Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ" — страница 7

  • Просмотров 4677
  • Скачиваний 20
  • Размер файла 371
    Кб

таблице2.2 Таблица 2.2 Конструкция скважины Наименование колонны Глубина спуска, м dд., мм dтруб, мм Кондуктор 0-550 295,3 245 Эксплуатационная колонна 550-1300 215,9 168 2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются

физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3 При бурении под кондуктор используется,

наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки. Таблица 2.3 Поинтервальная химическая обработка буровых растворов Интервал бурения, м Наименование химреагентов и материалов Цель применения реагентов в

растворе Норма расхода, кг/м3 Потребность компонентов, т 1 2 4 5 6 0-550 Бентонитовый глинопорошок Приготовление глинистой суспензии 50 27,5 Кальцинированная сода Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора 0,4 0,22 КМЦ-700 (Tylose) Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора 1 0,55 ТПНФ Понизитель вязкости 0,1 0,055 ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП) Снижение липкости глинистой корки 1,8 0,99 Графит ГС-1 Профилактика прихватов

обсадных колонн 1,8 0,94 Smectex (DKS-extender) Снижение интенсивности кавернооброзования 0,2 0,11 550-1300 Кальцинированная сода Нейтрализация ионов Са 0,25 0,19 Унифлок Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора 0,3 0,23 КМЦ-700 (Tylose) Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора 0,4 0,30 2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу

скважины и условий предупреждения проявления пластов. [кг/м3], где h – глубина залегания кровли пласта, м к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым. к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м Бурение по кондуктор: кг/м3. Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора: с = 1120 кг/м3. Вскрытие продуктивного пласта: кг/м3. Для