Курсовая работа промывка скважин. Кр_промывка. Разработкинефтяных
 Скачать 2.86 Mb.
|
Обоснование требуемых параметров промывочной жидкости по интервалам буренияПлотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитываетсяисходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а винтервалах,содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины. В соответствии с п. 210 ПБ от 12.03.2013 рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления навеличину не менее: 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины. Сначала определяется допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения поступления пластовых флюидов в скважину и гидроразрыва пород разреза по формуле. Рпл < 𝜌 <Рг, (1) gH gH 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: Рпл+∆Рд ρ1 = диф, (2) g∙Нк ΔРдиф = (10-15%)·Рск– допустимая депрессия на пласт; Рск– скелетное давление пород, кг/см2; Рск = Ргор − Рпор, (3) Ргор– горное давление на глубинеНк, кг/см2; Ргор = grad(Pгор) ∙ Нк, (4) grad(Pгор)– градиент горного давления, МПа/1 м; Рпл – пластовое давление на глубине Нк, кг/см2; Рпор = grad(Pпл) ∙ Нк, (5) grad(Pгор)– градиент горного давления, МПа/1 м; ρв– плотность пресной воды, ρв = 1000 кг/м3. Плотность бурового раствора ρ2через коэффициент запаса определяем по следующей формуле: 2 ρ = Рпл∙Кз, кг/м3 (6) g∙Н Кз– коэффициент превышения давления в скважине над пластовым; Кз = 1,10-1,15 при Н до 1200 м; Кз = 1,05 при Н более 1200 м; Сравниваются значения ρ1и ρ2и выбирается меньшее из них, для осуществления дальнейших расчетов. Интервал I0-120 м. Рпл = 0,01 · 120 = 1,2 МПа; Ргор = 0,02 ∙ 120 = 2,4 МПа; Рск = 2,4 − 1,2 = 1,2 МПа; диф ∆Рд = 0,15 · 1,2 = 0,18 МПа;   1,2 + 0,18 кгρ1 = 9,81 ∙ 120 = 1120 м3 ;  1,1 · 1,2 кгρ2 = 9,81 ∙ 120 = 1150 м3. Интервал II0-2400 м. (899,2 по вертикали) Рпл = 0,01 ∙ 899,2 = 9 МПа; Ргор = 0,02 ∙ 899,2 = 18 МПа; Рск = 18 − 9 = 9 МПа; диф ∆Рд = 0,15 · 9 = 1,35 МПа;  9 + 1,35 кгρ1 = 9,81 ∙ 899,2 = 1151 м3 ; 1,1 · 9 кгρ2 = 9,81 ∙ 899,2 = 1200 м3 ; Интервал III0-6550 м. (1452,1 по вертикали) Рпл = 0,01 ∙ 1452,1 = 15,2 МПа; Ргор = 0,021 ∙ 1452,1 = 30,5 МПа; Рск = 30,5 − 15,2 = 15,3 МПа; диф ∆Рд = 0,15 · 15,2 = 2,28 МПа;  15,2 + 2,28 кгρ1 = 9,81 ∙ 1452,1 = 1221 м3 ; 1,05 · 15,2 кгρ2 = 9,81 ∙ 1452,1 = 1240 м3. Интервал IV6400-7800 м. (1610,5 по вертикали) Рпор = 0,01 ∙ 1610,5 = 16,1 МПа; Ргор = 0,02 ∙ 1610,5 = 32,2 МПа; Рск = 32,2 − 16,1 = 16,1 МПа; диф ∆Рд = 0,15 · 16,1 = 2,4 МПа; 16,1 + 2,4 кгρ1 = 9,81 ∙ 1610,5 = 1223 м3 ; 1,05 · 16,1 кгρ2 = 9,81 ∙ 1620,5 = 1240 м3 ; В соответствии с проведенными расчетами принимаем плотности бурового раствора для бурения интервалов: под кондуктор – 1,15 г/см³; (на водной основе) под1-ю промежуточную колонну – 1,2 г/см³; (на углеводородной) под 2-ю промежуточную колонну – 1,24 г/см³; (на углеводородной) под эксплуатационную колонну - 1,24 г/см³; (на углеводородной) Таблица 18– Обоснование плотности бурового раствора
БИЭР – буровой инвертно-эмульсионный раствор Реологические, 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 η, эффективной вязкости 𝛈эф. и предельного динамического напряжения сдвига τ0 , которые связаны зависимостью эф=+0/6 (7) Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле: (0,004...0,005)*0 , Па∙с Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле: 0 0, 0085бр 7 , Па, Условную вязкость бурового раствора выбирают с учетом опыта бурения в данном районе, или по формуле (8), стремясь принимать минимальные значения, например: для неутяжеленных буровых растворов 20-50 с., для утяжеленных до 50 с. (и более). УВ=14,7+0,87·эф+0,01·эф2 (8) 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. На величину условной вязкости влияет трение в растворе, интенсивность структурообразования и плотность раствора. Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки скважины, но и создание условий для качественного вскрытия продуктивного пласта. 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. На величину условной вязкости влияет трение в растворе, интенсивность структурообразования и плотность раствора. Условная вязкость оценочно определяется по формуле: Т ≤ 21 ∗ 10−3 ∗ ρбр, c (9) Структурно-механические свойства буровых растворов характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут (θ1, θ10) и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе. Значения показателей θ1 и θ10 повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а также в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах. Однако высокие значения этих показателей ухудшают очистку и дегазацию растворов, создают чрезмерно высокие давления при запуске насосов и восстановлении циркуляции, что может привести к поглощениям, проявлениям, обвалам, особенно вследствие высоких гидродинамических давлений при спускоподъемных операциях. Высокие значения СНС способствуют некачественному разобщению пластов при цементировании, создают дополнительные трудности при спуске в скважину геофизических приборов и т.д. Фильтрация в скважине осуществляется как в статических условиях, так и при движении бурового раствора, при этом, чем выше скорость течения раствора, тем больше смывается верхний слой корки и уплотняется оставшийся слой. На забое скважины происходит так называемая ―мгновенная фильтрация, которая способствует выравниванию давления под долотом и в зоне предразрушения, что существенно повышает механическую скорость бурения. Несмотря на различие процессов фильтрации в реальных скважинных условиях на практике возможно и целесообразно контролировать их протекание по величине статической нестационарной фильтрации, используя показатель фильтрации В30 и толщину корки k, получаемые в результате стандартного 30-минутного испытания бурового раствора на фильтр-прессе ВМ-6. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:  6 ∗ 103Интервал 14-120 м. В = ( ρбр ) + 3, см3/30мин τ0 = 0,0085ρбр − 7 = 0,0085 · 1150 − 7 = 2,8 Па η = 0,005 · τ0 = 0,005 · 2,8 = 0,014 Па · с ηэф = η + τ0  = 0,014 +6 0,0028  = 0,014 Па · с6 УВ = 14,7 + 0,87 · ηэф + 0,01 · ηэф2 = 14,7 + 0,87 · 14 + 0,01 · 14^2 = 28 с Т = 21 · 10−3𝜌бр = 21 · 10−3 · 1150 = 24,2 с 6 · 103  В = (𝜌бр ) + 3 = ( 6 · 103 1150) + 3 = 8,3 см3/30мин Интервал 120-2400 м. τ0 = 0,0085ρбр − 7 = 0,0085 · 1200 − 7 = 3,2 Па η = 0,005 · τ0 = 0,005 · 3,2 = 0,016 Па · с ηэф = η + τ0 = 0,016 +6 0,0032 = 0,017 Па · с6 УВ = 14,7 + 0,87 · ηэф + 0,01 · ηэф2 = 14,7 + 0,87 · 17 + 0,01 · 172 = 32 с Т = 21 · 10−3𝜌бр = 21 · 10−3 · 1120 = 23,5 с 6 · 103 В = (𝜌бр ) + 3 = ( 6 · 103 1200) + 3 = 8 см3/30мин Интервал 2400-7800 м. τ0 = 0,0085ρбр − 7 = 0,0085 · 1240 − 7 = 3,54 Па η = 0,005 · τ0 = 0,005 · 3,54 = 0,017 Па · с ηэф = η + τ0 = 0,017 +6 0,00354  = 0,018 Па · с6 УВ = 14,7 + 0,87 · ηэф + 0,01 · ηэф2 = 14,7 + 0,87 · 18 + 0,01 · 182 = 33,6 с Т = 21 · 10−3𝜌бр = 21 · 10−3 · 1040 = 21,8 с 6 · 103 В = (𝜌бр ) + 3 = ( 6 · 103 1240) + 3 = 7,84 см3/30мин  Таблица 19 –Технологические проектные параметры бурового раствора |