Крсовой техн. бур. Самотлор. Геологическая часть

• Название: Геологическая часть
• Дата: 09.12.2021
• Размер: 0.67 Mb.
• Имя файла: Крсовой техн. бур. Самотлор.doc
• Тип: Реферат; #298031
• страница: 5 из 5

2.13. Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

Интервал бурения под направление сложен преимущественно песчаными и глинистыми породами, склонными к обвалам. По рекомендациям /9.10/ выбираем стабилизированный глинистый раствор. Глинистый раствор приготовляется из качественного бентонитового порошка. В качестве смазочной добавки используются отходы рыбожировые (ОРЖ). Данная рецептура отличается высокой экологической чистотой.

Интервал 110-805м сложен глинистыми породами. В связи с этим необходимо применение раствора, предупреждающего диспергирование разбуриваемых глинистых отложений. По рекомендации /10/ выбираем полимерный недиспергирующий раствор с низким содержанием твердой фазы. В качестве полимерного материала используем полимергуматный реагент “Полигум”, который менее токсичен по сравнению с широко распространенными ПАА.

Для бурения под эксплуатационную колонну выбираем также полимерный недиспергирующий раствор с низким содержанием твердой фазы. При высоких показателях мгновенной фильтрации. Этот раствор обеспечивает хорошие показатели фильтрации за 30 минут. Небольшое содержание высококоллоидной глинистой фазы обуславливает меньшее загрязнение продуктивного пласта. В качестве смазывающей добавки используем ОРЖ.

Выбор плотности бурового раствора производим с учетом пластовых давлений и давлений устойчивости пород, слагающих разрез. Для недопущения нарушения устойчивости стенок, плотность бурового раствора в интервале 0-110м принимаем 1150кг/м³.

В интервале 110-780м сложенном глинами, плотность раствора примем равной 1150 кг/м³.

Для интервала 780-2250м для создания необходимой репрессии и недопущения потери устойчивости стенок скважины принимаем плотность раствора 1140 кг/м³.

Условную вязкость (Т) бурового раствора по ВБР – 1. Выбираем для интервала 0-110 равной 30-35с, для следующего интервала также 30-35с. Для бурения под эксплуатационную колонну Т = 20-30с.

Реологические параметры раствора выбираем с учетом эффективного разрушения забоя и по значению коэффициента динамической пластичности (К_п)

, (2.66)

где τ_о – динамическое напряжение сдвига, Па;

п – пластическая вязкость, мПа·с

Для эффективного углубления скважины для всех интервалов принимаем эффективную вязкость п_эф = 3мПа·с.

По опыту бурения на Самотлорском месторождении принимаем τ_о при бурении под направление равным 1,7Па, при бурении под кондуктор 1,4па, при бурении под эксплуатационную колонну τ_о =1,2Па.

По значению К_п и с учетом промысловых данных пластическая вязкость (η) для направления равна 7мПа·с, для кондуктора равна 6мПа·с, для эксплуатационной колонны равна 4мПа·с.

Структурно-механические свойства проектируем с учетом опыта бурения по коэффициенту коагуляционного структурообразования (П_к).

Па/с, (2.67)

Принимаем Q₁ для направления 1,5÷2,5Па, для кондуктора и эксплуатационной колонны 4÷6Па.

Выбор необходимых значений водоотдачи (В) и толщины фильтрационной корки (К) производим так, чтобы предупредить возникновение осложнений.

Для интервала 0-2250м В = 5÷8см³/30мин. В интервале продуктивного горизонта для уменьшения воздействия загрязнения В = 3÷58см³/30мин. Толщину корки принимаем для направления равной 1,5мм, для интервала 110-2250м равной 1мм.

Оптимальное значение рН для личносульфатного раствора 7÷8, а для полимерного недиспергирующего рН = 8÷9.

Результаты по данному разделу заносим в табл. 2.14

Таблица 2.14 Значения технологических параметров растворов

Интервал по стволу, м		ρ, кг/м3	Т, С	η, мПа-с	ηэф, мПа-с	τо, Па	СНС, Па		В,	К, м·10-3	Содержание твердой фазы, %			рН	С, кг/м3
от (верх)	до (низ)						Q1	Q10			Коллоидной	Песка	Всего
0	110	1150	30-35	7	3	1,7	1,5-2,5	3-4	5-8	1,5	8,5	1,5	10	7-8	0,2
110	780	1150	30-35	6	3	1,4	2-3	4-6	5-8	1	6	1	7	7-8	0,2
780	2250	1140	25-30	4	3	1,2	2-3	4-6	5-8	1	5	1	6	8-9	0,2

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Рабочий проект на строительство нефтяных скважин на Самотлорском месторождении
   
2. 
   Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Кузнецов В.Г. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Закачивание скважин” дневной и заочной формы обучения. – Тюмень: Тюм ИИ, 1994. -35с.
   
3. 
   Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1988 -360с.
   
4. 
   Кулябин Г.А., Гречин Е.Г. Проектирование профилей направленно-искривленных скважин и расчет усилий на буровом крюке-методическая разработка для студентов очного и заочного обучения специальности 0211 “Бурение нефтяных и газовых скважин”. – Тюмень: ТюмИИ, 1982 -34с
   
5. 
   Калинин А.Г., Григорян И.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник.- М.: Недра, 1990 – 273с
   
6. 
   Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник – М.: Недра, 1990 – 303с
   
7. 
   Кулябин Г.А. Методические указания для проектирования режима бурения с забойными двигателями по курсу “Технология бурения глубоких скважин ч.1 и 2” – Тюмень: ТюмИИ, 1990
   
8. 
   Кулябин Г.А. Методические указания по курсу “Технология бурения нефтяных и газовых скважин ” студентам специальности 0909 “Бурение нефтяных и газовых скважин для расчетов бурильной колонны на прочность на практических занятиях”, - Тюмень: ТюнИИ, 1992 – 18с
   
9. 
   Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов – М.: Недра, 1990 – 230с
   
10. 
    Справочник по промывке скважин Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М.. –М.: Недра, 1984 – 317с
    
11. 
    Зазуля Г.П. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Буровые растворы” – Тюмень: Тюм ИИ, 1993 – 33с
    
12. 
    РД 39-7/1-0001-89 инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин – Куйбышев: ВНИИТнефть, 1989 – 196с
    
13. 
    Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин Булатов А.И. – М.: Недра, 1981 – 240с
    
14. 
    Нормы времени на работы выполняемые буровой бригадой при бурении скважин и после бурения последней скважины на кусту. – Тюмень: ЦНИС ГТНГ, 1987 – 13с
    
15. 
    Укрепленные нормы времени на спуско-подъемные операции и другие вспомогательные работы на метр проводки скважины при бурении буровыми установками “БУ -75 БрЭ”, “БУ -80-БрЭ”, “БУ-2500ЭУ”, “БУ-2500 ЭУК” с оснасткой талевой системы 4х5 и “Уралмаш-3000 ЭУК-1” с оснасткой талевой системы 4х5 и 5х6. –Тюмень: ЦНИСГ ГНГ, 1987 – 22с
    
16. 
    Укрупненные нормы времени на креплении скважин. – Тюмень: ЦНИС ГТНГ, 1987 – 5с
    
17. 
    Единые нормы времени на бурение скважин на нефть, газ и другие полезные ископаемые. – М.: НИИ труба, 1987 – 315с
    
18. 
    Рубнева Л.Н., Гриднева Т.В. Методические указание к лабораторной работе “Корректировка сметной стоимости строительства скважины при изменении проектной скорости бурения” для студентов дневного и заочного обучения специальностей 07.03.03. и 09.09. Тюмень: ТюмИИ, 1993. -30с