ustify"> § очікуваних геологічних та гідрогеологічних умов залягання порід, їх літологічного та хімічного складів;
§ стійкості порід під впливом фільтрату бурового розчину;
§ наявності проникних пластів, їх потужності і пластових тисків;
§ тисків гідравлічного розриву;
§ з урахуванням накопиченого досвіду в аналогічних умовах, а також наявності сировини для приготування бурового розчину.
У залежності від перерахованих умов і глибини свердловини циркулюючий агент іноді доводиться вибирати не тільки для кожного району, ділянки або окремо взятої свердловини, а й для буріння різних інтервалів в одній свердловині. Система очищення промивної рідини повинна забезпечувати її ефективну очистку від вибуренной гірської породи, у тому числі, і від надмірного вмісту колоїдної глинистої фракції.
Враховуючи геологічні умови, при бурінні під напрямок, кондуктор і експлуатаційну (технічну) колону раціональним буде використання полімер-глинистого бурового розчину, при бурінні під експлуатаційну колону (хвостовик) - Обтяжені полімер-глинистого бурового розчину.
Для визначення щільності бурового розчину, побудуємо суміщений графік тисків, використовуючи дані про градієнтах пластових тисків і тисків гідророзриву гірських порід.
На основі отриманих значень k а, k п і відносної щільності бурового розчину? отн побудований графік суміщених тисків. З урахуванням коефіцієнта аномальності і коефіцієнта поглинання використовуємо однаковий буровий розчин для буріння під кондуктор і проміжну колону. Оскільки геологічний розріз не містить зон з явною несумісністю зовнішніх умов, але до 2040 м розріз свердловини представлений м'якими гірськими породамі- обрана наступна конструкція свердловини:
· Експлуатаційна колона: глибина спуску 2913 м, зовнішній діаметр D н=127 мм, товщина стінки 5,6 мм;
· Проміжна колона: глибина спуску +2040 м, зовнішній діаметр Dн=мм, товщина стінки 12,7 мм;
· Кондуктор: глибина спуску 900 м, зовнішній діаметр Dн=мм, товщина стінки 13,8 мм.
· Напрям: глибина спуску 50 м, зовнішній діаметр Dн=377мм, товщина стінки 10 мм.
Рис. 1. Суміщений графік тисків
Згідно з вимогами п.210 «Правил безпеки в нафтовій і газовій промисловості» [11] гідростатичний тиск, що створюється стовпом бурового розчину, повинно перевищувати пластовий (поровий) тиск на величину не менше 10%, але не більше 1,5 МПа. Враховуючи ці умови вибираємо щільність бурового розчину 1,3г/см 3. Як видно з суміщеного графіка тисків (рис.2.1), репресія на пласти виключає можливість як гідророзриву гірських порід, так і поглинання бурового розчину в даному інтервалі.
Обсяг бурового розчину для буріння під
Напрям:
Кондуктор:
Проміжна:
Експлуатаційна:
Таблиця 6
Необхідні параметра розчину (За стандартом РФ) Щільність, питома вага, г/см 3 1,3, 003Водоотдача, см 3/30хв (ВМ - 6) Не більше 5Условная в'язкість, сек70-90рН9-10Песок ,% Не більше 0,5МВТ, кг/м 3 lt; 15Смазка,% 2-3Корка, ммНе більш 0,5СНС, дПа50-80Пл.вязкость мПа * сек48-96Cl, мг екв/л gt; 100000
3.4.4 Вибір породоруйнуючого інструменту
Різноманітність геолого-технічних умов буріння вимагає застосування різних породоразрушающих інструментів, розроблених з урахуванням особливостей процесу руйнування тих чи інших гірських порід. Тому тип породоруйнуючого інструменту вибирається залежно від литологической характеристики порід: їх твердості, пластичності, абразивності, а також способу буріння.
Таблиця 7
Враховуючи конкретні гірничо-геологічні умови (розріз свердловини складний м'якими і середніми породами), при бурінні свердловини будуть застосовані трьохшарошкові долота різних типорозмірів. Дані про типорозмірах використовуваних доліт на інтервал свердловини наведено в табл. 8.
Таблиця 8
Інтервал, мШіфр долотаТіп долотаДіаметр долота, ммКатегорія по бурімостіГорная порода0-50III 469,9 М-ЦВМ469,9IIСупесі, суглинки, гліни341-900III 349,5 М-ЦВМ349,5IIПескі, гліни900-2813III 238,1 МС-ГВМС238,1III, IVГліни, алевроліт, аргілліти2813-2913III 161 С-ЦВC161IV, VПесчанікі, аргіліти, алевроліти
.5 Вибір способу буріння
Основна вимога до вибору способу буріння нафтових і газових свердловин - необхідність забезпечення успішної проводки стовбура свердловини при можливих ускладненнях з високими техніко-економічними показниками. Спосіб ...
