- •Министерство образования и науки Республики Татарстан альметьвский государственный нефтяной институт
- •Курсовая работа
- •1. Введение.
- •Выбор состава промывочной жидкости.
- •Введение
- •2. Характеристика проектной скважины.
- •3. Характеристика геологического разреза скважины.
- •3.2.Классификация горных пород по твердости и абразивности.
- •Крепкость пород разреза
- •Водоносность.
- •4. Анализ горно-геологических условий бурения.
- •4.2 Температура горных пород по разрезу скважины.
- •5.1. Расчленение по литологическому составу пород.
- •5.2 Требования к промывочным жидкостям при бурении
- •Борьба с поглощением.
- •5.3. Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •5.4. Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород.
- •5.5. Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений происходящих при бурении скважин.
- •5.6. Охрана окружающей среды.
- •7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза..
- •5.7. Расчленение геологического разреза на технологические интервалы
- •5.8. Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды.
- •6. Обоснование выбора режима бурения для различных интервалов разреза.
- •7 .Обоснование выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза.
- •Выбор состава промывочной жидкости.
- •Выбор показателей свойств промывочной жидкости.
- •9.1. Выбор плотности бурового раствора.
- •9.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
- •9.3 Выбор показателей эффективной и условной вязкости.
- •9.4. Выбор величины показателя фильтрации.
- •9.5. Выбор величины водородного показателя.
- •9.6. Содержание песка.
- •9.7. Проверка реологических свойств.
- •Рекомендации по реализации технологического регламента.
- •Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств.
- •11.1 Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках.
- •Выбор средств для размещения, приготовления, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости.
- •12.1 Ёмкости для размещения буровых растворов.
- •12.2Оборудование для приготовления, утяжеления и химической обработки буровых растворов.
- •12.3. Очистка буровых растворов.
- •12.4. Оборудование для перемешивания бурового раствора в емкостях.
- •Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости.
- •14. Гидравлический расчет циркуляционной установки.
- •14.1. Вторая проверка подачи жидкости
- •За тбпв-127
- •14.3. Определение потерь давления в долоте
- •14.4 Построение графика давлений
- •14.5 Методика построения графиков давлений
- •15. Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами.
- •15.1.Требования к буровым растворам.
- •Рекомендации по экологической безопасности.
- •16. Список использованной литературы:
Выбор показателей свойств промывочной жидкости.
9.1. 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 над пластовым величиной 1,5 - 3,5 МПа.
Для продуктивных и непродуктивных пластов плотность промывочной жидкости находится по следующей формуле: ро= а*Ка
где Ка - коэффициент аномальности пластового давления;
а - коэффициент запаса. Принимает значения:
0-1200м а=1,10;
1200-2500м а=1,05.
При выборе плотности должно быть выполнено условие: Ка<ро<Кп
Разобьем всю глубину скважины на интервалы и запишем для них соответствующие коэффициенты аномальное™ и индексы давления поглощения.
Таблица 8.1
Интервал, м |
Ка |
Кп |
|
0-418, 1010-1131 |
1
|
1.41
|
|
418-1010, 1131-1833 |
0.95 |
1.46 |
|
1833-1921 |
1,25
|
1.5
|
|
1921-2068 |
0.91
|
1.43 |
Согласно Единым техническим правилам, плотность жидкости принимаем расчетная — расчетная + 0,02 г/см3 Найдем плотности буровой промывочной жидкости:
Интервал 0-418, 1010-1131 м
ро=1,1·1=1,1
Окончательно задаю значение плотности р=1120-1140кг/м3.
Интервал 418-1010, 1131-1833м.
ро=0,95·1=1,04.
Окончательно задаю значение плотности р=1000 ÷ 1040 кг/м3.
Интервал 1833-1921 м.
ро=1,05·1,25=1,31
Окончательно задаю значение плотности р=1320 ÷ 1340 кг/м3.
Интервал1921-2068м.
ро=1,05·1,05=1,1
Окончательно задаю значение плотности р=1120 – 1140 кг/м3.
9.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
Реологические свойства бурового раствора характеризуются значениями пластической вязкости η, динамического напряжения сдвига τо. Реологические свойства выбираем из [1].
Выбираем показатели τо, η по ρо из [1]
Таблица 8.2
Значения пластической вязкости η, динамического напряжения сдвига τ0
ρо |
τо , д Па |
η , м Па |
|
1120-1140 |
98 |
15 |
|
1000 - 1040 |
96 |
8 |
|
1320 -1340 |
96 |
8 |
|
1120-1140 |
95 |
7 |
Рис. 8.1 Зависимость пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от плотности глинистых растворов .
9.3 Выбор показателей эффективной и условной вязкости.
Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3 оснащенного пружиной №2 при частотах вращения n1=300 и n2=600 об/мин, эффективную вязкость можно рассчитать по формуле:
[ηэф]=мПа·с [τ0]=дПа
Интервалы 0-418, 1010-1131м.
ηэф=15+ 99/6 = 31.5 мПа·с
Интервалы 418-1010, 1131-1833м.
ηэф=8+96/6 =24 мПа·с
Интервал 1833-1921 м.
ηэф=8+96/6 =24 мПа·с
Интервал 1921-2068м.
ηэф=7+96/6=23мПа·с
По величине ηэф рассчитывают условную вязкость УВ
УВ=14,7+0,87· ηэф +0,01· ηэф 2
При ρ>1100 кг/м3 вводится поправка
УВ=УВ·1,1/ρо
Интервалы 0-418, 1010-1131м.
УВ=(14,7+0,87·31.5+0,01·31.52) ·1,1/1 = 30.2 с.
Интервалы 418-1010, 1131-1833м.
УВ=(14,7+0,87·24+0,01·242) ·1,1/0,95 = 31 с.
Интервал 1833-1921 м.
УВ=(1,47+0,87·24+0,01·242) ·1,1/1,25=30 с.
Интервал 1921-2068 м.
УВ=(1,47+0,87·23+0,01·232) ·1,1/0,91=28 с.
Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию. Достаточной для удержания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.
Одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение-этого показателя составляет 15 дПа.
Согласно рекомендациям ВНИИКР нефти, значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:
к1=θ10/θ1≤3
Это соотношение можно использовать для выбора предельно допустимого значения десятиминутного напряжения сдвига.
Таблица 8.3
Реологические и структурные свойства раствора
Параметр |
Интервал |
Прибор |
|||
0-418, 1010-1131 м |
418-1010, 1131-1833 |
1833-1921м |
1921-2068м |
||
Плотность, кг/м3 |
1120-1140 |
1000-1040 |
1320 -1340 |
1120-1140 |
АБР-1 ВПР-1
|
Пластическая вязкость, мПа·с, η |
15 |
8 |
8 |
7 |
ВСН-3 |
Динамическое напряжение сдвига, τо д Па |
99 |
96 |
96 |
95 |
ВСН-3
|
Одноминутное статическое напряжение сдвига θ1, дПа |
30 |
25 |
25 |
24 |
СНС-2 |
Десятиминутное статическое напряжение сдвига, , дПа |
50 |
55 |
65 |
60 |
СНС-2 |
Эффективная вязкость ηэф. мПа·с |
31.5 |
24 |
24 |
23 |
ВСН-3 |
Условная вязкость УВ, с |
30.2 |
31 |
30 |
28 |
ВБР-5 |