Обоснование расхода промывочной жидкости

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Конструкция скважины

ВЫБОР ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА

1. Рассчитываем эквиваленты градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород (ГРП).

- значение коэффициента репрессии

- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности

1,1< <1.6 = =

1.1< <1.6 = =

1.05< <1.4 = =

1.05< <1.4 = =

1.05< <1.4 = =

1.05< <1.3 = =

1.05< <1.3 = =

Ввиду полученных результатов выберем следующую плотность.

Совмещённый график давлений при строительстве эксплуатационных скважин на Приобском месторождении

Установка ПВО будет осуществляться на промежуточную колонку, найдём минимальную глубину её спуска из условия предотвращения ГРП:

Наиболее вероятно проявление из нефтеносного горизонта, залегающего в интервале 2660-2720 метров.

Примем тогда:

Глубина спуска кондуктора принята 1150 м (по вертикали) в соответствии с требованиями правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (башмак обсадной колонны, перекрывающей горные породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках; спуск кондуктора должен предусматриваться до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины)

Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака

Давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора:

Р_{грп 1150} = H×α_грп = 1150×1,7 = 19,55 МПа

Внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтегазоводопроявлении и закрытом устье скважины:

Р_в1150 = 26-0,1×0,863×(2660-1150)=13 Мпа

Запас прочности горных пород на гидроразрыв у башмака кондуктора:

n= 19,55/13 = 1,5 (т.е. 50%), что вполне достаточно.

Из приведенных выше расчетов видно, что глубина установки башмака кондуктора обеспечивает предотвращение гидроразрыва горных пород при нефтегазоводопроявлении из продуктивного пласта (при полном замещении бурового раствора в скважине пластовым флюидом) и перекрытие склонных к текучести и обвалообразованию пород.

ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ

Выбор способа бурения осуществим путем сравнения результатов полученных при бурении идентичных скважин (в геологическом отношении).

В интервале бурения под направление на рассматриваемых скважинах проводится с использование ротора (роторный способ). В интервале под кондуктор и эксплуатационную колонну используют турбобур (турбинный способ). Использование ротора обусловлено тем, что бурение верхних отложений лучше проводить на высоких оборотах с низким моментом. Бурение нижних отложений выгодно при использовании максимального момента, которое осуществляется при наличии ГЗД.

ОБОСНОВАНИЕ РАСХОДА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Расход промывочной жидкости оказывает существенное влияние на механическую скорость бурения, проходку на долото, чистоту и состояние ствола скважины.

Выделим основные функции промывочной жидкости:

- очистка забоя скважины от шлама;

- вынос шлама на поверхность;

- обеспечение работы ГЗД в технологически необходимом режиме при турбинном бурении.

Произведем расчёт оптимальной величины расхода промывочной жидкости для обеспечения выполнения каждой функции: