Технология бурения скважин

 

Для бурения первого  интервала 0-110м лучше подходит односекционный турбобур ЗТСШ 1 – 240, так как он выдает необходимый момент на разрушение пород и его частота вращения позволяет эффективно вести углубление, кроме того, у этого двигателя меньшее значение перепада давления.

Для бурения второго  интервала 110-780м подходят двухсекционные турбобуры ЗТСШ – 240 и ЗТСШ 1 -1 – 240. У второго двигателя лучшее значение частоты вращения, но выше перепад давления и поэтому примем двухсекционный ЗТСШ – 240, который использовался ранее в предыдущем интервале. В интервале искривления ствола 130-319м примем одну секцию ЗТСШ 1 -240, которая хоть и не выдает нужного момента, но удовлетворяет требованию вписываемости компоновки низа колонны в искривленный участок.

Для бурения третьего интервала 780-1270м лучше других подходит ТРХВ – 195. Он обеспечивает необходимую  величину частоты и момента и  у него не высокое значение перепада давления.

Для бурения четвертого интервала 1270 – 2080м подходят ТРХВ – 195, А7 ГТШ и ТРМ – 195Т, но у ТРХВ – 195 повышенное значение частоты, что  не эффективно в породах средней  твердости, а у А7 ГТШ высоко5е  значение перепада давления, что тоже нежелательно. Принимаем для бурения этого интервала ТРХВ – 195.

Для бурения пятого интервала 2080-2250м принимаем турбобур Д1 – 195 по рассчитанному п. 3.2.6

2.13. Выбор типа  бурового раствора и расчет  параметров промывочной жидкости

Интервал бурения под направление сложен преимущественно песчаными и глинистыми породами, склонными к обвалам. По рекомендациям /9.10/ выбираем стабилизированный глинистый раствор. Глинистый раствор приготовляется из качественного бентонитового порошка. В качестве смазочной добавки используются отходы рыбожировые (ОРЖ). Данная рецептура отличается высокой экологической чистотой.

Интервал 110-805м сложен глинистыми породами. В связи с  этим необходимо применение раствора, предупреждающего диспергирование  разбуриваемых глинистых отложений. По рекомендации /10/ выбираем полимерный недиспергирующий раствор с низким содержанием твердой фазы. В качестве полимерного материала используем полимергуматный реагент “Полигум”, который менее токсичен по сравнению с широко распространенными ПАА.

Для бурения под эксплуатационную колонну выбираем также полимерный недиспергирующий раствор с низким содержанием твердой фазы. При  высоких показателях мгновенной фильтрации. Этот раствор обеспечивает хорошие показатели фильтрации за 30 минут. Небольшое содержание высококоллоидной глинистой фазы обуславливает меньшее загрязнение продуктивного пласта. В качестве смазывающей добавки используем ОРЖ.

Выбор плотности бурового раствора производим с учетом пластовых  давлений и давлений устойчивости пород, слагающих разрез. Для недопущения нарушения устойчивости стенок, плотность бурового раствора в интервале 0-110м принимаем 1150кг/м³.

В интервале 110-780м сложенном  глинами, плотность раствора примем равной 1150 кг/м³.

Для интервала 780-2250м для  создания необходимой репрессии и недопущения потери устойчивости стенок скважины принимаем плотность раствора 1140 кг/м³.

Условную вязкость (Т) бурового раствора по ВБР – 1. Выбираем для интервала 0-110 равной 30-35с, для  следующего интервала также 30-35с. Для  бурения под эксплуатационную колонну Т = 20-30с.

Реологические параметры  раствора выбираем с учетом эффективного разрушения забоя и по значению коэффициента динамической пластичности (К_п)

    ,            (2.66)

где τ_о – динамическое напряжение сдвига, Па;

п – пластическая вязкость, мПа·с

Для эффективного углубления скважины для всех интервалов принимаем  эффективную вязкость п_эф = 3мПа·с.

По опыту бурения  на Самотлорском месторождении принимаем  τ_о при бурении под направление равным 1,7Па, при бурении под кондуктор 1,4па, при бурении под эксплуатационную колонну τ_о =1,2Па.

По значению К_п  и с учетом промысловых данных пластическая вязкость (η) для направления равна 7мПа·с, для кондуктора равна 6мПа·с, для эксплуатационной колонны равна 4мПа·с.

Структурно-механические свойства проектируем с учетом опыта бурения по коэффициенту коагуляционного структурообразования (П_к).

    Па/с,            (2.67)

Принимаем Q₁ для направления 1,5÷2,5Па, для кондуктора и эксплуатационной колонны 4÷6Па.

Выбор необходимых значений водоотдачи (В) и толщины фильтрационной корки (К) производим так, чтобы предупредить возникновение осложнений.

Для интервала 0-2250м  В = 5÷8см³/30мин. В интервале продуктивного горизонта для уменьшения воздействия загрязнения В = 3÷58см³/30мин. Толщину корки принимаем для направления равной 1,5мм, для интервала 110-2250м равной 1мм.

Оптимальное значение рН для личносульфатного раствора 7÷8, а для полимерного недиспергирующего  рН = 8÷9.

Результаты по данному  разделу заносим в табл. 2.14

Таблица 2.14 Значения технологических  параметров растворов

Интервал по стволу, м		ρ, кг/м3	Т,  С	η, мПа-с	ηэф, мПа-с	τо, Па	СНС, Па		В,	К, м·10-3	Содержание твердой  фазы, %			рН	С, кг/м3
от (верх)	до (низ)						Q1	Q10			Коллоидной	Песка	Всего
0	110	1150	30-35	7	3	1,7	1,5-2,5	3-4	5-8	1,5	8,5	1,5	10	7-8	0,2
110	780	1150	30-35	6	3	1,4	2-3	4-6	5-8	1	6	1	7	7-8	0,2
780	2250	1140	25-30	4	3	1,2	2-3	4-6	5-8	1	5	1	6	8-9	0,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Рабочий проект на строительство нефтяных скважин на Самотлорском месторождении
2. Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Кузнецов В.Г. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Закачивание скважин” дневной и заочной формы обучения. – Тюмень: Тюм ИИ, 1994. -35с.
3. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1988 -360с.
4. Кулябин Г.А., Гречин Е.Г. Проектирование профилей направленно-искривленных скважин и расчет усилий на буровом крюке-методическая разработка для студентов очного и заочного обучения специальности 0211 “Бурение нефтяных и газовых скважин”. – Тюмень: ТюмИИ, 1982 -34с
5. Калинин А.Г., Григорян И.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник.- М.: Недра, 1990 – 273с
6. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник – М.: Недра, 1990 – 303с
7. Кулябин Г.А. Методические указания для проектирования режима бурения с забойными двигателями по курсу “Технология бурения глубоких скважин ч.1 и 2” – Тюмень: ТюмИИ, 1990
8. Кулябин Г.А. Методические указания по курсу “Технология бурения нефтяных и газовых скважин ” студентам специальности 0909 “Бурение нефтяных и газовых скважин для расчетов бурильной колонны на прочность на практических занятиях”, - Тюмень: ТюнИИ, 1992 – 18с
9. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов – М.: Недра, 1990 – 230с
10. Справочник по промывке скважин Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М.. –М.: Недра, 1984 – 317с
11. Зазуля Г.П. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Буровые растворы” – Тюмень: Тюм ИИ, 1993 – 33с
12. РД 39-7/1-0001-89 инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин – Куйбышев: ВНИИТнефть, 1989 – 196с
13. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин Булатов А.И. – М.: Недра, 1981 – 240с
14. Нормы времени на работы выполняемые буровой бригадой при бурении скважин и после бурения последней скважины на кусту. – Тюмень: ЦНИС ГТНГ, 1987 – 13с
15. Укрепленные нормы времени на спуско-подъемные операции и другие вспомогательные работы на метр проводки скважины при бурении буровыми установками “БУ -75 БрЭ”, “БУ -80-БрЭ”, “БУ-2500ЭУ”, “БУ-2500 ЭУК” с оснасткой талевой системы 4х5 и “Уралмаш-3000 ЭУК-1” с оснасткой талевой системы 4х5 и 5х6. –Тюмень: ЦНИСГ ГНГ, 1987 – 22с
16. Укрупненные нормы времени на креплении скважин. – Тюмень: ЦНИС ГТНГ, 1987 – 5с
17. Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые. – М.: НИИ труба, 1987 – 315с
18. Рубнева Л.Н., Гриднева Т.В. Методические указание к лабораторной работе “Корректировка сметной стоимости строительства скважины при изменении проектной скорости бурения” для студентов дневного и заочного обучения специальностей 07.03.03. и 09.09. Тюмень: ТюмИИ, 1993. -30с