Расчет бурового промывочного раствора

Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский государственный открытый университет

имени В.С. Черномырдина

КУРСОВАЯ РАБОТА

Дисциплина: Бурение скважин

Расчет бурового промывочного раствора

Выполнил:

Студент 5 курса

Проверил: Транквелицкая И.А.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ БУРОВЫХ РАБОТ

СБК ведет буровые работы на Вынгапуровском месторождении с 1996 года.

Месторождение находится в Ноябрьском районе Тюменской области. Ближайший населенный пункт поселок Вынгапуровский находится в 20-40 километрах от месторождения,г.Ноябрьск в 100 километрах.

Среднегодовая температура в районе составляет --3,3°С. Наибольшая летняя+30 С, наименьшая зимняя

Максимальная глубина промерзания грунта 2,4 метра. Продолжительность отопительного сезона 264 суток.

Преобладающее направление ветров: зимой - юго-западный, летом северный, северо-восточный. Скорость ветра до 25 м/сек.

Рельеф местности представляет собой как равнину, так и слабо всхолмленную местность. Местность, заболоченная с озерами и речушками. Толщины: снежного покрова - 70-160 см; почвенного слоя - 30-40 см; Растительность представляет собой сосново-березовые леса. Категория грунта - торфяно-болотные суглинки, супеси, пески.

Пути сообщения с месторождением от п.Вынгапуровский бетонная дорога, а с г. Ноябрьском асфальтированная дорога. Источник водоснабжения водяные скважины.

СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ И ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОД

Осадочный чехол рассматриваемого района сложен породами от четвертичного до кайнозойского возраста.

Ниже приводится краткое описание разреза по данным пробуренных скважин.

Интервалы: 0...100м. Самые молодые - четвертичные отложения залегают на разных горизонтах палеогена. Таким образом, отложения неогеновой системы на рассматриваемой территории отсутствуют. Четвертичные отложения представлены песками, супесями, глинами, суглинками. В процессе разбуривания неустойчивы.

100...45Ом. В составе отложений палеогена выделяются сверху вниз новомихайловская, атлымская, чеганская, люлинворская и талицкая свиты.

100... 160 м. Новомихайловская свита представлена песчанистыми глинами с редкими прослоями песка.

160... 220 м. Атлымская свита сложена песчанистыми глинами, алевролитами с включениями и линзами бурых углей.

220...250 м. Чеганская свита представлена глинами зелено-серыми и темно-серыми.

250...400 м. Люлинворская свита состоит из глин зелено-серых с прослоями диатоновых глин, опоки

400...450 м. Талицкая свита начинается чередованием темно-серых тонкоотмученных опоковидных глин. Вниз по разрезу они сменяются темно- серыми до черных, массивными , часто авлеритистыми глинами с гнездами и линзами песчано- алевролитового материала. Отложениями талицкой свиты заканчивается разрез палеогена и кайнозойской группы.

В составе осадков мезозойской группы сверху вниз выделяются ганькинская, березовская, кузнецовская, покурская, алымская, вартовская, мегионская, баженовская, георгиевская и васюганская свиты.

450...550 м. Ганькинская свита представлена серыми, зеленовато-серыми глинами, местами опоковидные с прослоями алевролитов серых, глинистых.

550...760 м. Березовская свита состоит из чередующихся песков, песчаников, алевролитов и глин.

760...790 м. Кузнецовская свита представлена глинами темно-серыми, аргилитоподобными.

790... 1530 м. Покурская свита начинается песками и песчаниками. Далее идут светло-серые и серые, мелко-зернистые и слюдистые алевролиты, которых сменяют глины темно-серые, песчанистые с растительным детритом.

1530... 1550 м. Алымская свита состоит из глин темно-серых с линзами алевролитов и мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргилитов. Алевролиты серые, светло-серые, крупнозернистые с глинистым цементом.

1550...2090 м. Вартовская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов и аргилитов. Алевролиты серые, светло-серые, крупнозернистые, мелко-зернистые с глинистым цементом.

2090...2380 м. Мегионская свита состоит из песчаников серых мелкозернистых, среднезернистых, из аргилитов темно-серых и зеленовато- серых.

2380...2400 м. Баженовская свита начинается отложениями юрского периода и представлена битуминозными аргилитами с прослоями известняков.

2400...2420 м. Георгиевская свита представлена аргилитами от темно- серых до черных

2420...2500 м. Васюганская свита состоит из переслаивающихся песчаников, алевролитов, аргилитов.

ГАЗОНЕФТЕВОДОНОСНОСТЬ

Весь вскрываемый скважинами разрез имеет два четко выраженных водоносных комплекса и один комплекс, приуроченный к четвертичным отложениями.

Первый комплекс содержит напорно-пресные грунтовые воды зоны свободного водообмена. Этот комплекс охватывает отложения от четвертичных до атлымской свиты. Он является источником хозяйственно- питьевого и технического водоснабжения.

Второй комплекс водоносности приурочен к отложениям Покурской свиты, мощность до 700 метров. Приведенный водоносный комплекс характеризуется большим притоком воды, дебит составляет от 70 до 350 м /сутки, постоянный перелив. Химический состав воды в мг/литр: Анионы : СГ-92; 8042"- 0; НС03"-8. Катионы: - 88; Mg 2+ - 3; Са2+ - 9.

Третий водоносный комплекс приурочен к отложениями васюганской свиты, его мощность невелика 5м. Приток воды в этом комплексе до 50 м/сутки. Химический состав воды, следующий в мг/л.

Анионы: СГ - 98; НСОэ~ -- 2; Катионы: 84; М§ 2+ - 2; Са2+- 14.

На Вынгапуровском месторождении промышленная нефтеносность связана только с отложениями Васюганской свиты. Они представлены двумя нефтеносными горизонтами небольшой мощности - первый горизонт ЮВ 1/1 интервал 2420-2425м, второй горизонт ЮВ 2/1 интервал 2435-2450м. Нефтенасыщенная мощность изменяется соответственно от 2 до 5 метров и от 3 до 14 метров. Безводные протоки нефти достигают 146 и 135 м /сутки соответственно. Открытая пористость песчаников 9,6 - 18,2 % , проницаемость 0,0012 х10"6 м2 - 1,532x10"6 м2, карбонатность пород 1 - 2%. Режим залежи упруго-водонапорный.

Нефть плотностью 850 кг/м3 содержание серы 0,5, 1% соответственно, парафина 1,1%, 0,8 %. Средний газовый фактор 13 м/м3. Подвижность 0,35; 0,6 дарси на сантипуаз соответственно горизонтам залегания.

Репрессия при вскрытии горизонта ЮВ 1/1 и ЮВ 2/1 22 и 25 кгс/м2 и депрессия при испытании 100 и 105 кгс/м2 соответственно.

ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ БУРЕНИЯ

бурение промывочный раствор

С точки зрения горно-геологических условий проводки скважины на Вынгапуровском месторождении, учитывая промысловый опыт, могут возникнуть следующие осложнения.

Первая зона от 0 до 420 м. (т.е. от четвертичных до талицкой свиты). Зона характеризуется интенсивным осыпанием и обвалами стенок скважин, размывом стенок скважин, и как следствие их сопровождают затяжки и посадки инструмента. Кроме того, в интервале происходит поглощение бурового раствора, за счет естественной проницаемости залегающих верхних конгломератовых отложений.

Вторая зона включает интервал 420...790м. Характеризуется как интервал значительной устойчивости пород. Могут иметь место поглощение бурового раствора при регрессиях больше нормативных или водопроявления при снижении уровня жидкости в скважине на 80 м и более. В связи с быстрым образованием фильтрационной корки при длительном бурении скважины может происходить значительное сужение ствола по сравнению с номинальным диаметром. Отсюда могут возникнуть затяжки и посадки инструмента.

Третья зона от 790... 1530 м. Она тоже характеризуется осыпанием стенок скважины, однако значительно менее интенсивным, чем толща пород первой зоны. Возможно разжижение глинистого раствора пластовыми водами.

Четвертая зона 1530...2300 м. В зоне имеют место слабые осыпи и обвалы, возможно сужение ствола скважины в результате разбухания глин. Что приводит к прихватам и затяжкам бурового инструмента.

Пятая зона от 2300 и до проектной глубины. Зона характеризуется слабыми осыпаниями стенок скважин. С интервалом васюганской свиты, возможны нефтепроявления.

Следует заметить, что скважина наклонно-направленная, а значит, к их проводке нужно предъявлять повышенные требования, так как могут возникнуть осложнения технологического характера.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Исходные данные

1. Область, район, где закладывается проектная скважина - Ноябрьский район, Тюменской области.

2. Месторождение Вынгапуровское.

3. Назначение проектной скважины - эксплуатация.

4. Проектный горизонт - ЮВ 1/1 и ЮВ 2/1.

5. Проектная глубина скважины по вертикали - 2500 м.

6. Проектное смещение забоя относительно устья скважины - 550м.

7. Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм.

8. Объект, подлежащий испытанию после спуска и цементирования обсадной скважины - ЮВ 1/1, ЮВ 2/1.

9. Вид используемой энергии при бурении скважины - электрическая.

10. Расстояние от скважины до базы снабжения - 100 км.

ВЫБОР ДИАМЕТРОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ДОЛОТ

Диаметральные размеры конструкции скважины рассчитывают по следующим соотношениям: Эксплуатационная колонна:

dэк = 0,146 м - для размещения стандартного эксплуатационного оборудования.

dд = dм + 2Д,

где dм = 0,166 м - диаметр муфты обсадной колонны;

Д = 20 * 10-3 м - зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины. dэ.кa. = (166 + 2 * 20) * 10-3 = 0,206 м =>dэ.к.a = 0,215 м

Кондуктор:

dт.к.= dэ.к.д+2д

где д - зазор между долотом и внутренней поверхностью технической колонны,

д= 3-5 мм.

dT.K. = 0,2159 + 2 * 5 * 10-3 = 0,225м =>dт.к.= 0,244 м.

Определим диаметр долота при бурении технической колонны:

dт.к.д = 0,270+2-10 * 10-3=0,290 м=>dт.к.д = 0,295 м;

Направление:

dк = dт.кд. +25 5 = 3-5мм

dK = 0,2953 + 2-5 -10"3Ю,3053 м =>ёк - 0,3239 м

Определим диаметр долота при бурении под кондуктор:

dк.д.= 0,351+2-20 -10-3 = 0,391м =>dк.д = 0,393 м;

Данные сводим в таблицу 2.2 и рисунок 2.2.

Конструкция скважины (по вертикали)

Обсадная колонна	Глубина спуска, м	Диаметр колонны, м	Диаметр долота, м	Высота подъема цементного раствора
Направление	0-30	0,324	0,394	до устья
Кондуктор	0-450	0,245	0,295	до устья
Эксплуатационная колонна	0-2500	0,146	0,215	до 350 м.

РАСЧЛЕНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИНТЕРВАЛЫ

В основу расчленения разреза полагаем литологический состав горных пород.

Осадочные породы, слагающие разрез подразделяем по трем основным признакам:

а) растворимость в воде, способность вызвать коагуляцию глинистых суспензий.

б) способность сохранять прочность и устойчивость стенок скважины при контакте с водной промывочной жидкостью.

в) способность образовывать с водой устойчивые тиксотропные дисперсные системы.

С учетом этих признаков породы месторождения можно разделить на следующие категории:

1. Переслаивание песчано-глинистых пород

2. Глины

3. Аргилиты

Основными требованиями при бурении пород 1-ой группы являются: -обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах; -предотвращение в интервалах проницаемых пород затяжек и прихватов бурильного инструмента, обусловленных действием дифференциального давления.

Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород. Она должна быть лишена способности разупрочнять глинистые породы.

Основными требованиями при бурении пород II группы проявляются: -обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего буровой раствор должен обладать способностью сильно замедлять, или полностью предотвращать гидратацию, увлажнение и разупрочнение пород; -предотвращать интенсивное загустевание бурового раствора за счет диспергирования обломков выбуренной породы до частиц коллоидных размеров, для чего промывочная жидкость должна обладать сильной ингибирующей способностью.

При бурении пород III группы - аргилитов - основное требование - обеспечение устойчивости стенок скважины, для чего промывочная жидкость не должна оказывать разупрочняющего действия на породу. Желательно, чтобы промывочная жидкость оказывала крепящее действие на стенки скважины. Фильтрация бурового раствора должна быть небольшой.

Рассмотрев последовательно литологический состав пород, слагающих разрез, пользуясь приятным разделением пород, устанавливаем границы интервалов разного литологического состава с существенно различными требованиями к промывочной жидкости:

1. Четвертичные и верхний палеоген -1 категория пород 0.. .160м.

2. Атлымская, чеганская, люлинворская, талицкая, ганькинская свиты 160... 55Ом -2 категория пород.

3. Березовская, кузнецовская, покурская, алымская свиты - 1 категория 550...1550м.

4. Вартовская,мегионская свиты - 1 категория пород 1550м ...2380м

5. Баженовская, георгиевская, васюганская свиты - 3 категория пород 2380...2500.

При рассмотрении графика изменения коэффициента аномальности пластового давления Ка и индекса давления поглощения Кп, находим, что несовместимыми условиями бурения самостоятельные интервалы не возникает.

Исходя из горно-геологических условий бурения, весь разрез можно разделить на следующие интервалы:

1. Верхние водоносные горизонты - для предотвращения загрязнения - 0...160м.

2. Интервал глин вплоть до кайнозоя - сохранение устойчивости стенок скважины-160.. .450м. Это вызвано тем, что породы палеогена самые неустойчивые и склонны к осыпанию

3. Интервал глин (ганькинская свита) 450...550м., нужен ингибирующий глинистый раствор.

4. Интервал песчано-глинистых пород 550-2380м, нужен буровой раствор для создания хорошей корки на стенах, чтобы предотвратить осыпи.

5. Интервал продуктивных горизонтов 2380...2500м - применение ингибирующего раствора и минимально загрязняющего продуктивные пласты.

Получается, пять технологических интервалов, но это очень много. Так как разрез проектной скважины сложен чередованием песчано-глинистых отложений по всей длине, то не имеет смысла выделять столько интервалов. Достаточно выделить только три основных технологических интервала.

Это будет интервал 0...450м., с целью предотвратить загрязнение пресных водяных пластов.

Далее интервал 450...2380 м., до нефтеносных горизонтов и, последний 2380...2500м., интервал продуктивных пластов, выделяем с целью предупреждения загрязнения и получения большей нефтеотдачи.

ВЫБОР ТИПА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ БУРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИНТЕРВАЛОВ

С учетом выделенных интервалов можно сформировать обоснование выбора типа бурового раствора для бурения.

Поскольку интервал 0...450м., сложен неустойчивыми обломочными и глинистыми породами, при бурении его необходима тиксотропная промывочная жидкость, способная эффективному преобразованию. Так как в интервале имеются пласты с пресной водой, промывочная жидкость должна быть экологически чистой, безвредной. Это обстоятельство исключает возможность применения минирализованных систем и растворов на углеводородной основе.

Наличие пресной воды обуславливает применение пресного бурового раствора. Нормальные пластовые давления позволяют применить промывочную жидкость малой плотности. Труднодоступность точки бурения и дорогостоящие транспортирование грузов на буровую делают предпочтительным применение ресурсов, не требующих большего количества материалов. Наиболее подходящим для данных условий могли бы быть:

безглинистый полимерный раствор;

малоглинистый полимерный раствор;

торфогуматный раствор;

глинистый раствор из высококачественного бентонита марок ПБМА, ПББ, ПБМБ, МБМГ.

Однако, поскольку промышленность пока не выпускает специальных полимеров, необходимых для безглинистых и малоглинистых полимеров, возможность применения таких растворов при бурении проектной скважины исключается.

Таким образом, в качестве основного варианта для бурения интервала 0...450м., предусматриваю применение пресного глинистого раствора из бентонитового глинопорошка марки ПБМГ.

В качестве резервного варианта беру торфогуматный раствор. Оба раствора отвечают всем требованиям , которые предъявляются к промывочным жидкостям по условиям бурения рассматриваемого интервала.

Следующий интервал 450...2380м., сложен довольно устойчивыми породами, поэтому начинаем бурить его на технической воде с плотностью 1010 кг/м3.

Так как интервал сложен глинистыми породами, песчаниками и аргилитами, то целесообразно применение естественного глинистого раствора, полученного самозамесом. Это удовлетворяет и условию, что Ка « 1.0. Интервал не содержит продуктивных пластов. Наличие водоносных пластов не окажет существенного влияния на буровой раствор из за малой минерализации.

Следующий интервал 2380-2500м., содержит продуктивные нефтеносные пласты, сложен в основном нефтенасыщенными песчанниками.

Проницаемость нефтеносных пластов:

0,0012 мкм2- 1,532мкм2

Согласно [2] данный интервал можно разбуривать, как и вышележащий при промывке естественным глинистым раствором обработанным химреагентами.

ВЫБОР СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА

Выбор плотности

Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующим "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях".

Согласно этим правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%.

В то же время, правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5- 3,5 МПа

Требования приводим в виде таблицы

Интервал бурения, м	Рекомендуемое превышение статического давления над Пластовы, %	Максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым, МПа
1	2	3
До 1200	10-15	1,5
1200-2500	5-10	2,5
2500 и более	4-7	3,5

Плотность промывочной жидкости выбираем исходя из условия:

где-относительная плотность, кг/м3 Рассчитывается по формулам:

Определим величину плотности в интервале 0.. .450 м.

Эти значения удовлетворяют условию Ка < с0 < Кп.

Исходя из этих значений, принимаю плотность бурового раствора =1160кг/м3 (допускается 1150-1170 кг/м3).

Определим величину плотности промывочной жидкости в интервале 450...2380м.

В этом интервале из под кондуктора бурения начинаем на технической воде с плотностью 1010 кг/м3.

Определим плотность естественного глинистого раствора в интервале 450. ..1200 м.

Следовательно, в рассматриваемом интервале плотность раствора должна быть 1160 кг/м3. Такая плотность раствора достигается при глубине 1300... 1400м и дальше будем бурить с этой плотностью. Допускается р=1150-5-1170 кг/м3

Интервал 2380...2500м

Принимаем плотность бурового раствора 1160 кг/м .

Допускаем с=1150ч1170 кг/м .

Как видно из выше изложенного, всю скважину можно пробурить буровым раствором с одной плотностью.

Это удовлетворяет условию

Зная плотность бурового раствора, принимаемипо рис.1 [6]для каждого интервала.

Практикой бурения установлено, что для обычных глинистых растворов соотношениедолжно находиться в пределах 2ч3.

При бурении под кондуктор целесообразнее поддерживатьдля улучшения выноса шлама. Можно больше.

При бурении под эксплуатационную колонну можно приниматьи больше.

Для интервала 0.. .450м., принимаем;



Найдем приближенное значение условной вязкости раствора

Принимаем 35+- 40 секунд.

Для удержания обломков выбуренной породы во взвешенном состоянии СНС за 1 минуту прием ровной и= 30дПа, за 10 минут и=50 дПа.

Так как разрез сложен неустойчивыми породами, то необходимо показатель водоотдачи поддерживать небольшой. Так при бурении под кондуктор, принимаем показатель водоотдачи 4-6 см3/ЗОмин.

При бурении из под кондуктора в связи с применением технической воды водоотдача будет большая, а начиная с 1000 метров, когда в системе образуется глинистый раствор, то водоотдачу можно поддерживать постоянной на уровне 8... 10 см3/30мин.

Выбор рН примем в зависимости от типа и состава бурового раствора. Содержание песка в растворе не должно превышать 0,5% в целях снижения абразивного износа оборудования.

ВЫБОР СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Для бурения проектной скважины под кондуктор готовим пресный глинистый раствор из бентонитового глинопорошка ПБМ марки Г. Для снижения водоотдачи и стабилизации раствор обрабатываем КМЦ-600 и гипаном.

Таким образом, состав раствора следующий [21]:

КМЦ-600 - 3 кг/м3.

Гипан - 05 кг/м . Глинопорошок ПБМГ-120 кг/м . Пресная вода.

Бурение из-под кондуктора следует начинать с промывкой водой. По достижении глубины 1000м., в системе образуется глинистый раствор. При этой глубине в раствор вводим нефть и сульфанол, а также обрабатываем раствор КМЦ и ГКЖ-10. В дальнейшем через каждые 200...300м., раствор следует повторно обрабатывать КМЦ-600 и ГКЖ-10. Таким образом, состав раствора будет следующий:

КМЦ-600-4 кг/м3 ГКЖ-10 - 8 кг/м3

Нефть - 50 кг/м Сульфанол - 0,15 кг/м3

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

Для приготовления бурового раствора под кондуктор используем блок приготовления раствора, куда входят механические двухвальные мешалки и гидромешалки энжекторного типа с использованием насосов У8-6М. Приготовленный буровой раствор обрабатываем КМЦ и гипаном путем ввода их через мешалки в течении одного цикла.

Бурение под эксплуатационную колонну начинаем с промывкой водой. После наработки глинистой суспензии, до плотности 1100 кг/м с глубины 1000м., ввести нефть и сульфанол, причем нефть нужно предварительно растворить в сульфаноле, во всасывающую линию бурового насоса.

Реагенты вводим в буровой раствор в виде водных растворов после очистной системы. Раствор КМЦ готовится 1.5 % концентрации, ГКЖ-10- 10%) концентрации.

Постоянную плотность раствора поддерживаем за счет разбавления раствора водой.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В МАТЕРИАЛАХ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА

Объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала:

Vисх. = Vисх. + Vзап. + Vбур.

где:

Vисх. - исходный объем раствора, м Vзап. - запасной объем раствора, м

Vбур. - объем раствора, расходуемый при бурении интервала, м . Для начала бурения Vисх. = Vц.с., где

Vц.с. - вместимость резервуаров циркуляционной системы . В нашем случае используется циркуляционная система ЦСЗ 3000 ЭУК, а ее объем составляет

Vц.с. = 120м3. Объем бурового раствора необходимый для

бурения скважины определяют по формуле:

V бур. = Ъм Ьм, где Им -норма расхода бурового раствора для бурения рассматриваемого интервала, м3/м;

Ьм - длина интервала на применение данной нормы, м.

Исходя из условий бурения в районах Западной Сибири нормы расхода следующие:

для долота III 393,7 под направление - 0,39 м /м;

для долота III 295,3 под кондуктор - 0,22 м3/м;

для долота III 215,9 под эксплуатационную колонну - 0,12 м /м;

Такие нормы расхода связаны с тем, что на основании опыта бурения скважин на данном месторождении коммерческая скорость бурения под кондуктор составляет 7000 м/ст.мес; под эксплуатационную колонну 4000 м/ст.мес.

Итак, в интервале 0-3 0м Убур! = 0,39- 30 3 =11,7м3 В интервале 30-459м Убург= 0,22- 459 = 101 м3 Найдем суммарную потребность в буровом растворе под направление и кондуктор. Интервал 0 - 30м

V = Уисх.+Узап.+Убур.

Узап. = 0, так как интервал небольшой, то Убур. для него не нужно, так как Уисх.= 120м3 будет достаточно для бурения. Интервал 30-45 9м

V= Vбур. +ДV зап. = Vбур. = 101мЗ ДVзап. = 0

Интервал 459 -2500м V=Vиск.. +Vзап.+ Vбур.3

Vзап.= К- Vскв. = К- 0,785 [dk2Lk + (LПк - Lк)dq· Кк2]

Где; (1к - внутренний диаметр последней обсадной колонны, м

Ьк - длина последней обсадной колонны

ЬПк -проектная глубина, м;

с^ - диаметр долота под колонну, м;

Кк - коэффициент кавернозности, Кк= 1,2;

К - коэффициент запаса раствора, к=1,0

Узап. = 1- 0,785 -[0,22042 -459 + (2570,6 - 459) -0,21592 ¦ 1,22] = 128,8м3 Убур.З = 0,12- 2111,6 = 253,4м3 V = 120+128,8 + 253,4 = 502,2м3

Определим расход глинопорошка

Для приготовления исходного объема глинистого раствора объемом 120м (объем циркуляционной системы) требуется глинопорошка ПБМГ с "выходом" раствора не менее 8 м3/Т в количестве

Qгл1 = Vц.с.

где

QГЛ - необходимое количество глинопорошка, т;

С - "выход" раствора из данного сорта [ 15 ],м3/Т

QГл1=120/8 = 15т

В интервале 0-450м., весь объем вновь приготавливаемого раствора составит: ДV=V бур = 101м3

Потребность в глинопорошке составит:

Qгл2=С·ДV

С- концентрация материала в растворе, кг/м ;

ДV - объем бурового раствора, м3

Qгл2. = 120 · 101 = 12120 кг = 12,12Т

Суммарная потребность в глинопорошке:

Qгл. = Qгл1 + Qгл2 = 15 + 12,12 = 27,12Т

Примем за потребное количество глинопорошка ПБМГ с запасом

Qгл. = 27,5

Расчет реагентов для обработки бурового раствора производим на основании таблицы.

Концентрация компонентов в буровом растворе, кг/м

Материал	Норма расхода (кг/м3) в интервале:	Всего на скважину, т
	0-450 м	450-2500 м
Глинопорошок ПБМГ	120	-	27,5
КМЦ-600	3	4	2,8
ГКЖ-10	-	8	4,1
Гипан	0,5	-	0,112
Нефть	-	50	25,5
Сульфанол	-	0,15	0,077

Расчет количества КМЦ - 600

Для обработки глинистого исходного раствора объемом 120м потребуется КМЦ: QКМЦ = С У = 3- 120 = 360 КГ

Интервал 0 - 450м 0кмц = .3 -101 = 303 КГ

Интервал 450 - 2500 (2кмц= 4 -502,2 = 2008,8 КГ

Общая потребность КМЦ на скважину составит:

Qкмц = У Qкмц = 360 + 303 +2008,8 = 2671,8 кг

Примем количество КМЦ Qкмц = 2,8 тонны.

Принимается с некоторым запасом.

Рассчитаем потребность гипана:

Интервал 0-450 Qгипана = 0,5 -120 = 60 кг

Qгипана = 0,5 -101 = 50,5 кг

Общее количество гипана составит: Q= 60 +50,5 = 110,5 кг

Примем количество гипана Qгипана = 112 кг. Так как реагент выпускается в виде жидкости с плотностью 1100 кг/м3, то потребное количество будет следующим:

Vгипана = 112/100=0,1018м3

Примем Угипана = 0,11 мЗ

Потребное количество ГКЖ -10 следующее:

Интервал 450-2500

Qгкж = 8- 502,2 = 4017,6 кг

Примем количество ГКЖ Q=4,1 тонны Этот реагент выпускается также в виде жидкости с плотностью 1180 кг/м , значит, потребное количество будет следующее



Рассчитаем потребность нефти:

Интервал 450 - 2500м.,

Qнефти = 50 * 502,2 = 25110 кг

Примем количество нефти С> = 25,5 тонн.

Потребное количество сульфанола:

Интервал 450-2500 м (2 = 0,15 * 502,2 = 75,33кг.

Примем Qсульфанола = 77кг.

Результаты расчетов сводим в последнюю колонку таблицы 2.4.

Основываясь на изложенные данные и конкретный промысловый опыт бурения скважин на Вынгапуровском месторождении принимаю следующую КНБК для набора зенитного угла:

Долото Ш -295,3; одну секцию турбобура ЗТСШ-240, кривой переводник с углом перекоса резьб 3°30' , УБТ-203 длиной 12м, ЛБТ-147x11, длиной 72м., ТБПВ-127x9 - остальное.

ЗАКЛЮЧЕНИЯ

Буровой раствор - важнейший элемент технологии бурения, в значительной мере определяющий стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважины. Однако главное - то, что его свойства и режимы течения являются основными управляющими факторами в процессе бурения скважин.

Промывочная жидкость давит на стенки скважины. Жидкости или газ, находящиеся в пласте, давят на стенки скважины со стороны пласта. Жидкости соприкасаются друг с другом через каналы фильтрации, пронизывающие стенки скважины, и представляют собой сообщающиеся сосуды. Если в процессе бурения давление в скважине больше пластового, будет наблюдаться уход промывочной жидкости в пласт. Так называемое поглощение. Это приводит к различного рода осложнениям в процессе бурения: снижается уровень жидкости в скважине, что может вызвать обвалы стенок. Помимо этого теряется промывочная жидкость, что приводит к дополнительным расходам; осложняется контроль за процессом промывки; загрязняются подземные воды.Если же пластовое давление больше гидростатического давления промывочной жидкости, возникает обратный процесс: водопроявление - жидкость из скважины поступает на поверхность. Что также приводит к негативным последствиям: загрязняется прилегающая к скважине территория; резко ухудшается качество промывочной жидкости, что вызывает обрушение стенок скважины. В процессе бурения давление жидкости в скважине изменяется. К гидростатическому добавляется давление, величина которого зависит от выполняемых в скважине технологических операций.

ЛИТЕРАТУРА

1. БулатовА.И. ПроселковВ.Н., ПрошляковВ.К., "Справочник по промывочным жидкостям." Москва, 1984 г

2. Борисенко Л.В. "Выбор реологических свойств бурового раствора" Москва, 1990 год



Конструкция проектной скважины (по вертикали)



Расположение Вынгапуровского мегавала (1) на севере Западной Сибири

Проектный профиль скважини



Геологический разрез Вынгапуровского Вэнгаяхинского газонефтяного месторождения:

1 - битуминозные аргиллиты, 2 - преимущественно песчаники, 3 - преимущественно глины, 4 - тектоническое нарушение; залежи: 5 - газовые, 6 - нефтяные

Размещено на Allbest.ru