- •Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Курсовая работа
- •Содержание.
- •5.6. Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.
- •7.3. Определение минимально необходимого значения днс для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
- •1.Введение
- •2.Геолого-физическая характеристика месторождения.
- •3. Характеристика эксплуатационной скважины №24
- •4. Анализ горно-геологических условий бурения
- •5. Обоснование расчленения геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •5.1. Расчленение геологического разреза на технологические интервалы
- •Продолжение таблицы №1
- •5.2. Расчленение по литологическому составу пород.
- •5.3. Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий
- •5.4. Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •5.5. Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •5.6. Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.
- •5.7. Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •6. Выбор типа промывочной жидкости. Факторы влияющие на выбор бурового раствора
- •Выбор типа промывочной жидкости
- •7.1. Выбор плотности бурового раствора
- •7.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
- •7.3. Определение минимально необходимого значения днс для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
- •7.4. Выбор статического напряжения сдвига
- •7.5. Выбор значения условной вязкости
- •7.6. Выбор величины показателя фильтрации
- •7.7. Выбор величины водородного показателя
- •8. Выбор состава промывочной жидкости
- •8.1. Выбор состава глинистого раствора
- •9. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств.
- •9.1. Расчет потребности в буровом растворе.
- •9.2. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках.
- •10. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости.
- •10.1. Состав циркуляционной системы.
- •10.2. Выбор емкостей для размещения бурового раствора
- •10.3. Приготовление бурового раствора.
- •10.4 Оборудование для очистки и регулирования содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •10.5. Выбор гидроциклонов
- •10.6. Выбор аппаратуры для контроля качества раствора.
- •10.7. Выбор оборудования для дегазации бурового раствора
- •10.8. Оборудование для перемешивания раствора в емкостях
- •11. Мероприятия по охране природы и охране недр
- •12. Список использованной литературы.
7.1. Выбор плотности бурового раствора
Выбор плотности бурового раствора регламентирован действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности». 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 на пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа.
Требования «Единых технических правил»
Таблица№3
Интервал бурения, м |
Рекомендуемое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением |
Максимально допустимое превышение статического давления бурового раствора над пластовым давлением |
до 1200 1200-2500 более 2500 |
10-15% 5-10% 4-7% |
1,5МПа 2,5МПа 3,5МПа |
Плотность промывочной жидкости для бурения какого-либо интервала можно рассчитать по формулам :
= аРпл / gZк и = Рпл + Р /gZк
Рпл – пластовое давление в кровле пласта с наиболее высоким давлением в рассматриваемом интервале, Па;
Zк – глубина залегания кровли этого пласта, м;
g – 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения;
а = 1,04 – 1,15 – коэффициент запаса, характеризующий регламентированное « Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.
Р = (1,5-3,5)МПа – максимально допустимое превышение давления бурового раствора над пластовым давлением
Величину плотности следует вычислить по обеим приведенным формулам и из двух полученных значений принять меньшее.
1 инт. 0 – 480м = 1,10*4,71 / 9,81*480 = 1,10 г/см3
= 4,71 + 1,5 / 9,81 * 480 = 1,32 г/см3
Принимаем = 1,10 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,10 * 1,0 = 1,10
2 инт. 480 – 1070м = 1,10*14,52 / 9,81*1070 = 1,52 г/см3
= 14,52 + 1,5 / 9,81 * 1070 = 1,53 г/см3
Принимаем = 1,52 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,10 * 1 = 1,10
3 инт. 1070 – 1480м = 1,05 * 23,44 / 9,81 * 1480 = 1,69 г/см3 = 23,44 + 2,5 / 9,81 * 1480 = 1,78 г/см3
Принимаем = 1,69 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,05 * 1,0 = 1,05
4 инт. 1480 – 1620м = 1,05 * 26,97 / 9,81 * 1620 = 1,78 г/см3
= 26,97 + 2,5 / 9,81 * 1620 = 1,85 г/см3
Принимаем = 1,78 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,05 * 1,05 = 1,10
5 инт.1620-1690м = 1,05 * 16,75 / 9,81 * 1690 = 1,06 г/см3
= 16,75 + 2,5 / 9,81 * 1690 = 1,16 г/см3
Принимаем = 1,06 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,05 * 1,05 = 1,10
6 инт. 1690-1820м = 1,05 * 18.75 / 9,81 * 1820 = 1,10 г/см3
= 18,75 + 2,5 / 9,81 * 1820 = 1,19 г/см3
Принимаем = 1,10 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,05 * 1,05 = 1,10
7 инт.1820-2390м = 1,05 * 23,44 / 9,81 * 2390 = 1,05 г/см3
= 23,44 + 2,5 / 9,81 * 2390 = 1,11 г/см3
Принимаем = 1,05 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,05 * 1,1 = 1,15
8 инт.2390-2750м = 1,04 * 35,16 / 9,81 * 2750 = 1,35 г/см3
= 35,16 + 3,5 / 9,81 * 2750 = 1,43 г/см3
Принимаем = 1,35 г/см3
Определяем относительную плотность : о = аКа = 1,04 * 1,27 = 1,33