||
Кондуктор | 295,3. | Перекрытие неустойчивых обваливающих пород, предупреждение прихвата бурильной колонны и перекрытие интервалов поглощения. | |||
Эксплуатационная. | 215,9. | Проведение испытания эксплуатационного объекта в колонне. |
Расчет и обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения
При бурении проницаемых пород плотность промывочной жидкости определяется условиями недопущения поглощения промывочной жидкости и проявления.
с? kPnP/gH (1).
с < Pn — ДPkn/gH (2).
где k — коэффициент превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым, учитывающий уменьшение давления в скважине при подъеме.
Поскольку на данном этапе величина ДРкп неизвестна, допускается условие недопущения поглощения представить в виде.
с? Pn/kgH (3).
с последующей проверкой условия (4).
При разбуривании плотных непроницаемых пород условиями, определяющими выбор плотности промывочной жидкости, являются сохранение устойчивости стенок скважины и недопущение гидроразрыва пород.
(4).
Для ограничения величины дифференциального давления желательно иметь.
(5).
Значения k1 и ДР приведены в таблице 10.
Таблица 10 — Значение коэффициентов резерва для выбора плотности промывочной жидкости согласно [4].
Глубина кровли пла; ста, Н. | k. | k1. | ДР, Мпа. |
Н<1200 м. | 1,1. | 1,15. | 1,5. |
1200<�Н м. | 1,05. | 1,1. | 2,5. |
Если невозможно выбрать плотность промывочной жидкости, удовлетворяющую условиям (3), (4), это означает, что в данном интервале невозможно бурение без проявления или поглощения или того и другого вместе. В этом случае принимается решение о вскрытии пласта с проявлением или поглощением с последующим его перекрытием или кольматацией. Для снижения интенсивности поглощения возможно применение аэрированных жидкостей или наполнителей к ним.
При вскрытии слабопроницаемых пластов, когда поступление пластового флюида не создает опасности возникновения аварии и не наносит ущерба окружающей среде и здоровью людей, не приводит к порче промывочной жидкости, возможно бурение при Рс Рп).
Расчет плотности бурового раствора для промывки в случае депрессии на пласт в глиносодержащих породах определяется по формуле:
где = (10−15%)?Рск (согласно [ПБ]) — допустимая депрессия на пласт.
(7).
(8).
где — средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м3;
Рпор ??Ка ???в ??g ??Нк (9).
Пластическую (структурную) вязкость промывочной жидкости следует поддерживать на минимально возможном уровне. При использовании трехступенчатой системы очистки желательно поддерживать ее в следующих пределах [2,3]:
диспергирующий (глинистый) раствор
з ??(?,???,???)ф??, Па ??с; (10).
недиспергирующий (полимерный) раствор
з ???,???ф??, Па ??с (11).
Для сохранения седиментационной устойчивости раствора пластическая вязкость должна превышать предельное минимальное значение.
з ???ф???, Па ??с (12).
max ???
Нежелательно превышение пластической вязкости значений.
з???,???с ???,??, Па ??с(13).
max.
Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистых растворов может быть определено из выражения.
ф ???,???с ???, Па(14).
Для обеспечения ламинарного (структурного) режима течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве необходимо иметь.
(15).
Для предотвращения осаждения частиц выбуренной породы на забой скважины при прекращении циркуляции необходимо, чтобы.
(16).
где К2 — экспериментальный коэффициент, зависящий от диаметра частицы Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы можно принять равным шагу зубьев периферийного ряда шарошки. Ориентировочно его можно найти из выражения: для долот типа С.
dm= 0,0035 + 0,0037 Дд
для долот типа СТ и Т.
dm= 0,002 + 0,035 Дд.
Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему выделенному комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный представлены в таблице 11.
Таблица 11 — Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора.
Оценка качества. | мПа*с. | дПа. | КП*,. |
отлично. | 3−6. | 15−30. | >500. |
хорошо. | 6−10. | 20−50. | 350−500. |
удовлетворительно. | 10−15. | 20−50. | 200−350. |
Примечание: КП* - коэффициент пластичности, КП =. |
Структурно-механические свойства буровых растворов, характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут () и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе [4,5,6].
Значения показателей и повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.
Требуемая величина статического напряжения сдвига через 1 мин (СНС1, дПа) может быть определена по следующей формуле СНС1 ??5 [2 — ехр (- 110 d)] d (?п — ?), (17).
где: dусловный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м;
?п, ??- плотность соответственно породы и бурового раствора, кг/м3.
Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя водоотдачи (В) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления.
Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:
(18).
Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала: I интервал (0−50)м.
Рпл ??????g ??H ;
Рпл???1000 ??9,81??50 ??0,49? Па,
Плотность при условии репрессии:
- а) нижний предел
- б) верхний предел
- а)
б).
Согласно расчета 1149−4057 кг/ м3.
Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1200 ?1800 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.
Среднее значение динамического напряжения сдвига:
Пластическая вязкость:
Условная вязкость:
СНС:
Водоотдача:
II интервал (50−650)м.
Рпл ??????g ??H ;
Рпл???1000 ??9,81???50 ??6,38? Па,
Плотность при условии репрессии:
- а) нижний предел
- б) верхний предел
- а)
б).
Согласно расчета 1151−1236 кг/ м3.
Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1160 ?1200 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.
Среднее значение динамического напряжения сдвига:
Пластическая вязкость:
Условная вязкость:
СНС:
Водоотдача:
III интервал (650−1850)м.
Рпл ??????g ??H ;
Рпл???1000 ??9,81???50 ??18,1? Па,
Плотность при условии репрессии:
- а) нижний предел
- б) верхний предел
- а)
б).
Согласно расчета 1097−1135 кг/ м3.
Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1120 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.
Среднее значение динамического напряжения сдвига:
Пластическая вязкость:
Условная вязкость:
СНС:
Водоотдача:
IV интервал (1850−2550)м.
Рпл ??????g ??H ;
Рпл???1000 ??9,81???50 ??25? Па,
Плотность при условии репрессии:
- а) нижний предел
- б) верхний предел
- а)
Рпор ??Ка ???в ??g ??Нк б).
Согласно расчета 881−1099 кг/м3.
Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1080 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.
Среднее значение динамического напряжения сдвига:
Пластическая вязкость:
Условная вязкость:
СНС:
Водоотдача: