WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Технологія промивання свердловин (на прикладі свердловини №8 Краснозаводської площі) - Курсова робота

Технологія промивання свердловин (на прикладі свердловини №8 Краснозаводської площі) - Курсова робота

коефіцієнт навернозності (по діаметру)
Від До
0 360 1,20
360 2150 1,07
2150 3960 1,15
3960 5600 1,25
Дані про режим роботи бурових насосів під час буріння приведені в
таблиці 1.7
Таблиця 1.7
Інтервал буріння, м. Кількість працюючих насосів, шт.. Діаметр циліндрових втулок, мм. Кількість подвійних ходів хід/хв.. Тиск на насосах, мПа Подача насосів, м3/с
0-380 1 0,200 63 3,44 0,040
380-1840 2 0,150 62 10,6 0,042
1840-3950 2 0,150 47 9,54 0,032
3950-5100 1 0,150 65 10,21 0,022
5100-5600 1 0,150 65 11,77 0,022
Відомості про конструкції бурових колон приведені в таблиці 1.8
Конструкція бурових колон.
Таблиця 1.8
Тип труб Товщина стінки, мм. Довжина секції, м
Інтервал 0-380
УБТ-229 0,0645 36
УБТ-203 0,0565 26
УБВ-140 0,010 318
Інтервал 380-3950
УБТ-203 0,0565 232
ТБПВ-127 0,009 1718
ТБВ-140 0,010 2000
Інтервал 3950-5600
УБТ-178 0,053 215
ТБПВ-114 0,009 1885
ТБПА-127 0,009 2000
ТБВ-140 0,010 1500
2.Короткий огляд фактичного стану промивання свердловин.
Відомості про них, параметри н хімічну обробку розчинів, що використовують при бурінні свердловини приведені в таблиці 2.1
Таблиця 2.1
Інтервал буріння, м Тип бурового розчину Параметри розчину Хімічні реагенти обважувачі
, кг/м3 Т, с 1/ 10 qПа Ф см3/30хв. К, мм. П, % рН
0-380 глинистий 1160 40 20/30 6 1 3 7 КМЦ, ПВЛР, графіт
380-2500 Гуманно-акриловий 1120 20-30 20/30 4-5 1 2 7 Гіпси, Т-80, ПВЛР, ПАА, КССБ, КМЦ
2500-3950 Високо-калієвий 1180 40-50 50/70 5-6 1 2 7 СаСІ2, КССБ, Т-80, графіт барит
3950-5400 калієвий 1320 40-80 40/60 5-6 1 2 8 КСІ, КССБ, КМЦ, ПВЛР, графіт, барит
Співставлення даних приведених в таблиці 2.1 та технологічних умов буріння, приведених в розділі 1, дає можливість зробити висновок, що в основному типи розчинів вибрані вірно. Сумнів впливає інтервал 0-380 м., де можливі обвали стінок свердловин, складених суглинами та глинами. В цьому інтервалі можливо необхідно використати не глинистий а інгібований розчин.
Але так, як довжина інтервалу незначна, породи відносяться до І-ІІ категорії буримості, то буриться він невидимо і кріпиться кондуктором. Тим більше, що надалі він переводиться гумосно-акриловий, а не утилізується. Інші розчини відповідають умовам буріння.
Для приготування розчинів використовується двовальна глиномішалка МГ 2-4 та фрезерно струменевий млин ФСМ-3. За допомогою ФСМ-3 проводиться обважнення бурового розчину. Очищення розчину ведеться за допомогою вібросита ВС-2, пісковідділювача ПГ-50 та муловідділювача ИГ-45. Дегазація проводиться за допомогою вандумного дегазатора ДВС-2. Застосування обладнання відповідає технологічним вимогам щодо якості приготування, очищення, обважнення та хімічної обробки застосування розчинів є досить надійним та ефективним у помірних кліматичних умовах.
3. Типи та параметри проектних бурових розчинів.
Як було вказано вище, застосовувані бурові розчини розчині в основному відповідають умовам буріння. У відповідності із застосуванням та проектування, буріння під експлуатаційну колону повинна вестись н соленасиченому буровому розчині. Соленасичені розчини застосовуються в основному для розбурювання солей без прошарків теригенних відкладів, а також при високій температурі (до 160 0С) [2]
Умови буріння проектованої свердловини не зовсім відповідають цим умовам. Доцільніше застосувати інгібований буровий розчин.
Соленасичений розчин також має інгібуючі властивості по відношенню до глин та вапняків, якими в основному приготовлений розріз свердловини. Крім того соленасичений розчин виступає інгібітором для глинистих цементів в пісковикових колекторах, що дозволяє не знижувати природну проникність колектора. Інгібуюча властивість солених розчинів залежить від активності водної фази. В соленасиченому пластичному розчині застосовують NaCl. Кращими від галіту понижувачами активності глинистої фази є сільвін (КCl) та CaCl2. Ці солі, як і NaCl, є коефіцієнтами тому було б доцільно застосувати соленасичений буровий розчин на основі КCl, а не NaCl, що більш відповідає умовам буріння. Але з відповідності із завданням використовують стабілізований соленасичений розчин [2]
Густина бурового розчину розраховується за формулою 3.1
де q - прискорення вільного падіння м/с2
Рnл - пластовий тиск, Па
?Р - рекомендована різниця між пластовим тиском в свердловині, Па
Н - глибина розрахованого інтервалу, м.
У відповідності 3 (3)
При Н2500 ?Р=(4:7) % від Рnл але не більше 3,5 мПа.
Інтервал 0-380 м.
?Р=3,8·106·(0,1:0,15)=(0,38:0,57)·106Па
Інтервал 380-1160
?Р=10,6·106·(0,1:0,15)=(1,06:1,57)·106Па
Приймаємо (1,06:1,5)·106Па
Інтервал 1160-2150
?Р=21,7·106+(0,05:0,1)=(1,08:2,17)·106Па
Інтервал 2500-3950
?Р=43,0·106·(0,04:0,07)=(1,72:3,01)·106Па
Інтервал 3950-4500
?Р=48,6·106·(0,04:0,07)=(1,94:3,4)·106Па
Інтервал 4500-5270
?Р=57,0·106+(0,04:0,07)=(2,28:3,99)·106Па
Приймаємо (2,28:3,8)·106Па
Інтервал 5270-5450
?Р=64,8·106+(0,04:0,07)=(2,59:4,54)·106Па
Приймаємо (2,59:3,5)·106Па
Інтервал 5450-5530
?Р=60,3·106+(0,04:0,07)=(2,41:4,22)·106Па
Приймаємо (2,41:3,5)·106Па
Інтервал 5530-5600
?Р=61,0·106·(0,04:0,07)=(2,44:4,27)·106Па
Приймаємо (2,44:3,5)·106Па
необсадженого
В останньому інтервалі густина перевищує розрахункові значення. Це можна пояснити невірно вибраною конструкцією свердловини (несумісні умови буріння). Зміна конструкцій свердловини цією роботою не передбачена, тому, щоб запобігти флютдопроявленості в інтервалі 5270-5450, приймаємо густину 1270 кг/м3.
У зв'язку з відсутністю даних про густину порід по розрізу свердловини, розрахунок статичного напруження зсуву не проводимо. У відповідності з рекомендаціями [2] для соленасиченого розчину приймається 1=24:90gПа; 10=36:135gПа
Фільтрацію розчину розраховуємо за формулою 3.2 приведеною в [4]
(3,2)
?Р - різниця між тиском в свердловині та пластовим мПа
Однак в соленасиченому розчині таку фільтрацію підтримувати технологічно неможливо.
Тому приймаємо Ф3о=(4:5) см/30хв
Інші параметри соленасиченого розчину у відповідності з [2] приймаємо такими:
- умовна в'язкість Т=40:60с; рН=7,5:8,5;
- товщина глиняної кірки - до 1мм.;
- вміст піску - до 2%;
Інтервал буріння, м. Тип бурового розчину Параметри розчину Хімічні реагенти обважнювачі
, кг/м3 Т, с 1/ 10 gПа Ф3 см/30хв К, мм. П, % рН
0-380 Глинистий 1160 40 20/30 6 1 3 7 КМЦ, ПВЛР, графіт
380-2500 Гуматно-акриловий 1120 20-30 20/30 4-5 1 2 7 Гіпси, Т-80, ПВЛР, ПАА, КССБ, КМЦ
2500-3950 Високо-калієвий 1180 40-50 50/70 5-6 1 2 7 СаСІ2, КССБ, Т-80, графіт, барит
3950-5600 Калієвий 1320 40-80 40/60 5-6 1 2 8 КСІ, КССБ, КМЦ, ПВЛР, графіт,
Loading...

 
 

Цікаве