Курсовая. Курсовой проект по дисциплине "Буровые промывочные жидкости" Задание
 Скачать 0.82 Mb.
|
Выбор типа бурового раствора должен обеспечивать:- соответствие свойств бурового раствора горно-техническим условиям, при которых сводятся к минимуму или исключаются нарушения устойчивости пород и другие осложнения процессов бурения, заканчивания и освоения скважин;- повышение эффективности использования многокомпонентных и дорогостоящих систем бурового раствора;- унификацию буровых растворов, применяемых в однотипных условиях.При выборе типа раствора также следует учитывать минерализацию дисперсионной среды и вид преобладающего катиона, рН раствора, минимально возможное содержание глинистой активной фазы (учитывая сорт глинопорошка и требуемую плотность), пределы термо- и солестойкости реагентов, необходимость применения флокулянтов и ингибиторов, величину фильтрации (при вскрытии проницаемых коллекторов и неустойчивых глинистых пород), а также процессы осмотического массопереноса системы “скважина-пласт”. Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза Критериями выделения пород в единый технологический интервал является однородность минералогического состава горной породы, содержание ней близких по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений прежде всего осыпи, обвалы, набухание глинистых разностей пород, наличие многолетнемерзлых пород, проявляющие и поглощающие пласты, наличие соленосных отложений и т.д. (таблица 11). Таблица 11 - Разделение геологического разреза на технологические интервалы
 2.2 Выбор параметров промывочной жидкости Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине превышающего пластовое (поровое давление) на величину: 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м) но не более 15 кгс/см2; 5 % для скважин глубиной более 1200 м (интервалов от 1200 до проектной глубины), но не более 25 кгс/см2. Определяем допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения поступления пластовых флюидов в скважину и гидроразрыва пород разреза по формуле:  (1)где ρ – плотность бурового раствора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; Н – текущая глубина скважины, м; Рпл – пластовое (поровое) давление на глубине Н, кг/м2; Рг– горное (геостатическое) давление на глубине Н, кг/м2 (или давление раскрытия трещин); Расчет плотности бурового раствора для промывки в случае депрессии на пласт в глиносодержащих породах определяется по формуле:  (2)где ΔРддиф = (10 %)·Рск (согласно [ ]) – допустимая депрессия на пласт; Рск – скелетное давление пород кг/см2; Рск = Ргор - Рпор (3) Ргор– горное давление на глубине, кг/см2;  (4)где ρгор – средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м3; Рпор – поровое давление на глубине Нк, кг/см2;  (5)где Ка– коэффициент аномальности порового давления; ρв – плотность пресной воды, ρв = 1000 кг/м3 Плотность бурового раствора 2 через коэффициент запаса определяем по следующей формуле:  , кг/м3 (8)где Кз– коэффициент превышения давления в скважине над пластовым; Кз = 1,10 при Н до 1200 м; Кз = 1,05 при Н более 1200 м; Сравниваются значения ρ1и ρ2 и выбирается меньшее из них, для осуществления дальнейших расчетов.  Определим плотности для следующих интервалов: Интервал 0-45 м. (репрессия) ρгор = 1900 кг/м3; Ргор = 1900*9,81*45 = 838755 Па; Рпор = 1*1000*9,81*45 = 441450 Па; ΔРрдиф= (10 %)*1,5 МПа; ρ1 = (441450+125000)/(9,81*45) = 1283 кг/м3; ρ2 = 1,10*441450/(9,81*45) = 1100 кг/м3; Принимаем ρ = 1100 кг/м3 Интервал 45-500 м. (репрессия) ρгор = 1850 кг/м3; Ргор = 1850*9,81*500 = 9074000 Па; Рпор = 1.1*1000*9,81*500 = 5395000 Па; ΔРрдиф= (10 %)*1,5 МПа; ρ1 = (5395000+150000)/(9,81*500) = 1130 кг/м3; ρ2 = 1,10*5395000/(9,81*500) = 1200 кг/м3; Принимаем ρ = 1130 кг/м3 Интервал 500-1000 м. (репрессия) ρгор = 2000 кг/м3; Ргор = 2000*9,81*1000 = 19620000 Па; Рпор = 1*1000*9,81*1000 = 9810000 Па; ΔРрдиф= (10 %)*1,5 МПа; ρ1 = (9810000+150000)/(9,81*1000) = 1015 кг/м3; ρ2 = 1,10*9810000/(9,81*1000) = 1100 кг/м3; Принимаем ρ = 1100кг/м3 Интервал 1000-1200 м. (депрессия) ρгор = 2200 кг/м3; Ргор = 2000*9,81*1200 = 25900000 Па; Рпор = 1*1000*9,81*1200 = 11770000Па; ΔРддиф= 10%*Рск Рск = 25900000-11770000 = 1413200 Па; ρ1 = (11770000-1413200)/(9,81*1200) = 879 кг/м3; ρ2 = 1,10*11770000/(9,81*1200) = 1050 кг/м3; Принимаем ρ = 1050кг/м3 Интервал 1200-2200 м. (репрессия) ρгор = 2200 кг/м3; Ргор = 2200*9,81*2200 = 47480400 Па ; Рпор = 1,05*1000*9,81*2200= 22661100 Па ; ΔРрдиф= (5 %)*2,5 МПа ; ρ1 = (22661100+175000)/(9,81*2200) = 1058 кг/м3 ; ρ2 = 1,05*22661100/(9,81*2200) = 1100 кг/м3 ; Принимаем ρ = 1100 кг/м3 Интервал 2200-2570 м. (репрессия)  ρгор = 2500 кг/м3;Ргор = 2500*9,81*2570= 60086250 Па; Рпор = 1*1000*9,81*2570= 26437950 Па; ΔРрдиф= (5%)*3,5 МПа; ρ1 = (26437950+175000)/(9,81*2570) = 1107 кг/м3; ρ2 = 1,05*26437950/(9,81*2570) = 1210 кг/м3; Принимаем ρ = 1210 кг/м3 Интервал 2570-3140 м. (депрессия) ρгор = 2500 кг/м3; Ргор = 2500*9,81*3140 = 71122500 Па; Рпор = 1,05*1000*9,81*3140 = 31293900Па; ΔРддиф= 10%*Рск Рск = 71122500 - 31293900 = 39828600 Па; ρ1 = (39822600-31293900)/(9,81*3140) =299 кг/м3; ρ2 = 1,05*31293900/(9,81*3140) = 1210 кг/м3. Принимаем ρ = 1210 кг/м3 Интервал 3140-3200 м. (репрессия) ρгор = 2500 кг/м3; Ргор = 2500*9,81*3200= 73575000 Па; Рпор = 1,1*1000*9,81*3200= 32373200 Па; ΔРрдиф= (5%)*3,5 МПа; ρ1 = (32373200 +175000)/(9,81*3200) = 1105 кг/м3; ρ2 = 1,05*32373200/(9,81*3200) = 1210 кг/м3. Принимаем ρ = 1210 кг/м3 Реологические и структурно-механические параметры бурового раствора Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости  , эффективная вязкость .и предельного динамического напряжения сдвига  . Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле  , Па ; (9)где  плотность бурового раствора, кг/м3.Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле  , Пас ; (10)Условная вязкость косвенно характеризует гидравлические сопротивления течению и с ее увеличением ухудшается очистка забоя, затрудняется перенос энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляются размыв породы на забое. Условная вязкость оценочно определяется по формуле  , с (11)Водоотдачу можно определить по формуле   , см3/30 мин (12)1.Интервал. ρбр=1100 кг/м3 τ0 = 0,0085*1100-7 = 2,35 Па η = 0,0045*2,35 = 0,010575 Па*с Т = 21*10-3*1100 = 23 с В = (6000/1100) +3 = 8,45 см3/30 мин 2.Интервал. ρбр=1130 кг/м3 τ0 = 0,0085*1130-7 = 2,605 Па η = 0,0045*2,605 = 0,011722 Па*с Т = 21*10-3*1130 = 24 с В = (6000/1130) +3 = 8,3 см3/30 мин 3.Интервал. ρбр=1100 кг/м3 τ0 = 0,0085*1100-7 = 2,35 Па η = 0,0045*2,35 = 0,010575 Па*с Т = 21*10-3*1100 = 23 с В = (6000/1100) +3 = 8,45 см3/30 мин 4.Интервал. ρбр=1050 кг/м3 τ0 = 0,0085*1050-7 = 1,925 Па η = 0,0045*1,925= 0,00866 Па*с Т = 21*10-3*1050 = 22 с В = (6000/1050) +3 = 8,71 см3/30 мин 5.Интервал. ρбр=1100 кг/м3 τ0 = 0,0085*1100-7 = 2,35 Па η = 0,0045*2,35 = 0,01057 Па*с Т = 21*10-3*1100 = 2,31 с В = (6000/1100) +3 = 8,45 см3/30 мин 6.Интервал. ρбр=1210 кг/м3 τ0 = 0,0085*1210-7 = 3,28 Па η = 0,0045*3,28= 0,01476 Па*с Т = 21*10-3*1210 = 25 с В = (6000/1210) +3 = 7,95 см3/30 мин 7.Интервал. ρбр=1210 кг/м3 τ0 = 0,0085*1210-7 = 3,28 Па η = 0,0045*3,28 = 0,01476 Па*с Т = 21*10-3*1210 = 25 с В = (6000/1210) +3 = 7,95 см3/30 мин 8.Интервал. ρбр=1210 кг/м3 τ0 = 2,86*1210-7 = 3,28 Па η = 0,0045*3,28 = 0,01476 Па*с Т = 21*10-3*1210 = 24 с В = (6000/1210) +3 = 7,95 см3/30 мин Рассчитанные значения технологических параметров буровых растворов сводим в таблицу 12. 2.3 Обоснование выбора типа промывочной жидкости по интервалам бурения I. Интервал 0-45 метров. 1. Тип: Полимерный; 2. Тип: Хлоркальциевый; 3. Тип: Для интервала МП; II. Интервал 45-500 метров. 1. Тип: Полимерный; 2. Тип: Малосиликатный; 3. Тип: Для интервала МП; III. Интервал 500-1000 метров. 1. Тип: Недиспергирующий; 2. Тип: Хлоркалиевый; 3. Тип: Для высококоллоидальных глинистых отложений IV. Интервал 1000-1200 метров. 1. Тип: Недиспергирующий; 2. Тип: Полимерлигносульфонатный;  3. Тип: Для неустойчивых глинистых отложений;V. Интервал 1200-2200 (2250) метров. 1. Тип: Полимерлигносульфонатный; 2. Тип: Полимерлигносульфонатный; 3. Тип: Полимер-глинистый VI. Интервал 2200 (2250)-2570 (2610) метров. 1. Тип: Полимерлигносульфонатный; 2. Тип: Полимерлигносульфанатный 3. Тип: Полимер-глинистый VII. Интервал 2570 (2610)-3140 (3220) метров. 1. Тип: Полимерлигносульфонатный; 2. Тип: Полимерлигносульфонатный  3. Тип: Полимер-глинистыйVIII Интервал 3140 (3220) - 3200 (3743) метров. 1. Тип: Полимерлигносульфонатный; 2. Тип: Полимерлигносульфонатный; 3. Тип: Для вскрытия пласта. В таблице 13 приводятся материалы и реагенты для приготовления бурового раствора.  Таблица 12 – Планируемые значения технологических параметров буровых растворов
П  родолжение таблицы 12
 Таблица 13 – Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (три варианта)
 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
