- •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:
9.4. Выбор величины показателя фильтрации.
Коркообразующие и фильтрационные свойства растворов оцениваются величиной водоотдачи. Фильтрационная корка образующаяся на стенках скважины играет важную роль в процессе бурения. Корка укрепляет стенки скважины и должна быть малопроницаемой, прочной и тонкой.
Для первого интервала величина фильтрации не должна превышать 6-8 см3/30 мин. Для второго интервала величина фильтрации не должна превышать 4-6 см3/30 мин. Для третьего интервала величина фильтрации не должна превышать 4-6 см3/30 мин. Для четвертого интервала велиина фильтрации не должна превышать 5-8 см3/30 мин.
9.5. Выбор величины водородного показателя.
Наиболее эффективное действие большинства химических реагентов на глинистый раствор соответствует определенному диапазону рН. На первых трёх интервалах следует поддерживать рН=9-10. Продуктивный пласт вскрываем при рН=8-9.
9.6. Содержание песка.
Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационному отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.
9.7. Проверка реологических свойств.
Режим течения.
Увеличение дифференциального давления на забой скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико-экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются снизить гидравлические потери при течении бурового раствора в затрубном пространстве.
Снижение гидравлических потерь достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока и поддержания ламинарного режима течения в затрубном пространстве.
При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения является снижение эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
Если задана скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарный режим течения в затрубном пространстве.
Критическое значение критерия Рейнольдса при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве:
Reкр=7,3·He0,58+2100, где:
Не - критерий Хедстрема He=τo·(Dc-D)2·ρ/η2
τо - динамическое напряжение сдвига (Па)
η - пластическая вязкость (Па·с)
Dс -диаметр скважины (м): Dс=1,05· Dд
D – наружный диаметр бурильной колонны (м)
Выбранная скорость восходящего потока не должна превышать критическое значение скорости течения, т. е. Должно соблюдаться условие:
W ≤ Wкp
Данную проверку следует провести для интервалов сложенных неустойчивыми породами: 1855-1921 м.
1921-2068 м.
He=96· (0,227-0,146)2 ·1320/0,082=129907,8
Reкp=7,3· (129907,8)0,58+2100=8848,87
wкр=(8848,87 ·0,008)/((0,227-0,146) ·1320)=7 м/с
w= 4·Q/(π· (Dc2-D2))=4·0,04/(3,14· (0,2272-0,1462))= 0,66 м/с
За УБТ-165 режим течения ламинарный.