МЕТОДИЧКА.СоловьевН.В.,СоловьевЕ.Н..... Руководство для курсового проектирования по дисциплине Буровые промывочные и тампонажные растворы
 Скачать 0.55 Mb.
|
 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ КАФЕДРА БУРЕНИЯ СКВАЖИН имени проф. Воздвиженского Б.И. Н.В. Соловьев, А.А. Анненков, Соловьев Е.Н. Практическое руководство для курсового проектирования по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» (для студентов специальностей 130203 «Технология и техника разведки МПИ» и 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин») Москва, 2009 г. Соловьев Н.В., Анненков А.А., Соловьев Е.Н. Практическое руководство для курсового проектирования по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» (для студентов специальностей 130203 «Технология и техника разведки МПИ» и 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин») Практическое руководство является дополнением к раннее изданному учебному пособие «Методические рекомендации по составлению курсового проекта» «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважин» по дисциплине «Очистные агенты и тампонажные смеси» (2006 г.) в котором содержатся более подробные рекомендации по выполнению разделов курсового проекта, иллюстрированные примерами по обоснованию и выбору основных видов и рецептур буровых растворов применительно к конкретным условиям бурения скважин. Даются обоснования технологических параметров рекомендуемых растворов, их состава и способов приготовления. Изложена последовательность расчета количества материалов для бурения отдельных интервалов и в целом по скважине. Введение Содержание всех разделов, которые необходимо привести в курсовом проекте, достаточно подробно изложено в «Методических рекомендациях по составлению курсового проекта…» (2006 г.). Кроме того, в том же источнике приводятся комментарии по справочным материалам, которые необходимо использовать при курсовом проектировании. Задача предлагаемого практического руководства состоит в использовании методических рекомендаций для обоснования и разработки технологического регламента бурового раствора применительно к конкретным горно-геологическим условиям. Раздел 1. Краткая геологическая характеристика разреза скважины. Этот раздел можно приводить в следующем содержании (один из возможных вариантов заданий): Интервал 0 – 200 м. Породы – глины с песком и галькой. Твердость по штампу Рш = 100 – 500 МПа Категория абразивности 1 – 1,5 Интервал 200 – 600 м. Породы – глины, песок Твердость по штампу Рш = 250 – 500 МПа Категория абразивности 1 – 2 Осложнения – осыпи Интервал 600 – 1100 м. Породы – чередование песка с галькой, глиной песчанистой. Твердость по штампу Рш = 500 – 1000 МПа Категория абразивности 3 – 5 Осложнения – обвалы Интервал 1100 – 1500 м. Породы – доломит, мергель Твердость по штампу Рш = 2000 – 3000 МПа; Коагуляция раствора Категория абразивности 3 – 4 Интервал 1500 – 1820 м. Породы – песчаник, аргиллит Твердость по штампу Рш = 6 – 12 МПа Категория абразивности 4 – 6 Интервал 1820 – 2040 м. Породы – песчаник, доломит Твердость по штампу Рш = 3000 – 4000 МПа Категория абразивности 5 – 7 Осложнения – поглощение (К = 10) Интервал 2040 – 2250 м., нефтепроявления, пластовое давление Рпл = 15 МПа, дебит Q = 45 м3/сутки Породы – песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой. Твердость по штампу Рш = 1500 – 2000 МПа Категория абразивности 5 – 7 Свойства горных пород назначены в соответствии с [1] (табл. 1.1; 1.2; 1.3 стр. 6 – 8) Проектная глубина скважины – 2550 м. Раздел 2. Особенности технологии бурения скважины. Так как скважина является разведочно-эксплуатационной на нефть и ее глубина составляет 2550 м. выбираем буровую установку БУ – 80 Бр D. Далее приводятся основные сведения по технической характеристике этой установки в соответствии с источником [1 стр. 64]. Для выбранной буровой установки приводится схема циркуляционной системы [3 и др.]. Для бурения рекомендуется применять шарошечные долота выбранных типов поинтервально [1, стр. 11, табл. 1.5]. Диаметры этих долот будут установлены после выбора конструкции скважины. Конструкцию скважины необходимо разрабатывать в следующей последовательности (см. пример в [1] стр. 28): Выбор диаметра эксплуатационной колонны. т.к. Q = 45 м3/сут., то Dэ.к. = 127 мм Принимаем эксплуатационную колонну безмуфтового соединения. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.  Принимаем  Внутренний диаметр промежуточной колонны  Принимаем  Диаметр долота под промежуточную колонну:  Принимаем  Внутренний диаметр кондуктора.  Принимаем  Диаметр долота при бурении под кондуктор:  Принимаем  Внутренний диаметр направляющей колонны.  Принимаем  Принимаем сварное соединение труб Диаметр долота для бурения на направляющую колонну:  Принимаем  = 30мм Принимаем  Далее составляется таблица со следующими колонками: литологический разрез (составляется в соответствии с заданием и использованием условных обозначений горных пород [1, стр. 444]); наименование горных пород и их свойства, осложнения; интервал залегания (м): от, до, всего; конструкция скважины. Схема конструкции скважины показана на рис. 1.  Рис. 1. Схема конструкции скважины Раздел. 3. Анализ инженерно-геологических условий бурения. На основе выданного задания для курсового проекта необходимо проанализировать возможные осложнения при бурении отдельных интервалов горных пород и дать предварительные рекомендации по регулированию параметров промывочных жидкостей с целью устранения этих осложнений. Анализ характерных осложнений при бурении в различных видах горных пород приведен в табл. 1 стр. 8 [3], а также в других источниках [1, стр. 13; 5, стр. 303]. Интервалы без осложнений. 0 – 200 м., чередование глин, пески с галькой. При бурении таких пород возможны их осыпания, вывалы гальки из стенок скважины, что мешает нормальному процессу бурения. Промывочная жидкость должна обладать улучшенными структурными свойствами, чтобы обеспечить закрепление стенок скважины. 1500 – 1820 м., песчаники, аргиллиты. В аргиллитах возможно выпучивание пород за счет избыточного показателя фильтрации промывочной жидкости. Необходимо улучшить фильтрационные свойства. 2250 – 2550 м., доломит с прослоями известняка. При перебуривании этого интервала возможно обогащение катионами Ca++ и Mg++, что может привести к коагуляционному загущению раствора. Необходимо в раствор вводить защитные респекты (лигносульфонаты). 2. Интервалы с осложнениями. В интервале от 600 до 1100 м. наблюдаются осыпи и обвалы. Фильтрат бурового раствора, проникая по трещинам и каналам таких пород, умельшает связность между их частицами, которые затем обрушаются в ствол скважины. Чтобы этого избежать, необходимо улучшить качество раствора за счет повышения его реологических параметров, а также необходимо уменьшить показатель фильтрации бурового раствора для исключения набухания глинистых пород. Кроме того, обвалы горных пород могут происходить за счет действия бокового давления этих пород, превышающего гидростатическое давление на данной глубине. Условия устойчивости горных пород.  где Ргст – гидростатическое давление столба промывочной жидкости, Ргст =  ,где  - плотность пром. жидкости г/см3; - ускорение свободного падения; м/с2;Н – мощность слоев до рассматриваемого интервала обрушения, М. Рбок – боковое давление горных пород.  ,где  – коэф. Пуассона; - коэф. бокового распора. - напряжение от веса выше залегающих горных пород – геостатическое давление. где  - средняя плотность горных пород, г/см3Рассчитываем следующие параметры:    Условие устойчивости горных пород выполняется (  )Причина обваливания горных пород – это проникновение промывочной жидкости в трещины ее фильтрата. Необходимо увеличить реологические свойства и уменьшить показатель фильтрации. В интервале от 1820 до 2040 м. наблюдается поглощение бурового раствора. Пласт поглощает буровой раствор только при условии, когда давление столба бурового раствора превышает давление жидкости в пласте и проницаемость раствора достаточно высока. Поглощение соответствует 10-ой категории (к = 10). Поглощение такой интенсивности можно ликвидировать путем ввода в промывочную жидкость наполнителя, уменьшающего поглощающую способность с последующим тампонированием интервала поглощения, при необходимости. Предусматриваем ввод пластинчатого целлофана в количестве 6 – 8 % к объему жидкости. В интервале от 2040 до 2250 наблюдается нефтепроявления. Рпл = 15 МПа. Породы – песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой. Основное условие сохранения проницаемости продуктивного коллектора – это во-первых, не превышение гидростатического давления по сравнению с пластовыми, во-вторых, соответствие состава пластового флюида и промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта. С этой целью необходимо использовать раствор на углеводородной основе. Анализ других видов осложнений при бурении скважин приводится в табл. 1 стр. 8 [3]. Раздел 4. Формирование требований к промывочным жидкостям и выбор их видов. Тип промывочной жидкости выбираем исходя из свойств горных пород, залегающих в различных интервалах, и возможных осложнений при перебуривании этих пород. В табл. 1 приведены сведения о рациональных типах промывочных жидкостей для бурения в различных интервалах, а так же сформулированы требования к этим промывочным жидкостям в зависимости от условий бурения. Рекомендуемые типы промывочных жидкостей и требования к ним выбраны и обоснованы на основе классификационных требований к ним [3, табл. 2, стр. 13] применительно к условиям бурения в соответствии с заданием на курсовое проектирование. Таблица 1. Рекомендуемые типы промывочных жидкостей и требования к ним
|