Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное ГОСУДАРСТВЕННОЕ Бюджетное ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТюмГНГУ в г. Нижневартовске

Кафедра “Нефтегазовое дело”

Курсовая работа

по дисциплине: “Буровые технологические жидкости

на тему: “Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении”

БР.КР.21.03.01.ХХХ.2017.ПЗ

Руководитель: Доцент каф. НД

_______Н.А. Аксенова

(подпись) _________Солтукиев И.И.

Исполнитель:

студент гр. БСб-13

_________Солтукиев И.И.

Нижневартовск 2017

министерство образования и науки российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

(ТюмГНГУ)

Филиал ТюмГНГУ в г. Нижневартовске

Кафедра «Нефтегазовое дело»

курсовая работа

по дисциплине “Буровые технологические жидкости”

Задание № БР.КР.21.03.01.ХХХ.2017.ПЗ

Группа БСб-13

Студент Солтукиев Исмаил Ильясович

Дата выдачи

Срок предоставления

Тема курсовой работы: Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении

состав пояснительной записки

Титульный лист

Задание

Содержание

Введение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

2. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

2.1 Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов

2.2 Требования к буровым растворам

2.3 Обоснование выбора типа буровых растворов по интервалам бурения

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

2.5 Обоснование рецептур бурового раствора

3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине.

4 Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта

5 Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления бурового раствора

5.2 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

6. Управление свойствами буровых растворов при бурении скважин

6.1 Контроль параметров буровых растворов

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

6.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов

7 Охрана окружающей среды и недр

Выводы.

Список использованных источников

Задание к выполнению принял студент ______________/____________

Руководитель __________________________________/_Аксенова Н.А.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

2. Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложнености разреза и выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

2.1 Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложнености разреза

2.2 Выбор параметров промывочной жидкости

2.3 Обоснование выбора типа промывочной жидкости по интервалам бурения

2.4 Обоснование рецептур буровых растворов (выбор материалов и химических реагентов для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине)

3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

4. Гидравлический расчет промывки скважин и режиме вскрытия продуктивного пласта

4.1 Выбор расхода промывочной жидкости

4.2 Выбор гидромониторных насадок

4.3 Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

4.4 Проверка на отсутствие поглощений при бурении

4.5 Выбор насоса

4.6 Построение НТС (НС) номограммы

4.7 Выбор режима работы насоса по НТС (НС)- номограмме

4.8 Оптимизация промывки в процессе долбления

4.9 Оценка эффективности гидравлической программы

5. Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления бурового раствора

5.2 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

6.1 Контроль параметров буровых растворов

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

6.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов

7. Охрана окружающей среды и недр

8. Заключение

Список использованных источников.

ВВЕДЕНИЕ

Успешная безаварийная проводка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Процесс промывки скважин определяет режим разрушения породы, очистки забоя от обломков породы, охлаждения и смазки бурильного инструмента, транспортирования шлама на дневную поверхность и т.д.. Качественный подбор рецептуры бурового раствора может заметно сократить сроки строительства скважины, так как от качества бурового раствора зависят: скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений связанных с прихватами и устойчивостью ствола скважин, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.

Процесс строительства скважин нельзя рассматривать без учёта последствий воздействия на окружающую среду и принимаемых мер для снижения отрицательных явлений, возникающих под влиянием техногенных нагрузок.

Практикой установлено, что основные проблемы связаны с сооружением кустовых оснований, образованием больших объёмов отходов, возникающих в результате бурения и промывки скважин, в частности бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод. В связи с этим, требования к технологии промывки скважин и техническим средствам для приготовления, обработки и очистки буровых растворов должны быть направлены на ликвидацию источников загрязнения окружающей природной среды или на сведение их влияние к минимуму, соответствующему предельной концентрации или предельно допустимому сбросу в природные объекты.

Анализ работ отечественных исследователей позволил сформулировать основные для условий Западной Сибири задачи решение которых, при последующей их реализации, позволило уменьшить техногенное влияние на окружающую природную среду при производстве буровых работ.

Разработка конструкции кустовой площадки с экранирующим слоем, обеспечивающим при не планируемых разливах локализацию буровых сточных вод и жидких отходов бурения.

Разработка схемы монтажа бурового оборудования на кустовой площадке для экологически малоопасной технологии бурения.

Применение современных отечественных и зарубежных технических средств для регулирования и очистки раствора и буровых сточных в замкнутом технологическом цикле.

Применение экологически малоопасных реагентов и смазочных добавок для буровых растворов.

Разработка технологических схем утилизации и захоронения твёрдых и жидких отходов бурения.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

Геологический разрез Аганского месторождения представлен мощной (порядка 3400 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла. Разрез осадочного чехла в целом является типичным для Широтного Приобья и включает отложения юpского, мелового, палеогенового и четвертичного возрастов. В восточной части месторождения по данным бурения и, отчасти, сейсмического зондирования, отмечается так называемое ”аномальное строение баженовской свиты верхней юры”. Оно выражается в наличии в разрезе этой свиты нескольких битуминизированных глинистых пачек, перемежающихся нормальными песчано-глинистыми интервалами. Для пород, слагающих аномальные разрезы этой свиты, характерно развитие оползневых и флюидальных текстур, трещин, зеркал скольжения. Верхняя часть таких аномальных разрезов сливается с ачимовской пачкой нижнего мела, поэтому обычно вся эта толща обозначается как баженовско-ачимовская и имеет, таким образом, берриас-титонский возраст.

Наиболее детально тектонический план Нижневартовского свода и прилегающих к нему территорий изучен по отражающему горизонту "Ю", соответствующему кровле баженовской свиты и являющемуся региональным сейсмическим репером. В подавляющем большинстве случаев структурные карты по этому горизонту подтверждаются структурными построениями по результатам массового разбуривания площадей. По отражающему горизонту “Ю” Аганская площадь приходится на зону моноклинального повышения структурных поверхностей в сторону Аганского куполовидного поднятия, осложненного серией небольших по размеру и малоамплитудных (до 20-25 м) локальных поднятий. Эти поднятия в свою очередь осложнены более мелкими структурными элементами, что в целом обуславливает существенную дифференциацию структурных планов при расплывчатом характере очертаний.

В целом тектоника пликативных структурных форм в районе Аганского месторождения характеризуются типичным для Широтного Приобья унаследованным и конседиментационным характером развития.

Аганское месторождение расположено в Северо-Восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области и удалено от основных административных центров на следующие расстояния (по прямой): от районного центра г.Сургута - 180 км, окружного г.Ханты-Мансийска - 400 км, и от областного г.Тюмени - 800 км.

На самой площади населенный пункт - вахтовый п. Аган. В 45 - 50 км южнее ее , на р. Оби расположены п. Вата и г.Мегион, а в 35 - 40 км юго-восточнее Самотлорское месторождение.

Орографически данная территория представляет сравнительно сложнорасчлененную плетеобразную возвышенность с рельефом аккумулятивного типа, служащую водоразделом рек Оби и Агана.

В пределах месторождения наблюдается сравнительно высокое колебание абсолютных отметок рельефа от +105 до - 65 м от уровня моря. Болота на изученной части нефтеносной площади встречаются редко. Они имеют небольшие размеры и глубину около 0,5 - 2,5 м и занимают не более 10 - 15 % площади.

Озер на рассматриваемой территории нет, но местность интенсивно расчленена мелкими речками, ручейками и временными водостоками. Последние имеют узкие врезанные долины и извилистые русла.

Наиболее крупными из них являются протоки р.Аган - р.Кортен-Ях и р. Он-Еган-Ветлинья, однако обе они не судоходны и не пригодны для перевозки оборудования.

Климат района резко континентальный: лето короткое с максимальной температурой в июле до +30 С, зима продолжительная, в декабре и январе месяцах морозная до минус 50 С. Среднее количество осадков в году равно 400 мм, глубина снежного покрова 1-1,5 м.

На возвышенных участках развиты кедровые леса, а на склонах водораздела и в руслах рек - сосновые, еловые и небольшие острова лиственных лесов.

Общие сведения о районе буровых работ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Общие сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Месторождение (площадь)	Аганское
Год ввода площади в разработку	1965
Административное расположение: -республика
	Российская Федерация
-область (край, округ)	Тюменская (Х-Мансийский)
- район	Нижневартовский
Температура воздуха:
-среднегодовая, 0 С	+3,1
-наибольшая летняя, 0 С	+35
-наименьшая зимняя, 0 С	-50
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,4
Продолжительность отопительного периода, сутки	264
Преобладающее направление ветров	зимой ЮЗ-З летом С-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с	22
Многолетнемерзлые породы, м	отсутствуют

В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины, сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования, данные представлены в таблицах (2-5).

Таблица 2 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффи-циент каверноз-ности интервала (средневз-вешанная величина)
от (кроля)	до (подошва)	название	индекс	угол
				град	мин
0	40	Четвертичные отл.	Q	-	-	1,3
40	110	Журавская свита	Р2/3	-	-	1,3
110	220	Новомихайловская свита	Р2/3	-	-	1,3
220	300	Алтымская свита	Р1/3	-	-	1,3
300	400	Чеганская свита	Р1/3-Р3/2	-	-	1,3
400	680	Люлинворская свита	Р2/2	-	-	1,3
680	700	Талицкая свита	Р1	-	-	1,3
700	810	Ганькинская свита	К2	-	-	1,25
810	925	Березовская свита	К2	-	-	1,25
925	950	Кузнецовская свита	К2	-	-	1,25
950	1700	Покурская свита	К1 +К2	-	30	1,25
1700	1750	Алымская свита	К1	-	30	1,25
1750	2350	Вартовская свита	К1	1	30	1,25
2350	2600	Мегионская свита	К1	1	30	1,25
2600	2630	Баженовская свита	J3	1	30	1,25
2630	2635	Георгиевская свита	J3	1	30	1,25
2635	2700	Васюганская свита	J3	1	40	1,25

Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода, краткое название	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
Q	0	40	пески, суглинки, супеси, глины, торфяники	Супеси серые, пески желтовато-серые, суглинки вязкие
Р2/3	40	110	пески, суглинки, глины	Глины з/серые с прослойками песка м/з
Р2/3	110	220	глины, суглинки, пески	Переслаивание глин и песков серых м/з глинистых
Р1/3	220	300	пески, алевролиты	Пески серые с/з и м/з, глины серые с прослоями бурых углей
Р1/3-Р3/2	300	400	глины, алевролиты	Глины серые с линзами алевролитового материала
Р2/2	400	680	глины, опоки	Глины опоковидные, опоки серые
Р1	680	700	глины, алевролиты	Глины т/серые с линзами алевролитов
К2	700	950	глины, опоки	Глины серые, диатомовые, известковистые, опоки серые, глины з/серые с прослоями углей, глины з/серые алевритистые
К2-К1	950	1700	пески, песчаники, алевролиты, глин	Чередование песков, глин, песчаников р/з и глин серых алевритистых
К1	1700	2600	глины, алевролиты, песчаники	Аргиллиты серые слюдистые, песчаники т/серые м/з, алевролиты м/з крепкие серые, песчаники серые крепкие р/з кварцевые с прослоями алевролитов серых плотных, аргиллиты серые алевритистые с включениями растительного детрита
J3	2600	2630	аргиллиты	Черные битуминозные аргиллиты, иногда с конкрециями известняков
J3	2630	2635	аргиллиты, глины	Аргиллиты т/серые с включениями глауконита, глинисто-известковистые породы и глауконит
J3	2635	2700	аргиллиты, песчаники	Песчаники с линзами аргиллитов, с включениями углистого детрита, пирита, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород

Интервал,м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницае-мость, Дарси	Глинис-тость, %	Карбонат-ность, %	Твердость, кгс/см2	Абразив-ность (класс)	Категория пород по промысло-вой класси-фикации	Коэффи-циент плас-тичности
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0-40	Пески, супеси	1,8 1,9	25 35	0,6 -	7 40	1-2 -	- -	1-2	М	1,1-4,5 -“-
40-300	Пески, глины	1,9 1,8	35 6	0,6 0,001	7 90	1-2 1-2	- -	1-2	М	-“- -“-
300-950	Глины, опоки	1,9 1,5	6 4	0,001 0,01	90 50	1-2 -	- 41	2 2	МС	-“- 6
950-1700	Песчаники Глины Алевролиты	2,01 1,9 2,0	23 5 12	0,44-0,8 0,001 0,05	6-16 90 15	3-7 3-7 3-7	14-230 - 20-160	3-8 2 1-4	МС	1,1-4,5 -“- 1,6-4,3
1700-2210	Песчаники Алевролиты Аргиллиты	2,01-2,16 2,0 2,5	23-21 10 4	0,1-0,2 0,03 0,01	6-12 12 90	5-7 6-7 6	25-230 25-170 40-210	3-8 1-4 1-3	С	1,1-4,5 1,6-4,3 1,8-4,2
2210-2600	Алевролиты Аргиллиты	2,0-2,1 2,5-2,6	11-9 4	0,02 0,01	13 100	2-4 1-3	30-180 45-220	1-4 1-3	С	1,6-4,3 1,8-4,2
2600-2700	Аргиллиты Песчаники	2,6 2,18	4 17	0,01 0,03	100 12-16	1-3 3-4	45-220 30-200	1-3 3-8	С	1,8-4,2 2,5-4,5

Таблица 5 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент
	от (верх)	до (верх)	пластового давления	гидроразрыва пород	горного давления	геотермический
			величина кгс/см2	источник получения	величина кгс/см2	источник получения	величина кгс/см2	источник получения	величина кгс/см2	источник получения
Q-P1/3	0	570	Рпл=Ргидр	0,20	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
P2-К2	570	950	0,100	РФЗ	0,20	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
К2 -К1	950	1700	0,100	РФЗ	0,17	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
К1 -J3	1700	2600	0,100	РФЗ	0,16	расчет	0,22	расчет	3	РФЗ
J3	2600	2700	0,076	РФЗ	0,16	расчет	0,23	расчет	3	РФЗ
__________________________________________________ Примечание РФЗ- фактические замеры в скважине.

В разделе приводятся данные по нефтеносности и водоносности в таблицах (6,7). Данные по газоносности отсутствуют.

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс стратигр. подразд.	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/мі	Подвижность , Мпа?с(Дарси на сантипуаз)	Содержание серы,%/парафина,%	Дебит, мі/сут (НД)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8
К1(АВ1-3)	1700	1710	поров.	888	0,104	0,99/33	10-40
К1(АВ2-3)	1745	1760	поров.	888	0,104	0,99/33	10-40
К1(БВ4-8)	1790	1860	поров.	875	0,11	0,8/0,9	До 200
К1(БВ0-5)	1880	1970	поров.	870	0,087	1,8/0,8	30
К1(БВ6-8)	2110	2210	поров.	870	0,05	1,5/5,3	До 160
К1(БВ9-10)	2350	2370	поров.	865	0,04	0,8/2,3	90
К1(БВ19-22)	2475	2490	поров.	850	0,04	1,7/2,2	3-5
J3 (ЮВ1)	2635	2650	поров.	840	0,06	1,8/2,4	35

Продолжение таблицы 6

Пластовое давление, МПа	Газовый фактор , м3/т	Относительная по воздуху плотность газа	Динамический уровень в конце эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважине при эксплуатации, град	Рекомендуемые в МПа
					репрессия при вскрытии	депрессия при испытании
9	10	11	12	13	14	15
17	30	1,015	-	30-35
17,5	30	1,015	-	30-35
17,9	35	1,018	-	30-35
18,8	33	0,95	-	30-35
21,1	50	0,90	-	30-35
23,5	50	0,95	-	30-35
24,8	81	0,98	-	30-35
20	93	0,95	1500	30-35

Таблица 7 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Пластовое давление, МПа	Плотность, кг/мі	Химический состав в мг/л	Минерализация г/л
					анионы	катионы
	от (верх)	до (низ)						Na+ (К+)	Mg++	Ca++
Q-P1/3	0	300	Поровый	0-3	1009	89	11	84	6	10	0,1-0,2
К2-К1	950	1700	Поровый	9,5-17	1010	96	4	83	1	16	16-20
К1 -J3	1700	2600	Поровый	17-26	1010	95	5	92,5	1,1	6,4	17,2
J3	2600	2700	Пор. тр.	19,8-20,5	1016	87	12,6	94,2	1,66	4,14	28
J3(ЮВ1)	2635	2650	Пор. тр.	20,1	1020	99	1,0	94	2	6	28

Размещено на http://www.allbest.ru/

Поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения представлены в таблицах (8-11). Параметры, характеризующие возможные осложнения указаны на основе статических данных для наиболее представленных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий и представлены в таблице (12).

Таблица 8 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, мі/ч	Условия возникновения, в т.ч. допустимая репрессия
	от (верх)	до (низ)
Q - P1	0	700	до 5	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Таблица 9 - Осыпи и обвалы стенок

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал ,м	Время до начала осложнения, сутки	Интенсивность обвалов и осыпей	Мощность, м	Скорость, м/час	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
Q - P1	0	490	3	интенс.	700	100-120	нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.
Р1-К1	700	1750	3	слабые	1050	100-120

Таблица 10 - Нефтеводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал ,м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Плотность смеси при проявлении, кг/мі	I. Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
К2-К1	950	1690	вода	-	Условия возникновения снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с "сальником"; - снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины
К1(АВ1-3)	1700	1710	нефть	888
К1(АВ2-3)	1745	1760	нефть	888
К1(БВ4-8)	1790	1860	нефть	888
К1(БВ0-5)	1880	1970	нефть	888
К1(БВ6-8)	2110	2210	нефть	888
К1(БВ9-10)	2350	2370	нефть	888
К1(БВ19-22)	2475	2490	нефть	888
J3 (ЮВ1)	2635	2650	нефть	888

Таблица 11- Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал ,м	Репрессия при прихвате, МПа	Возможные условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Q--P1	0	700	-	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и CIIO
К2-К1	1150	2300	-

Таблица 12 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения	Характеристика (параметры осложнения и условия возникновения)
	от (верх)	до (низ)
К2-К1	950	1700	Разжижение глинистого раствора	Нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами.
К1 -J3	1700	2700	Сужение ствола скважиныскважины	Разбухание глин ввиду некачественного бурового раствора.

2. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

2.1 Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов

На данном месторождении на всех интервалах бурения по типовому проекту использовались полимерглинистые растворы с добавкой КМЦ для снижения водоотдачи и смазывающих добавок РЖК для предотвращения прихвата бурильного инструмента.

2.2 Требования к буровым растворам

Основное требование к буровым промывочным жидкостям обозначено «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03): «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов».

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических требований и ограничений:

облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

- не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов;

- не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;

- обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

- не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

- обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;

- обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами;

- быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.

Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложнённости разреза

Разделение геологического разреза начинается с анализа состава пород, слагающих разрез. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал является однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близкой по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений. Нужно уделять особое внимание на достигнутый уровень технологии бурения. При выделении в разрезе технологического интервала должны учитываться возможности самопроизвольного искривления скважин или решение специальных задач при наклонно-направленном бурении.

Выделяем следующие интервалы, исходя из данных условий:

1. Интервал (0-50)м. Супеси, пески, суглинки. Возможны поглощения бурового раствора, интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины. Бурение под направление.

2. Интервал (50-675)м. Глины, опоки, пески. Возможны поглощения бурового раствора, интенсивные осыпи и обвалы стенок скважины. Интервал обсаживается кондуктором.

3. Интервал (675-950)м. Глины, опоки. Возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, разжижение бурового раствора.

4. Интервал (950-1700)м. Глины, песчаники, алевролиты. Возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, разжижение бурового раствора. В интервале содержатся воды ГКН-ХК.

5. Интервал (1700-2700 )м. Аргиллиты, песчаники, алевролиты. Возможны нефтеводопроявления , сужения ствола скважины. Содержатся воды ГКН-ХК.

При разделении геологического разреза на технологические интервалы основными ориентирами является ГТН, таблицы (геологическая часть).

2.3 Обоснование выбора типа буровых растворов по интервалам бурения

Первый вариант буровых ратсворов выбирается в соответствии с опытом бурения на данном месторождении.

Второй вариант выбирается на основании литературного обзора .

Основным критерием при выборе типа бурового раствора для конкретных геологических условий является соответствие составов буровых растворов разбуриваемых пород на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия с буровыми растворами, разделяют на восемь групп с учетом пределов минерализации температуры на забое.

Первая группа - песчаники, доломиты, известняки. Эти породы характеризуются устойчивостью при разбуривании, так как не изменяют своих физико-химических свойств под воздействием фильтрата буровых растворов.

Вторая группа - песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов. Эти породы неустойчивы вследствие набухания глин и осыпей аргиллитов и алевролитов, в связи, с чем их разбуривание сопровождается осыпями, обвалами, поглощениями буровых растворов и прихватами бурильного инструмента.

Третья группа - глины. Разбуривание глин сопряжено с большими трудностями, так как они могут легко переходить в раствор, увеличивая в нем содержание твердой фазы. Наибольшее влияние оказывает коллоидная составляющая разбуриваемых глин.

Четвертая группа - аргиллиты, алевролиты, глинистые известняки. Эти породы, имеющие пластинчатое строение, характеризуются неустойчивостью к осыпям и обвалам.

Пятая группа - каменная соль. Ее растворение обуславливает образование каверн, что может, в свою очередь, привести к осыпям, обвалам вышележащих терригенных пород.

Шестая группа - каменная соль с пропластками других солей, обладающих различной растворимостью.

Седьмая группа - каменная соль с пропластками терригенных пород.

Восьмая группа - каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород.

Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу.

Систематизация данных об используемых при бурении скважин буровых растворах (в зависимости от типа горных пород, допустимой минерализации водной фазы, температуры на забое, ингибирующей способности, растворимости горных пород в воде) позволила разделить их на пять основных типов, которые подразделяются на виды, а виды - на рецептуры.

Результаты выбора бурового раствора показаны в таблицах 13.

Таблица 14- Типы буровых растворов

Интервал, м	Краткое описание горных пород	Типы бурового раствора
от	до
1	2	3	4
0	50	Супеси, пески, суглинки	1. Полимерглинистый 2. Известковый
50	675	Глины, опоки, пески	1.Полимерглинистый 2. Гипсо-известковистый
675	950	Глины, опоки	1. Естественно наработанный поли-мерглинитсый 2. Хлор-кальциевый
950	1700	Глины, песчаники, алевролиты	1. Естественно наработанный поли-мерглинитсый 2. Хлор-калиевый
1700	2700	Нефтенасыщенные песчаники, алевролиты, аргилиты	1. Естественно наработанный поли-мерглинитсый 2. Полимер- недиспергирующий

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов.

Параметры промывочной жидкости в первую очередь определяются необходимостью создания гидростатического давления в скважине, препятствующего проявлению пластового и порового давления геологических формаций. Кроме того, состав и свойства промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей стенок скважины, обеспечивать создание малой зоны проникновения фильтрата в продуктивный пласт и своими реологическими свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик ЗД и наземного оборудования, качественной промывки скважины и выносу шлама.

Плотность бурового раствора.

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пласта и проникновение пластовых флюидов в скважину.

, (1)

где, - плотность промывочной жидкости, кг/м3

- ускорение свободного падения, м/с2 ( м/с2)

- текущая глубина скважины, м

- пластовое (поровое) давление на глубине, кг/м2

- горное (геостатическое) давление на глубине , кг/м2

, (2)

где, Кз - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым

при до 1200м,

при до 2500м,

при больше 2500м.

Плотность бурового раствора при вскрытии газоводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

- 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2 (1,5 МПа);

- 5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/см2 (2,5 Мпа);

- 4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см2 (3,5 МПа).

Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см3 (1000 кг/м3) от кровли пласта до поверхности. Аномальное пластовое давление характеризуется любым отклонением от нормального.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений ( разница между горным и поровым давлением пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям.

Таким образом, в случае репрессии на пласт при вскрытии нефтеводонасыщенных, газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин, необходимую плотность бурового раствора в кг/м3 определят по формуле:

, (3)

где - пластовое давление, Па;

- допустимая репрессия на пласт, Па;

g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;

- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом

пластового давления, м

В случае бурения скважин в интервалах залегания непроницаемых горных пород с депрессией на стенки скважины необходимую плотность бурового раствора определят по формуле:

, (4)

где - допустимая депрессия на стенки скважины, Па.

, (5)

где - заданное значение депрессия в процентах от скелетного напряжения

, %.

Скелетное напряжение горных пород определяется разницей горного и порового давления по формуле:

, (6)

где - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м3;

- коэффициент аномальности порового давления;

- плотность пресной воды, кг/м3.

Если при рассчитанных значениях плотности бурового раствора наблюдается посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение подбирают путем её ступенчатого повышения.

Реологические параметры бурового раствора.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости и динамического напряжения сдвига .

Динамическое напряжение сдвига.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле:

, (7)

Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой системы очистки бурового раствора её в первом приближении оценивают по формуле:

, (8)

Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: , .

Условная вязкость

Вязкость качественно определят величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины, а также проникновение промывочной жидкости в поры и трещины горных пород. Оценочно определяется по формуле:

, с (9)

Структкрно-механические свойства промывочной жидкости

Структкрно-механические свойства буового раствора характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах. Эти свойства оценивают параметрами статического напряжения сдвига через 1 и 10 минут и их отношением. Выбор этих параметров должен проектироваться с учётом бурения в данном районе.

Выбор необходимых значений показаткля фильтрации и толщина образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учётом скважинных условий с целью предупреждения возможных осложнений при бурении и заканчивании скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных платсов. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:

, см3/30 мин (10)

Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала.

I интервал (0-50)м.

Pпл = 0,490 МПа, , МПа, м.

кг/м3,

кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м3.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Пас.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см3/30мин.

Интервал (50-650)м.

Pпл = 6,48 МПа, , МПа, м.

кг/м3.

кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м3.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Пас.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см3/30мин.

Интервал (650-950)м. Pпл = 9,32 МПа, , кг/м3, м.

кг/м3.

Скелетное напряжение горных пород:

МПа.

МПа.

кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора для интервалов (300-675) и (675-950) кг/м3.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па,

Пластическая вязкость:

Пас.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см3/30мин.

Интервал (950-1700)м.

Pпл = 16,677 МПа, , МПа, м.

кг/м3.

кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала кг/м3.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Пас.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см3/30мин.

Интервал (1700-2700)м.

Pпл = 20,14 МПа, , МПа, м.

кг/м3.

кг/м3.

Принимаем для данного интервала буровой раствор с наиболее подходящей плотностью кг/м3.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Па.

Пластическая вязкость:

Пас.

Условная вязкость:

с.

Водоотдача:

см3/30мин.

геологический разрез промывочный циркуляционный

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 15-Планируемые значения технологических параметров буровых растворов

Интервал бурения по вертикали,м	Плотность,кг/м3	Условная вязкость, с	Пластическая вязкость, мПа с	Динамическое напряжение сдвига, Па	СНС, Па через мин	Водоотдача, см3/30 мин	Толщина корки, мм	Содержа-ние песка, %	pH	Минера-лизация, г/л
от	До					1	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
0	50	1100	23,1	10	2,35	13	30	8,5	1-1,5	1,5	8	0,2
50	675	1100	23,1	9	2,4	14	30	8,45	1-1,5	1,5	8	0,2
675	950	1100	23,1	9	2,4	5	10	8,45	0,5-1	1	8	0,2
950	1700	1070	22,4	9	2,1	9	14	8,6	0,5	1	8,5-9	1-3
1700	2700	1040	22	8,3	1,84	11	15	8,8	0,5	1	8,5-9	0,5-1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вариант №1.

Для бурения под направление и кондуктор используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000+. Он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.

При бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000 Плюс.

Буровой раствор, обработанный КМЦ и НТФ, достаточно эффективен с точки зрения вскрытия продуктивного пласта. Использование в составе раствора смазки ФК-2000 Плюс, которая содержит ПАВ, также способствует снижению отрицательного воздействия раствора на продуктивный пласт (по данным разработчика смазки ФК-2000 Плюс).

Вариант №2.

Таблица 16. Результат выбора типов буровых растворов.

№	интервал	Группа горных пород	Название раствора	Назначение
1	2	3	4	5
1	0-50	Третья	Известковистый	Для бурения глинистых отложений. Для снижение пептизации выбуренной глины, набухание и вспучивание сланцев. Ингибирующий раствор.
2	50-675	Четвёртая	Гипсо-известковистый	Для разбуривания высококол-лоидных глинистых отложений. Для снижения гидротации и набухания глин. Ингибирующий раствор.
3	675-950	Четвёртая	Хлор-кальциевый	Для снижения гидротации и набухания глин при разбуривании глинистых отложений. Ингибирующий раствор.
4	950-1700	Вторая	Хлор-калиевый	Повышение устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах. Ингибирующий раствор.
12	1700-2700	Вторая	Полимер-недиспергирующий, малосиликатный	В данном случае для повышения качества вскрытия продуктивного пласта. Для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Ингибирующий раствор

2.5 Обоснование рецептур бурового раствора

После выбора типов буровых растворов устанавливают их рецептуры с целью обеспечения требуемых технологических свойств бурового раствора. Для обеспечения необходимых свойств буровые растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе бурения скважины.

Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное её назначение стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Эти две задачи взаимосвязаны.

Результаты выбора материалов и реагентов сводятся в таблицы 17, 18.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 17 Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (вариант 1)

Интервал бурения	Название раствора	Плотность раствора, кг/м3	Смена раство-ра в интервале	Название компонента	Содержание компонента в растворе, кг/м3
от	до
1	2	3	4	5	6	11
0	50	Полимер глинистый	1100		Г/п ПБМА КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000 НТФ	60,9 0,8 0,35 0,64 0,18
50	675	Полимер глинистый	1100	Да	Г/п ПБМА КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ	114,4 1,5 0,7 1,2 0,18
675	950	Естественный полимер глинистый	1100	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47
950	1200	Естественный полимер глинистый	1100	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47
950	1700	Естественный полимер глинистый	1070	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47
1700	2700	Естественный полимер глинистый	1040	Нет	КМЦ-600 Na2CO3 ФК-2000+ НТФ NaHCO3 Стеарат Al	6 1,27 3,3 0,2 1,2 0,47

Таблица 18.Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (вариант 2)

Интервал бурения	Название раствора	Плотность раствора, кг/м3	Смена раствора в интервале	Название компонента	Содержание компонента в растворе, кг/м3
от	до
1	2	3	4	5	6	11
0	50	Известковистый	1100	Да	Бентонит КССБ NaOH Ca(OH)2 Вода	85 40 3 4 920
50	675	Гипсоизвестковис-тый	1100	Да	Бентонит ОКЗИЛ СаSO4*2H2O КМЦ-600 NaOH Ca(OH)2 Вода	90 25 18 4 4 957
675	950	Хлоркальциевый	1100	Да	Бентонит КССБ КМЦ-600 Ca(OH)2 CaCl2 Вода	120 30 20 5 6 919
950	1700	Хлоркалиевый	1070	Да	Бентонит Крахмальный реагент(МК,ЭКР) KOH KCl Вода	70 12 3 40 935
1700	2700	Полимер-недиспер-гирующий	1040		Бентонит КМЦ-600 ПАА Нефть Вода	45 5 50 80 850

Размещено на http://www.allbest.ru/

3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

Для забуривания скважины следует использовать качественный глинистый раствор из бентонитового глинопорашка с добавками химических реагентов.

Объем бурового раствора для бурения интервала под кондуктор:

(11)

где Vпр- объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей,м3

Vбур- объем бурового раствора, затрачиваемый непосредственно на углубление скважины, м3

(12)

где n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3/м;

L - длина интервала, м

Объем бурового раствора, подлежащий химической обработки при бурении интервала ниже кондуктора, в случае смены типа раствора определяется по формуле:

(13)

где Vк- Объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной колонны(кондуктора), м3

 (14)

где dвн.к- внутренний диаметр обсадной колонны )кондуктора), м

Lк - глубина спуска колонны(кондуктора), м

Норма расхода бурового раствора на метр проходки в зависимости от диаметра долота

Дд=0,3937 м n=0,47 м3/м

Дд=0,2953 м n=0,25 м3/м

Дд=0,2159 м n=0,15 м3/м

Объем необходимый для заполнения скважины:

(15)

где Vс- объем бурового раствора для заполнения открытого ствола скважины, м3

(16)

где dоткр.ств- диаметр открытого ствола скважины (с учетом коэффициента кавернозности), м

Lоткр.ств- длина открытого ствола скважины, м

Также в открытом стволе Vс умножают на коэффициент запаса: a=1,5 при нормальных условиях, а=2 осложненные условия и продуктивный пласт.

Потребность глинопорошка для бурения данного интервала:

(17)

где -норма расхода глинопорашка, кг/м3;

Расход химического реагента:

(18)

где -норма хим. реагента, кг/м3.

Объем глинистого раствора полученного самозамесом:

(19)

где - плотность глины, кг/м3,

- плотность воды, кг/м3,

- плотность бурового раствора, кг/м3,

Мгл- масса чистой глины, кг

(20)

где П - содержание песка, %

Vгл- объем глины переходящей в буровой раствор, м3

(21)

где Lп- мощность глинистой пачки, м

Количество глины для 1м3 бурового раствора:

(22)

где mгл- влажность глины 2-5 %

Количество утяжелителя:

(23)

где qу- количество утяжелителя для 1 м3 бурового раствора, кг/м3

(24)

где - плотность утяжелителя, кг/м3

- плотность утяжеленного бурового раствора, кг/м3

mут- влажность утяжелителя, (0,02-0,05).

Рассчитаем объём бурового раствора для:

Вариант №1

I. Интервал (0-50)м Dд=393,7мм

Vбр=0,47(50-0)+50=73,5 м3

II. Интервал (50-675)м Dд=295,3мм

Vбр=0,25(675-50)+50+0,785(0,3069)2 50+0,785(0,2953 1,3)2 (50-0) 2=215,7м3

III. Интервал (675-950)м Dд=215,9мм

Vк=0,785 0,22672 675=27,2м3

Vбр=0,15(950-675)+50+27,2=118,5м3

IV. Интервал (950-1700)м Dд=215,9мм

Vбр=0,15(1700-950)+50+27,27+0,785(0,2159 1,1)2 (950-675) 2=214,13м3

V. Интервал (1700-2700)м Dд=215,9мм

Vбр=0,15(2700-1700)+50+27,2+0,785(0,2159 1,1)2 (1700-675)2=318 м3

Таблица 19-Потребность бурового раствора

Интервал	Объём приём-ных емкостей Vпр, м3	Объём раствора, затрачиваемый на данный интервал Vбур, м3	Объём раствора с учётом пробуренного интервала Vбр, м3
0-50	50	23,5	73,5
50-675	50	93,75	215,7
675-950	50	41,25	118,5
950-1700	50	75	214,1
1700-2700	50	15	318

Определим необходимое количество материалов и химических реагентов бурового раствора для каждого интервала для двух вариантов:

Вариант №1

1. Интервал (0-50)м

Vбур=23,5 м3

Qгп=23,5 60,9=1431,15кг

QКМЦ=23,5 0,8=18,8кг

QNa2CO3=23,5 0,35=8,2кг

QФК=23,5 0,64=15 кг

QНТФ=23,5 0,18=4,2 кг

2. Интервал (50-675)м

Vбур=93,75м3

Qгп=93,75 114,4=10725кг

QКМЦ=93,75 1,5=140,6кг

QNa2CO3=93,75 0,7=65,6кг

QФК=93,75 1,2=112,5кг

QНТФ=0,1893,75=16,9кг

3. Интервал (675-950)м

Vбур=41,25 м3

QКМЦ=41,25 6=247,5 кг

QNa2CO3=41,25 1,27=52,4 кг

QNaHCO3=41,25 1,2=49,5 кг

QФК=41,25 3,3=136 кг

QНТФ=41,25 0,2=8,25 кг

Qст.Al=41,25 0,47=19,4 кг

Vгл=0,785(0,2159 1,1)2 175=7,7м3

Мгл=(1-10/100)1900 7,7=13167кг

4. Интервал (950-1700)м

Vбур=75м3

QКМЦ=75 6=450кг

QNa2CO3=75 1,27=95,3кг

QNaHCO3=75 1,2=90кг

QФК=75 3,3=247,5кг

QНТФ=75 0,2=15кг

Qст.Al=75 0,47кг

Vгл=0,785(0,2159 1,1)2 225=10м3

Мгл=(1-10/100)1900 10=17100кг

5. Интервал (1700-2700)

Vбур=15м3

QКМЦ=15 6=90кг

QNa2CO3=15 1,27=19,1кг

QNaHCO3=15 1,2=18кг

QФК=15 3,3=40,5кг

QНТФ=15 0,2=3кг

Qст.Al=15 0,47=7,1кг

Глинистые пачки в интервале отсутствуют.

Вариант №2

1. Интервал (0-50)м

Vбр=73,5 м3

Qгп=73,5 85=6247,5кг

QКССБ=73,5 40=2940кг

QCa(OH)2=73,54=294 кг

QNaOH=73,5 3=220,5 кг

Qвода =920 73,5=67620 л

2. Интервал (50-675)м

Vбр=221,1м3

Qгп=221,1 90=19899кг

QОкзил=221,1 25=5527,5кг

QNaOH=221,1 4=884,4 кг

QКМЦ=221,1 4=884,4 кг

QCa(OH)2=221,12=442,2 кг

QCaSO4(2H2O)=221,1 18=3979,8 кг

Qвода=221,1 957=211592,7 л

3. Интервал (675-950)м

Vбр=118,5м3

Qгп=118,5120=14220кг

QКССБ=118,5 30=3555 кг

Qкмц=118,5 20=2370кг

QCa(OH)2=118,5 5=592,5 кг

QCaCl2=118,5 6=711 кг

Qвода=118,5 919=108901,5 л

4. Интервал (950-1700)м

Vбр=198,7 м

Qгп=198,7 70=13909 кг

QМК=198,7 12=2384,4 кг

QKOH=198,7 3=596,1 кг

QKCl=198,7 40=7948 кг

Qвода=198,7 935=185784,5 л

5. Интервал (1700-2700)

Vбур=262 м3

Qгп=262 45=11790кг

QКМЦ-600=262 5=1310 кг

QПАА=262 50=13100 кг

Qнефть=262 80=20960 кг

Qвода=262 850=222700 л

Определим количество утяжелителя необходимого для утяжеления бурового раствора.

В качестве утяжелителя применяем гематит: =5600 кг/м3, mут=0,05.

Интервал (300-675)

Количество утяжелителя:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 20-Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал, м	Коэффи-циент запаса раствора и его ком-понентов	Тип бурового раствора и его компонентов	Норма расхода на долото бурового раствора м3/1м проходки и его компо-нентов, кг/м3 в интерва-ле	Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, кг
от	до			величина	источник	На запас на повер-хность	На исход-ный объём	На бурение интервала	Суммарная в интер-вале
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
0	50	2	Полимер глинистый Бентонит КМЦ-600 Na2СО3 ФК НТФ Известковистый Бентонит КССБ NaOH Ca(OH)2 Полимер глинистый Бентонит PoliPAC R PoliPlus	0,47 60,9 0,8 0,35 0,64 0,18 0,47 85 40 3 4 0,47 8.8 1,1 5,5	11 5 12	50 50 50	0 0 0	23,5 23,5 23,5	73,5 1431,15 18,8 8,2 15 4,23 73,5 6247.5 2940 220.5 294 73,5 646,8 80,52 402,6
50	675	2	Полимер глинистый Бентонит КМЦ-600 Na2CO3 ФК НТФ Гипсо-известковистый Бентонит Окзил CaSO4(2H2O) КМЦ-600 NaOH Ca(OH)2 Естественнонаработаннаяглинистая суспензия Sepakoll CE 5158	0,25 114.4 1,5 0,7 1.2 0,18 0,25 90 25 18 4 4 2 0,25 2,86	11 5 12	50 50 50	77,35 77,35 77,35	93,75 93,75 93,75	221,1 10725 140,6 65,6 112,5 16,9 221,1 19899 5527,5 3979,8 884,4 884,4 442,2 221,1 726,63
675	950		Естественный полимер- глинистый КМЦ-600 НТФ ФК-2000+ Na2CO3 NaHCO3 Стеарат аллюм. Хлор-кальциеывй Бентонит КССБ КМЦ-600 Ca(OH)2 CaCl2 Естестественнонаработанная глинистая суспензия. BWREO POL SL Унифлок	0,15 6 0,2 3,3 1,27 1,2 0,47 0,15 120 50 20 5 6 0,15 4,8 2,4	11 5 12	50 50 50	27,3 27,3 27,3	41,3 41,3 41,3	118,5 247,5 8,25 136 52,4 49,5 19,4 118,5 14220 3555 2370 592,5 711 118,5 5735,4 2867,7
950	1700		Естественный полимер глинистый КМЦ-600 Na2CO3 NaHCO3 ФК НТФ Стеарат аллюминия Хлор-калиевый Бентонит МК KOH KCl Полимер глинистый Бентонит Tulose CHR1M	0,15 6 1,27 1,2 3,3 0,2 0,47 0,15 70 12 3 40 0,15 64,2 4,3	11 5 12	50 50 50	73,7 73,7 73,7	75 75 75	198,7 450 95,3 90 247,3 15 35,3 198,7 13909 2384,4 596,1 7948 198,7 12756,54 850,4
1700	2700		Естественный полимер глинистый КМЦ-600 Na2CO3 NaHCO3 ФК НТФ Стеарат аллюминия Полимер-недиспергирующий Бентонит КМЦ-600 ПАА Нефть Полимер глинистый Бентонит Tulose CHR1M NaCl	0.15 6 1,27 1,2 3,3 0,2 0,47 0,15 45 5 50 80 0,15 62,4 15,6 31,2	11 5 12	50 50 50	197 197 197	15 15 15	262 90 19,1 18 40,5 3 7,1 262 11790 1310 13100 20960 262 16348,8 4087,2 8174,4

Таблица 19-Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонентов бурового раствора по вариантам	ГОСТ, ТУ, ОСТ, МРТУ и т.д. на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, т	Суммарная на скважину
		Для бурения технологиеского интервала (номер)	Номера колонн
		1	2	3	4	5	1	2	3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Бентонит	ОСТ 39-202-86	1,4	23,81				1,4	23,8		25,2
КМЦ-600	ТУ 6-55-221-1453-96	0,019	0,233	0,069	0,675	0,9	0,019	0,302	1,575	1,896
ФК-2000 Плюс	ТУ 2458-001-49472578098	0,015	0,187	0,226	0,372	0,723	0,015	0,413	1,095	1,523
НТФ	ТУ 2499-347-05763441-2000	0,004	0,027	0,013	0,023	0,029	0,004	0,040	0,052	0,096
Na2CO3	ГОСТ 5100-85Е	0,008	0,109	0,087	0,143	0,189	0,008	0,196	0,332	0,536
NaHCO3	ТУ 2156-76Е				0,135	0,224			0,359	0,359
Стеарат Al	Импорт				0,052	0,07			0,122	0,122
Варинт 2
Бентонит (палыгорскит)	ОСТ 39-202-86	6,2	6,6	14,2	25	95,3	6,2	20,8	120,3	147,3
КССБ	ТУ 39-094-75	2,9	2,67	3,56	6,9	7,8	2,9	6,23	14,7	23,83
NaCl						21,8			21,8	21,8
NaOH	ГОСТ 2263-79	0,2	1,48			0,83	0,2	1,48	0,83	2,51
CaSO42H2O (гипс)			3,9					3,9		3,9
КМЦ-600	ТУ 6-55-221-1453-96	0,58	2,58	2,3	0,56	8,78	0,58	4,88	9,34	14,46
Сa(OH)2	ГОСТ 9179-77	0,29	0,44	0,6			0,29	0,104		1,33
Полиакрилат						27			27	27
Окзил			5,51					5,51		5,51
KOH	ГОСТ 9285-78				1,16				1,16	1,16
KCl	ГОСТ 4568-95				13,4				13,4	13,4
УЩР						7,65			7,65	7,65
Na2SiO3						17,4			17,4	17,4
CaCl2			0,93	0,71				1,64		1,64
МК					2,4				2,4	2,4
нефть						38,4			38,4	38,4

Размещено на http://www.allbest.ru/

4. Гидравлический расчёт промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта

Поскольку применяется турбинный способ бурения, примем коэффициент равным

0,65 м/с. Исходя из условий всасывания, коэффициент наполнения возьмем равным 0,8.

2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве м/с по формуле:

; (10.1)

- диаметр скважины, м;

- минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м.

м3/с.

3. Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины:

; (10.2)

м3/с.

4. По наибольшему значению м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Следовательно, мы можем использовать насос У8-7М. Так как расход небольшой в данном случае целесообразно использовать 1 насоса. Принимаем диаметр втулок 190 мм и определяем подачу насосов при коэффициенте наполнения 0,8 по формуле:

; (10.3)

м3/с.

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, олученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ПК:

; (10.4)

Для УБТ в необсаженном стволе:

м/с.

Для ЛБТ в необсаженном стволе:

м/с.

Для ПК в необсаженном стволе:

м/с.

Для ПК в обсаженном стволе:

м/с.

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

м/с.

Для турбобура:

м/с.

5. Плотность промывочной жидкости:

кг/м3.

6. Выбираю турбобур 3ТСШ1-195, который при работе на воде плотностью 1000кг/м3 имеет тормозной момент 2600 Нм при номинальном расходе 30 л/с и перепаде давления 3,5 МПа. Длина турбобура 26 м. Наружный диаметр 195 мм.

7. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал.

(10.5)

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры и . Значение определяем по заданной скорости механического бурения м/с и принятому расходу м3/с.

; (10.6)

.

Отсюда легко найти содержание шлама в промывочной жидкости: .

Для определения величины вычислим линейные и местные потери давление в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта.

7. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, для течения в кольцевом канале:

; (10.7)

- число Хедстрема; (10.8)

- динамическая вязкость промывочной жидкости,Па с;

- динамическое напряжение сдвига, Па.

За УБТ:

;

За ЛБТ: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в не обсаженном стволе

;

За ПК: в обсаженном стволе

;

За ЛБТ: в обсаженном стволе

;

За турбобуром:

;

8. Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве:

; (10.9)

За УБТ в необсаженном стволе:

;

За ЛБТ в необсаженном стволе:

;

За ПК в необсаженном стволе:

;

Для ПК в обсаженном стволе:

;

Для ЛБТ в обсаженном стволе:

;

За турбобуром:

;

Так как полученные значения , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при турбулентном режиме.

9. Потери давления по длине канала в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

в кольцевом пространстве

; (10.10)

где кп-коэффициенты гидравлического сопротивления трению в кольцевом пространстве.

Для кольцевого пространства:

; (10.11)

где к - шероховатость. Для стенок трубного и обсаженного участков затрубного пространства равна 0,0003, а для необсаженных участков затрубного пространства 0,003.

Для УБТ:

.

Для ЛБТ: в не обс.стволе.

.

Для ПК: в не обс.стволе.