Курсовая бурение. Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе

• Название: Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе
• Анкор: Курсовая бурение
• Дата: 27.05.2021
• Размер: 429.63 Kb.
• Имя файла: Otchet (2).docx
• Тип: Курсовой проект; #210546
• страница: 5 из 10

2.2 Выбор типа и расчета количества бурового раствора

Выбор типа бурового раствора на различных интервалах основывается в первую очередь на выборе плотности раствора по графику безразмерных давлений и типу горных пород, встречающихся на данном интервале [4].

Основное условие, при выборе давления столба бурового раствора:

,



где ρ₀ - относительная плотность бурового раствора, k_a - коэффициент аномальности пластового давления, k_погл - индекс давления поглощения, k_б – коэффициент безопасности.

Определяемые параметры:

• 
  плотность бурового раствора , кг/м³;
  
• 
  статическое напряжение сдвига через 1 мин (СНС₁) и 10 мин (СНС₁₀), дПа;
  
• 
  показатель фильтрации Ф, см³ за 30 мин;
  
• 
  водородный показатель рН.
  

Результаты представлены в таблице 8.

Таблица 8. Буровые растворы на разных интервалах бурения

Интервал бурения, м	Горные Породы	Допустимый диапазон плотности	Тип промывочной Жидкости	Параметры
0 – 275	Пески, алевролиты, глины	1100 – 1400	Улучшенный глинистый раствор	090-1200; 20-25; Ф30 =15-25
275 – 480	Глины, алевролиты	1580 – 2200	Утяжеленный глинистый раствор	700-2200; 26-60; Ф30 =5-6
480 - 920	Глины, песчаники	1280 – 1580	Алюминатный ингибирующий раствор	300-1500; 35-60; Ф30 =3-5; pH = 10,5-11,5; СНС1 = 6; СНС10 = 9
920 – 2200	Аргиллиты, алевролиты, песчанники, глины	1120 – 1490	Хлоркальциевый раствор	080-2000; 25-40; Ф30 =4-8; pH = 9-9,5; СНС1 =1,2 - 6; СНС10 = 3,6 – 1,2
2200-2300	Аргиллиты, алевролиты, песчанники, глины	1310-1890	Лигносульфонатный раствор	060-2200; 18-40; Ф30 =5-0; pH = 8-10; СНС1 =0,6 – 4,5; СНС10 = 1,2 – 9

Для каждого из выбранных типов бурового раствора с учетом регламентированных показателей определяется ассортимент материалов и реагентов для их приготовления и производятся соответствующие расчеты.

Количество очистного агента для бурения скважины и выбор числа емкостей для его хранения определяется из следующей системы:



где – объем приемной емкости (мерника) буровых насосов (10-40 м³); – число мерников; – объем циркуляционной желобной системы (4-7 м³); – коэффициент запаса; – объем скважины, м³,



где – длина обсаженного участка скважины, м; – длина необсаженного участка скважины, м; – внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (диаметр обсаженного участка), м; – диаметр скважины (долота), м.

Далее рассчитывается общий потребный объем бурового раствора для механического бурения :



где – длины интервалов одного диаметра бурения, м; – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³ в зависимости от глубины бурения, норма расхода (м³/м) при

Требуемый объем глины, кг:



где - плотность воды, кг/м³; - плотность глины, кг/м³.

Требуемая масса глины, кг:



Требуемый объем воды, м³:



Расчет необходимого количества утяжелителя (табл. 9) для повышения плотности раствора, кг:



где - плотность утяжелителя, кг/м³; - плотность требуемого утяжеленного раствора, кг/м³.

Таблица 9. Утяжелители для повышения плотности очистных агентов

Группа	Наименование	Плотность, кг/м3
		Утяжелителя	бурового раствора
I	Малоколлоидные глины Мергель Мел, известняк, мрамор	2600-2900 до 2650 2600-2900	до 1500
II	Барит Магнетит, мартит, гематит Сидерит	3650-4200 4150-5300 не менее 3500	до 2300
III	Ферромарганец, феррофосфор Концентраты свинцовых руд, галенит Свинцовый сурик	6000-7000 7400-7600 9000-9100	2200-3800

Все расчеты представлены в таблицах 10 и 11.

Таблица 10. Объемы бурового раствора для бурения скважин

Интервал, м	Колонна	Объем, м3
		Интервала	бурового раствора
0-275	Направление	48,9	88
275-480	Кондуктор	53,7	153,6
480-920	Промежуточная	65,6	220,8
920-2200	Промежуточная	116,8	528
2200-2300	Хвостовик	90,8	736

Таблица 11. Расход реагентов для приготовления раствора

Интервал, м	Колонна	Наименование реагента	Расход реагента, т (м3)
			на 1 м3	на интервал
0-275	Направление	вода	0,119	32,6
		глина	0,059	16,3
275-480	Кондуктор	вода	0,075	35,8
		глина	0,037	17,9
		барит	0,105	50
480-920	Промежуточная	вода	0,048	43,7
		глина	0,024	21,9
		мергель	0,014	13
920-2200	Промежуточная	вода	0,035	77,9
		глина	0,018	38,9
		мергель	0,005	11
2200-2300	Хвостовик	вода	0,026	60,5
		глина	0,013	40,3
		барит	0,047	107