- •4) Эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.
- •2.2 Выбор способа бурения
- •2.3.2 Выбор промывочной жидкости при бурении под кондуктор
- •2.4.3 Выбор промывочной жидкости при бурении под техническую колонну
- •2.4.4 Выбор промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну
- •2.4.5 Выбор промывочной жидкости при бурении под хвостовик
- •2.5 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов
- •2.6 Расчет бурильной колонны
- •2) Общие потери давления при циркуляции определяются как сумма потерь в отдельных элементах циркуляционной системы по формуле:
- •2.7 Расчет эксплуатационной колонны
- •2.9.2 Выбор способа цементирования
2.3.2 Выбор промывочной жидкости при бурении под кондуктор
После разбуривания цемента параметры раствора доводятся до значений, предусмотренных план-программой. Для улучшения качества очистки ствола от шлама, стабилизации стенок скважины и снижения интенсивности кавернообразования рекомендуется поддерживать условную вязкость раствора по воронке Марша 80-100 секунд до 450 м бурения и 50-70 с 450 м. Вместе с тем, излишне высокая вязкость увеличит потери давления в кольцевом пространстве скважины и эквивалентную циркуляционную плотность раствора, а также усилит скачки давления при СПО, что может спровоцировать возникновение поглощений, а также осыпи и обвалы ствола скважины. Потребность в растворе представлена в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Объём раствора |
||||||||||
Участок |
Длина участка по стволу, м |
Глубина по стволу, м |
Вн. Диаметр, мм |
Коэфф. Каверно-зности |
Объём, м3 |
|||||
от |
до |
|||||||||
Направление |
0 |
80 |
80 |
404 |
1,0 |
10 |
||||
Кондуктор |
80 |
760 |
680 |
393,7 |
1,25 |
130 |
||||
Начальный объём раствора |
80 |
м3 |
Объём на углубление |
130 |
м3 |
Обём на разбавление/пополнение потерь |
50 |
м3 |
Итог: |
260 |
м3 |
Бурение производится с использованием глинистого раствора, рецептура которого приведена ниже (таблица 2.7).
Таблица 2.7 - Ожидаемая потребность в хим. Реагентах |
||||
Наименование |
Описание/Назначение |
Упаковка |
Расход |
|
кг/м3 |
упак. |
|||
Бентонитовый глинопорошок |
API бентонит/ структурообразователь |
1000 кг/меш. |
130 |
34 |
Натрий-карбоксиметилцеллюлоза |
Натриевая соль целлюлозогликолевой кислоты/регулятор водоотдачи и вязкости |
45кг/меш. |
3 |
17 |
Гипан |
гидролизованный полиакрилонитрил/понизитель фильтрации |
45кг/меш. |
1,5 |
4,5 |
Параметры раствора используемого для бурения приведены в таблице 2.8.
Таблица 2.8 - Параметры бурового раствора |
||
Параметр |
Единицы измерения |
Значение |
Плотность |
г/см3 |
1,18 |
Условная вязкость по воронке Марша |
сек |
80-100 |
СНС: 10 секунд 10 минут |
дПа |
50-70 75-105 |
ДНС |
дПа |
50-100 |
Пластическая вязкость |
мПа*с |
- |
Содержание песка |
% |
- |
Показатель рН |
- |
8-9 |
2.4.3 Выбор промывочной жидкости при бурении под техническую колонну
При достижении конечной глубины необходимо провести промывку в объеме двух циклов циркуляции, затем провести контрольный подъем и спуск инструмента до забоя, до начала бурения в открытом стволе достаточна плотность раствора на уровне 1.18 г/см3. Плотность раствора в интервале 760-2765 м поддерживается на уровне 1.10 г/см3. Требуемые значения плотности достигается за счёт барита. Потребность в растворе представлена в таблице 2.9.
Таблица 2.9 - Объём раствора |
||||||
Участок |
Длина участка по стволу, м |
Глубина по стволу, м |
Вн. Диаметр, мм |
Коэфф. каверно-зности |
Объём, м3 |
|
от |
до |
|||||
Обсадная колонна |
0 |
760 |
760 |
306 |
1,0 |
56 |
Открытый ствол |
760 |
2765 |
2005 |
295,3 |
1,25 |
215 |
Начальный объём раствора |
160 |
м3 |
Объём на углубление |
215 |
м3 |
Обём на разбавление/пополнение потерь |
80 |
м3 |
Итог: |
455 |
м3 |
Бурение производится с использованием глинистого раствора, рецептура которого приведена ниже (таблица 2.10).
Таблица 2.10 - Ожидаемая потребность в хим. реагентах |
||||
Наименование |
Описание/Назначение |
Упаковка |
Расход |
|
кг/м3 |
упак. |
|||
Бентонитовый глинопорошок |
API бентонит/ структурообразователь |
1000 кг/меш. |
50 |
23 |
Полиакрилат натрия |
Понизитель водоотдачи |
45кг/меш. |
1,6 |
16 |
Полиакриламид |
Стабилизатор, регулятор фильтрации |
45кг/меш. |
0,8 |
8 |
Ксантановый биополимер |
для увеличения реологических характеристик |
45кг/меш. |
1,0 |
10 |
Смазочная добавка |
смазка |
200 л/бочка |
2,5 |
6 |
Параметры раствора используемого для бурения приведены в таблице 2.11.
Таблица 2.11 - Параметры бурового раствора |
||
Параметр |
Единицы измерения |
Значение |
Плотность |
г/см3 |
1,1 |
Условная вязкость по воронке Марша |
сек |
40-50 |
СНС: 10 секунд 10 минут |
дПа |
15-50 20-75 |
ДНС |
дПа |
35-70 |
Пластическая вязкость |
мПа*с |
- |
Содержание песка |
% |
- |
Показатель рН |
- |
7-9 |