МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Факультет Отделение Филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Ташкенте (Республика Узбекистан) «Бурение нефтяных и газовых скважин» Оценка комиссии: Подписи членов комиссии: Рейтинг: (подпись) (фамилия, имя, отчество) (подпись) (фамилия, имя, отчество) (дата) КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине на тему Промывка скважин Проектирование технологического регламента промывочных жидкостей для бурения скважины в конкретных геологических условиях на примере месторождения Ёрмок ВЫПОЛНИЛ: Студент группы УРБ 19-01 (номер группы) Мухитдинов Э. А (фамилия, имя, отчество) (подпись) ТАШКЕНТ 2022 МИНОБРНАУКИ РОССИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет Филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Ташкенте Отделение Бурение нефтяных и газовых скважин ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ по дисциплине на тему «Промывка скважин» «ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ В КОНКРЕТНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Ёрмок» ДАНО студенту Мухитдинову Эмилю Айдаровичу группы (фамилия, имя, отчество в дательном падеже) УРБ-19-01 (номер группы) Содержание работы: 1. 1. Введение 2. Характеристика проектной скважины 3. Характеристика геологического разреза скважины 4. Анализ горно-геологических условий бурения 5. Обоснование расчленения геологического разреза 6. Обоснование выбора типа промывочной жидкости 7. Выбор показателей свойств промывочной жидкости 8. Выбор состава промывочной жидкости 9. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств 10. Выбор средств для размещения, приготовления и очистки, дегазации, перемешивания и обработки бурового раствора 11. Выводы 12. Литература 13. Приложения Исходные данные для выполнения работы: 1. Геологическая характеристика разреза проектной скважины Рекомендуемая литература: 1. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Промывка скважин» на тему: «Проектирование технологического регламента промывочных жидкостей для бурения скважины в конкретных геологических условиях» (электр. вариант) 2 . А.И.Булатов, А.И.Пеньков, Ю.М.Просёлков. Справочник пo промывке скважин.-М.: Недра , 1984. 3 . А.И.Булатов, А.Г.Аветисов. Справочник инженера по бурению, в 4-х книгах.-М.: Недра , 1995. 4. И.Я.Резниченко. Приготовление, обработка и счистка буровых растворов. М.: Недра , 1982. 5. Я.А.Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. – Оренбург: издательство «Летопись», 2005. – 604 с. 6. В.И.Головко. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. М.: Недра, 1978. 7. А.И. Булатов, Ю.М. Просёлков, В.И.Рябченко. Технология про¬мывки скважин. М.: Недра, 1981. 8. Н.И.Дёгтев, А.И.Зинкевич. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей.-М.: Недра , 1978. 9. Каталог оборудования для приготовления, очистки и циркуля-ции бурового раствора. ЦИИНТИХИМНЕФТЕМАШ. М.: 1985 . 10. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности) Республики Узбекистан Графическая часть: 1. График совмещенных давлений и конструкция проектной скважины 2. Схема очистки бурового раствора 3. Технологический регламент промывочной жидкости Руководитель: к.т.н. (уч.степень) доцент Берова И.Г. (должность) (подпись) Задание принял к исполнению: студент (фамилия, имя, отчество) Мухитдинов Э. А (подпись) (фамилия, имя, отчество) 1. Введение Цель курсовой работы: Это выбрать максимально эффективные технологические решения и параметры, позволяющие повысить технико-экономические показатели бурения для конкретного разреза месторождения. Задачами курсовой работы является: o Характеристика проектной скважины o Характеристика геологического разреза скважины o Анализ горно-геологических условий бурения o Обоснование расчленения геологического разреза o Обоснование выбора типа промывочной жидкости o Выбор показателей свойств промывочной жидкости o Выбор состава промывочной жидкости o Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств o Выбор средств для размещения, приготовления и очистки, дегазации, перемешивания и обработки бурового раствора Объектом курсовой работы является месторождение Ермок. 2. Характеристика проектной скважины. 2.1. Общие сведения о проектной скважине Общие сведения о проектной скважине. Район работ-Кашкадарьинская область, Гузарский район Месторождение (площадь)- Ёрмок Проектный горизонт- средняя юра Проектная глубина-3300 м Назначение скважины- Эксплуатация залежи газа Вид профиля -вертикальная 2.2. Конструкция скважины Направление (0-100 м): Док=426 мм, Дд=490 мм Кондуктор (100-1000 м): Док=323.9 мм, Дд=393.7 мм Промежуточная колонна (1000-3050 м): Док=244.5 мм, Дд=295.3 мм Эксплуатационная колонна (3050-3300 м): Док=178 мм, Дд=222.3 мм 2.3. Конструкция бурильной колонны (длина секций): Компоненты/Интервал бурения УБТС1-273мм УБТС1-245мм УБТС1-178мм ТБВК-140мм 0-100 100-1000 1000-3050 24 104 80 24 3050-3300 192 До устья До устья 2070-3050 3050-3300 0-920 0-1725 920-2070 1725-3050 ЛБТ-147мм 2.4 Подача буровых насосов: Q≥a*π/4*Dок2 Интервал, м 0-100 100-1000 1000-3050 3050-3300 Подача насосов, л/с 72 62 34 20 2.5 Характер местности, транспортные условия, источники водоснабжения. Наименование Единица измерения Наименование месторождение Административное расположение Значение, название, величина Ёрмок Узбекистан, Кашкадарьинская Гузарский Температура воздуха - максимальная летняя о плюс 45 - минимальная зимняя о С минус 25 Дней 101 м/с 15 Слабовсхолмленная равнина сухой грунт 15 15 янтак, дикорастущие травы II Продолжительность отопительного периода в году Наибольшая скорость ветра Сведения о площадке строительства и подъездных путях: * рельеф местности * состояние грунта * толщина снежного покрова * толщина почвенного слоя * характер растительного покрова * группа грунта Размеры земельных участков, отводимых во временное пользование на период строительства скважины Характеристика подъездных дорог: * протяжённость * характер покрытия * высота насыпи * ширина Протяжённость магистральной дороги С см см ге км см см м км Источник водоснабжения: - техническая - питьевая 2,5/3,0 ГПС 20 6 г. Гузар (15 km) водяная скважина Гузар (15 km) Источник энергоснабжения: ЛЭП Средства связи Источник местных строительных материалов 3,5 мобильная км карьер, 15 3. Характеристика геологического разреза скважины 3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины Стратиграфическое подразделение 1 Неоген-четвертичные Палеоген: Сузакские слои Глубина залегания, м от до (кровли) подошвы) 2 3 0 100 100 700 700 930 700 780 Бухарские слои 780 930 Мел: Сенон Турон Сеноман В.т.ч. IX-гор. X-гор. Альб В.т.ч. XI-гор. Неоком-апт В.т.ч. XII-гор. XIII-гор. XIV-гор. 930 930 1480 1800 1800 1900 2050 2100 2350 2350 2450 2640 2835 1480 1800 2050 1880 2050 2350 2190 2835 2405 2570 2730 Юра: 2835 3300 Верхняя юра 2835 3155 Коэффициент кавернозности 6 1,20 1,14 1,14 Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и др.) 7 Супеси, суглинки, пески, переслаивание красноцветных песчаников и глин. Глины зеленовато-серые, плотные с прослоями мергеля. Известняки желтовато-серые, мелоподобные, кавернозные, крепкие, биоморфной структуры, массивной текстуры. 1,34 Переслаивание темно-серых, зеленовато-серых глин и песчаников Глины темно-серые, алевролиты, песчаники серые и зеленовато-серые. Песчаники темно-серые, мелко и крупно-зернистые средней плотности, плотные, пелитовой структуры, неравномерно зернистой текстуры, с прослоями глин и алевролитов. Переслаивание песчаников, серых, зернистых глин, ниже глины серые, плотные, песчанистые, перлитовой структуры, с прослоями глины. Глины буровато-коричневые, плотные, перлитовой структуры, слоистой текстуры. Песчаники крупнозернистые, крепкие. Алевролиты красно-светлые, песчанистые. Титонский ярус 2835 3050 Верхние ангидриты 2835 2850 Ангидриты белого цвета, бурые с прослоями глин. I пачка солей 2850 2985 Галит прозрачный, белый, розоватый. Средние ангидриты 2985 2995 Ангидриты светлые, голубовато-серые, крепкие с прослоями солей. II пачка солей 2995 3035 Галит прозрачный, белый с включениями ангидритов. Нижние ангидриты 3035 3050 Ангидриты светлые, плотные, крепкие Оксфорд - кимериджский ярус (XV горизонт) 3050 3155 1,14 Средняя юра 3155 3300 1,14 Келловейский ярус 3155 3300 XVа-горизонт 3155 3270 XVI-горизонт 3270 3300 1,34 Представлены серыми, темно-серыми, крепкими иногда трещиноватыми известняками. Представлены серыми, темно-серыми, крепкими иногда трещиноватыми известняками. 3.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Интервал, м Стратиграфическое подразделение Неоген + четвертичные до от (верх) (низ) 0 700 Сузак Бухара 700 780 780 930 Сенон 930 1480 Турон 1480 1800 Сеноман 1800 2050 Альб 2050 2350 Неоком-апт 2350 2835 Титон 2835 3050 Оксфорд-кимериджский ярус Келловейский ярус 3050 3155 3155 3300 Краткое наименование горной породы супеси, суглинки, пески песчаники, глины глины, мергели известняки глины, песчаники глины, алевролиты, песчаники алевролиты, песчаники, глины, перлит песчаники, глины, перлит песчаники, глины, алевролиты, перлит соли, ангидриты известняки известняки Плотность, г/см3 Категория породы Соле-нос-ность, по промысловой классификации (мягкая, % средняя и т.п.) 2,2-2,6 - мягкие, средние 2,1-2,4 2,3 - средние крепкие 2,2-2,3 - средние 2,25-2,4 - средние 2,25-2,4 - средние 2,3-2,5 - средние 2,4-2,5 - средние 2,2-2,4 75 2,4-2,7 2,4-2,7 - мягкие, твердые крепкие крепкие 3.3 Газоносность Стратиграфическое подразделение Оксфордкимериджский ярус Келловейский ярус Интервал, м Объемная доля, % от (верх) до (низ) 3050 3155 3155 3290 Тип коллектора порово-трещиноватый углекислого сероводорода газа 0,31 Относительная по воздуху Коэффициент сжимаемости плотность газа газа в пластовых условиях 2,1 0,605 - 3.4 Водоносность Стратиграфическое подразделение Келловейский ярус Интервал, м Химический состав воды, мг·eкв/l от (верх) до (низ) 3290 - Тип коллектора поровотрещиноватый Плотность, г/см3 1,0541,064 анионы катионы Cl SO4 HCO3 Na + K Mg Ca 1650 73,64 12,0 1623,8 34 48 Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) нет Примечание – информация по газоносности и водоносности принята согласно данным скважин №№ 1, 2 площади Намазбай, № 1 на площади Северный Гузор и № 3 площади Ёрмок 4. Анализ горно-геологических условий бурения. 4.1 Давления и температура по разрезу Интервал, м Давления, МПа горное Температура, 0 С 14,0 16,1 21,0 7,0 18,6 21,4 28,0 0,023 9,3 29,6 34,0 44,0 0,02 0,023 16,0 36,0 41,4 54,0 0,02 0,023 19,5 41,0 47,2 62,0 0,02 0,023 22,2 47,0 54,1 71,0 0,01083 0,02 0,023 25,5 56,7 65,2 85,0 3050 - - 0,023 - - 70,2 92,0 3050 3155 0,01 0,02 0,023 30,5 63,1 72,6 95,0 3155 3300 0,01 0,02 0,023 31,6 66,0 75,9 99,0 гидроразрыва пород горного пластовое 0,01 0,02 0,023 - 930 0,01 0,02 0,023 930 1480 0,01 0,02 Турон 1480 1800 0,01083 Сеноман 1800 2050 0,01083 Альб 2050 2350 0,01083 Неоком-апт 2350 2835 Титон 2835 Оксфорд-кимериджский ярус Келловейский ярус до (низ) пластового 0 700 Палеоген 700 Сенон Неоген + четвертичные отложения порового Pпор=Р пл. от (верх) гидропоровое разрыва Pпор=Р пл. Стратиграфическое подразделение Градиенты давления Примечание - Пластовые давления приведены по кровле интервалов, а горное, гидроразрыва и значения температур – по подошве. 4.1.1. Распределение давлений и температур по разрезу скважины: Ка=Рпл / ρв*g*Hкр ; Кгрп= Ргрп / ρв*g*Hпд ; Интервал, м 0-700 700-930 930-1480 1480-1800 1800-2050 2050-2350 2350-2835 2835-3050 3050-3155 3155-3300 Ка 1,02 1,02 1,02 1,103 1,103 1,103 1,106 Т, о С 21,0 28,0 44,0 54,0 62,0 71,0 85,0 92,0 95,0 99,0 Кгрп 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 2,03 ≈ 𝟏, 𝟐𝟑 1,02 1,02 График совмещенных давлений Рисунок 1 0,8 1 1,2 1,4 1,6 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Ка Кгрп 1,8 2 2,2 ГДЕ НАЗВАНИЕ И НОМЕР РИСУНКА, ГДЕ ПОКАЗАНО ПЛОТНОСТЬ РАСТВОРА? 4.2 Поглощение бурового раствора Глубина статического Имеется ли уровня при потеря максимальном циркуляции его снижении, (да, нет) м Интервал, м Стратиграфическое подразделение от (верх) до (низ) Палеоген (бухарские слои) 780 930 - да Меловые отложения 930 2835 - нет Условия возникновения поглощения (повышение плотности бур. раствора, гидродинамическое давление и т.п.) Превышение плотности бурового раствора и гидродинамического давления при вскрытии, технологические операции сверх градиента поглощения, а также при бурении трещиноватых зон. Увеличение скорости спуска бурильных и обсадных колонн. Естественная проницаемость пластов, обусловленная трещиноватостью, кавернозностью и разуплотненностью пород. Оксфордкимериджский и 3050 3300 да келловейский ярусы Примечание – 1. Значения глубин статического уровня при максимальном его снижении уточняются в процессе бурения исходя из фактической проницаемости и интенсивности поглощения. 2. По рекомендации геологической службы Заказчика возможно уточнение давлений поглощения путем проведения дополнительных исследований (LOT). 4.3 Осыпи и обвалы стенок скважины Интервал, м Стратиграфическое подразделение Неоген+четвертичные отложения Меловые отложения от (верх) до (низ) 0 700 930 2835 Условия возникновения (технологические, технические, химические) Несоответствие типа, параметров бурового раствора, недолив скважины, несоответствие скорости выполнения СПО требованиям технических, технологических правил, требованиям РД. Длительные простои при открытом стволе скважины. 4.4 Нефтегазоводопроявления Интервал, м Стратиграфическое подразделение от (верх) до (низ) Плотность Вид пластового флюида проявляемого при проявлении, флюида г/см3 (для газа - по (вода, нефть, газ) воздуху) Условия возникновения пластового проявления Оксфордкимериджский ярус 3050 3155 газ Келловейский ярус 3155 3290 конденсат 0,605 (отн. по воздуху) Несоответствие параметров бурового раствора требованиям регламента и технико-технологических правил, несвоевременный долив скважины, снижение противодавления на пласт во время проведения всех технологических операций при бурении скважины 4.5 Прихватоопасные зоны Интервал, м Стратиграфическое подразделение Неоген+четвертичные отложения от (верх) до (низ) 0 700 Палеоген 700 930 Меловые отложения 930 2835 Титон 2835 3050 Оксфордкимериджский ярус 3050 3155 Келловейский ярус 3155 Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д.) Допустимое время оставления бурильной колонны без движения, мин Заклинки, сальникообразования 3-5 Набухание ангидритов, текучесть солей 3-5 перепад давления 3-5 Условия возникновения Несоответствия типа параметров бурового раствора, режимов бурения, проработки, промывки, компоновки инструмента, требованиям техникотехнологических правил и РД. 3300 4.6 Текучие породы Интервал, м Стратиграфическое подразделение Титон Верхние соли Нижние соли от (верх) 2850 2995 до (низ) 2985 3035 Название текучей породы соли Наименьшая плотность бурового раствора, при которой длительно не нарушается процесс бурения, г/см3 Условия возникновения 1,26 Снижение противодавления на пласт 4.7 Прочие возможные осложнения Стратиграфическое подразделение Неоген + четвертичные отложения Интервал, м от до (верх) (низ) Вид осложнения 0 100 Размыв устья скважины Неоген-палеоген отложения 100 930 Кавернообразования, желобообразования Меловые отложения 930 2835 Кавернообразования, желобообразования Юрские отложения (титон) 2835 3050 Кавернообразования, коагуляция раствора, набухание ангидритов, текучесть солей Юрские отложения (Оксфорд – кимериджский и келловейский ярусы) 3050 3300 Сужение ствола скважины Условия возникновения Наличие зон повышенной проницаемости, отклонение параметров бурового раствора и несоблюдение режимов бурения от рекомендованных в проекте и ГТН 5. Обоснование расчленения геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости: Интервал 0-700: Данный интервал содержит пески, супеси, суглинки, что в свою очередь создают неустойчивость стенок скважины с последующим риском осыпей и обвалов, также происходит переслаивание с песчанниками и глиной. Основное требование к промывочной жидкости: хорошие коркообразующие свойства для создания на стенке скважины прочной фильтрационной корки, укрепляющей ствол, должна обладать хорошими тиксотропными свойствами, необходимыми для создания в кавернах "тиксотропной рубашки", задерживающей осыпание рыхлой породы (прочная структура), а также обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах, предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального давления, неразупрочнение глинистых пород. Ка=1.019 Кгрп=2,03 – особых требований к плотности промывочной жидкости не предъявляется. Интервал 700-2835: Данный интервал содержит глины, плотные с прослоями мергеля, известняки, мелоподобные, крепкие. Основное требование к промывочной жидкости: при прохождении глин с прослоями мергеля и известняков требования к промывочной жидкости минимальны, а именно - обеспечение высоких показателей работы долот, а при прохождении песчано-глинистых пород требования становятся соответствующими: обеспечение устойчивости стенок скважины в глинистых породах, предотвращение в интервалах проницаемых песчаных пород затяжек и прихватов бурильной колонны, обусловленных действием дифференциального давления, хорошие коркообразующие свойства для предотвращения образования толстой корки в интервалах проницаемых пород, неразупрочнение глинистых пород. В интервале 700-1480 метров Ка=1.019 Кгрп=2,03 – особых требований к плотности промывочной жидкости не предъявляется. Интервал 2835-3050: Данный интервал содержит ангидриты белого цвета, с прослоями глин, а также солей и галит прозрачный, белый, розоватый, с включениями ангидритов. Основное требование к промывочной жидкости: малая водоотдача для предотвращения возникновения затяжек и прихватов бурильной колонны, вызванных сужением ствола и действием дифференциального давления, а также не растворять галит, устойчивость к агрессивному действию хлорида натрия, при необходимости должна допускать утяжеление. Необходима минерализация промывочной жидкости. И при прохождении солевого интервала плотность бурового раствора необходимо увеличить до наименьшей плотности раствора, при которой длительно не нарушается процесс бурения 1.26 г/см3. Интервал 3050-3300: Данный интервал является флюидосодержащим, в нем содержатся газонасыщенные трещиноватые известняки. Основное требование к промывочной жидкости: возможно применение промывочных жидкостей на пресной воде, обеспечение высоких показателей работы долот, а также избежание загрязнения продуктивного пласта. Ка=1.019 Кгрп=2,03 – особых требований к плотности промывочной жидкости не предъявляется. 6. Обоснование выбор типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза: Интервал 0-700 м: Раствор, рекомендуемый для бурения данного интервала хлоркалиевый-полимерный, должен глинизировать и закреплять стенки скважины, предотвращая возможные осложнения, обработать воду затворения кальцинированной содой, для снижения содержания двухвалентных катионов кальция и магния и каустической содой, чтобы повысить водородный показатель. Интервал 700-2835 м: Для интервала палеогеновых и меловых отложений предлагается продолжение применения бурового раствора на основе хлоркалиевого-полимерного. Рекомендуется максимально использовать буровой раствор с предыдущего интервала бурения с предварительной дообработкой полимерными реагентами КМЦ-600, Карбо-Пац до требуемых реологических параметров. Интервал 2835-3050 м: Для интервала соляно-ангидритовой толщи предлагается применение минерализованного бурового раствора. Рекомендуется использовать буровой раствор с предварительной дообработкой полимерными реагентами КарбоПАЦ, POLY-ANS. За 50 метров до разбуривания соляно-ангидритовой толщи минерализовать раствор поваренной солью для предотвращения кавернообразования и дообработать модифицированным крахмалом для предотвращения коагуляции промывочной жидкости. Доутяжелить раствор до необходимой плотности мраморной пудрой. Интервал 3050-3300 м: Вскрытие продуктивных горизонтов должно осуществляться с использованием высококачественного бурового раствора с минимальной водоотдачей и минимальным значением удельного веса, принятого в соответствии с действующими положениями. Для бурения данного интервала рекомендуется применять биополимерный безглинистый буровой раствор. 7. Выбор показателей свойств промывочной жидкости 7.1. Выбор плотности бурового раствора Выбор плотности регламентирован действующими «Правилами безопасности» Республики Узбекистан. Согласно этим Правилам, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В тоже время, Правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым давлением величиной 1,5-3,5 МПа. Требования Правил приведены в таблице. Интервал бурения, м До 1200 м 1200 – 2500 м Более 2500 м Рекомендуемое превышение Максимально допустимое статического давления бурового превышение статического давления раствора над пластовым давлением бурового раствора над пластовым давлением 10 — 15% 5 — 10% 4 — 7% 1,5 МПа 2,5 МПа 3,5 МПа Относительную плотность промывочной жидкости можно определить по формуле: ρо = a*Ка. Величину превышениястатического давления бурового раствора над пластовым давлением будем считать по формуле: ∆Р = ρ*g*z –ρв*Ка*g*z = g*z(ρо - ρв*Ка). В этих формулах: Ка - коэффициент аномальности пласта, z- глубина подошвы пласта (интервала), м, ρ - плотность бурового раствора, полученная по формуле (1), кг/м3, ρо - относительная плотность бурового раствора, ρв - плотность воды, кг/м3, g - ускорение свободного падения, м/с2, а - (1,1-1,15) (1,05-1,1) (1,04-1,07) – коэффициент запаса, характеризующий превышение давления бурового раствора в зависимости от глубины. Рассчитаем значения ρо и ∆Р, и сравним ∆Р с допустимыми значениями. Интервал бурения 10-700 м. Ка = 1,02; а = 1,11, ∆Р ≤ 1,5 Мпа; ρо = 1,11*1,02=1,13; ∆Р = 9,81*700*(1130-1000*1,019) = 0,762 МПа < 1,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1130-1150кг/м3. Интервал бурения 700-930 м. Ка = 1,02; а = 1,11, ∆Р ≤ 1,5 Мпа; ρо = 1,11*1,02=1,13; ∆Р = 9,81*930*(1130-1000*1,019) = 1,012 МПа < 1,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1130-1150кг/м3. Интервал бурения 930-1480 м. Ка = 1,02; а = 1,06; ∆Р ≤ 1,5 Мпа; ρо = 1,06*1,02=1,08; ∆Р = 9,81*1480*(1080-1000*1,019) = 0,885 МПа < 1,5МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1080– 1100 кг/м3. Интервал бурения 1480-1800 м. Ка = 1,102; а =1,06 ∆Р ≤ 2,5 МПа ρо = 1,06*1,103 = 1,17 ∆Р = 9,81*1800*(1160-1000*1,102) = 1,024 МПа < 2,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1170 – 1190 кг/ м3 Интервал бурения 1800 – 2050 м. Ка = 1,104; а = 1,06 ∆Р ≤ 2,5 МПа ρо = 1,06*1,103 =1,17 ∆Р = 9,81*2050*(1170-1000*1,104) = 1,327 МПа < 2,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1170-1190 кг/м3. Интервал бурения 2050 – 2350 м. Ка = 1,104; а = 1,06 ∆Р ≤ 2,5 МПа ρо = 1,06*1,103 =1,17 ∆Р = 9,81*2350*(1170-1000*1,104) = 1,521 МПа < 2,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1170-1190 кг/м3. Интервал бурения 2350 – 2835 м. Ка = 1,106; а = 1,04 ∆Р ≤ 3,5 МПа ρо = 1,04*1,106 =1,15 ∆Р = 9,81*2835*(1150-1000*1,106) = 1,223 МПа < 3,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности, ρ = 1150-1170 кг/м3. Интервал бурения 2835 – 3050 м. Данный интервал содержит ангидриты белого цвета, с прослоями глин, а также солей и галит прозрачный, белый, розоватый, с включениями ангидритов, в связи с этим необходимо соблюдать установленное требование к плотности бурового раствора, соответственно наименьшую плотность бурового раствора, при которой длительно не нарушается процесс бурения принимаем равной 1260 кг/м3. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности ρ = 1260-1300 кг/м3. Интервал бурения 3050 – 3300 м. Ка = 1,02; а = 1,04 ∆Р ≤ 3,5 МПа ρо = 1,04*1,02=1,06 ∆Р = 9,81*3300*(1060-1000*1,019) = 1,327 МПа < 3,5 МПа. Следовательно, условие удовлетворяется. Принимаем, плотность для данного интервала, с учетом Правил безопасности ρ = 1060-1080 кг/м3. Анализируя полученные результаты и сопоставляя их с конструкцией скважины, объединим некоторые интервалы: 10-700 700-930 930-1480 1480-1800 1800-2050 2050-2350 2350-2835 2835-3050 3050-3300 ρ=1130-1150 кг/м3 ρ=1130-1150 кг/м3 ρ=1080-1100 кг/ м3 ρ=1170-1190 кг/м3 ρ=1170-1190 кг/м3 ρ=1170-1190 кг/м3 ρ=1150-1170 кг/м3 ρ=1260-1300 кг/м3 ρ=1060-1080 кг/м3 Так как значения ρ=1130-1150 кг/м3 удовлетворяют условиям в двух интервалах: 10-700 м, 700-930 м, то можно их объединить в один интервал. Так как значения ρ=1170-1190 кг/м3 удовлетворяют условиям в двух интервалах: 1480-1800 м, 1800-2050 м, 2050-2350 м, то можно их объединить в один интервал. 7.2. Выбор реологических свойств Реологические свойства промывочных жидкостей обычно характеризуют значения пластической вязкости η и динамического напряжения сдвига τо . По графикам представленным в методических указаниях к курсовому проектированию выбираем значения τо и η и сводим эти данные в таблицу: Интервал, м 10-930 930-1480 1480-2350 2350-2835 2835-3050 3050-3300 Плотность раствора, кг/м3 ρ=1130-1150 кг/м3 ρ=1080-1100 кг/ м3 ρ=1170-1190 кг/м3 ρ=1150-1170 кг/м3 ρ=1260-1300 кг/м3 ρ=1060-1080 кг/м3 η, мПа*с 10-12 9-10 12-13 11-12 12-14 7-9 τо, дПа 90-95 80-90 90-95 90-95 90-100 70-80 7.3 . Проверка правильности выбора реологических свойств Проверка обеспечения ламинарного режима течения в интервалах неустойчивых пород. В интервале 930-2835 м стенки скважины сложены переслаиванием неустойчивых глины, алевролитов и песчаников, для сохранения устойчивости стенок необходимо уменьшить эрозионное действие раствора, поддерживая ламинарное течение в затрубном пространстве. Интервал 1000-1500 м бурится долотом диаметром 295.3 мм, при коэффициенте кавернозности К=1.34 диаметр ствола скважины составит 1.34*295.3=395.7 мм. Бурильная колонна состоит из УБТС1-273 мм – 80 м, УБТС-245 мм – 24 м, ТБВК-140 мм – 980 м, ЛБТ-147 м – 920 м и 1150 м. Турбулизация потока наиболее вероятна в интервале расположения УБТС1273 мм, если при выбранных значениях реологических параметров режима течения в интервале размещения УБТС1-273 мм ламинарный, то он останется ламинарным до самого устья. Определим режим течения, сравнив скорость восходящего потока с критической скоростью течения, учитывая следующие параметры бурового раствора ρ=1080-1100 кг/ м3, подача 0,034 м3/с, пластическая вязкость 9-10 мПа*с, динамическое напряжение сдвига 90-80 дПа. Скорость восходящего потока: 𝑄 𝑊 = = 𝑄/(0,785 ∗ (𝐷𝑐кв 2 − 𝐷УБТС1−273 2 )) 𝑆 0,034 м = = 0,527 . 0,785 ∗ ((1,1 ∗ 0,3957)2 − 0,2732 ) с Определим критическую скорость бурового раствора после которой начнется турбулизация потока: Вычислим число Хедстрема: 𝜏0 (𝐷𝑐 − 𝐷)2 𝜌 9 ∗ (0.435 − 0.273)2 ∗ 1080 𝐻𝑒 = = = 2255282 𝜂2 0.0102 Вычислим критическое значение числа Рейнольдса, при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве: 𝑅𝑒𝑘 = 7.3𝐻𝑒 0.58 + 2100 𝑅𝑒𝑘 = 7.3 ∗ 22552820.58 + 2100 = 37433 Определим критическую скорость течения раствора: 𝑅𝑒кр 𝜂 𝑊кр = (𝐷𝑐 − 𝐷)𝜌 37433 ∗ 0.010 м 𝑊кр = = 2,85 (0.435 − 0.273) ∗ 1080 с 𝑊кр > 𝑊 Следовательно, режим течения в данном интервале ламинарный. Интервал 1500-2000 м бурится долотом диаметром 295.3 мм, при коэффициенте кавернозности К=1.34 диаметр ствола скважины составит 1.34*295.3=395.7 мм. Определим режим течения, сравнив скорость восходящего потока с критической скоростью течения, учитывая следующие параметры бурового раствора ρ= 1170-1190 кг/ м3, подача 0,034 м3/с, пластическая вязкость 12-13 мПа*с, динамическое напряжение сдвига 95-90 дПа. Скорость восходящего потока: 𝑊= 𝑄 = 𝑄/(0,785 ∗ (𝐷𝑐кв 2 − 𝐷УБТС1−273 2 )) 𝑆 0,034 м = = 0,527 . 0,785 ∗ ((1,1 ∗ 0,3957)2 − 0,2732 ) с Определим критическую скорость бурового раствора после которой начнется турбулизация потока: Вычислим число Хедстрема: 𝜏0 (𝐷𝑐 − 𝐷)2 𝜌 9 ∗ (0.435 − 0.273)2 ∗ 1170 𝐻𝑒 = = = 1670107 𝜂2 0.0132 Вычислим критическое значение числа Рейнольдса, при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве: 𝑅𝑒𝑘 = 7.3𝐻𝑒 0.58 + 2100 𝑅𝑒𝑘 = 7.3 ∗ 16701070.58 + 2100 = 31783 Определим критическую скорость течения раствора: 𝑅𝑒кр 𝜂 𝑊кр = (𝐷𝑐 − 𝐷)𝜌 31783 ∗ 0.013 м 𝑊кр = = 2,1 (0.435 − 0.273) ∗ 1170 с 𝑊кр > 𝑊 Следовательно, режим течения в данном интервале ламинарный. Интервал 2000-2835 м бурится долотом диаметром 295.3 мм, при коэффициенте кавернозности К=1.34 диаметр ствола скважины составит 1.34*295.3=395.7 мм. Определим режим течения, сравнив скорость восходящего потока с критической скоростью течения, учитывая следующие параметры бурового раствора ρ= 1150-1170 кг/ м3, подача 0,034 м3/с, пластическая вязкость 11-12 мПа*с, динамическое напряжение сдвига 95-90 дПа. Скорость восходящего потока: 𝑄 𝑊 = = 𝑄/(0,785 ∗ (𝐷𝑐кв 2 − 𝐷УБТС1−273 2 )) 𝑆 0,034 м = = 0,527 . 0,785 ∗ ((1,1 ∗ 0,3957)2 − 0,2732 ) с Определим критическую скорость бурового раствора после которой начнется турбулизация потока: Вычислим число Хедстрема: 𝜏0 (𝐷𝑐 − 𝐷)2 𝜌 9 ∗ (0.435 − 0.273)2 ∗ 1150 𝐻𝑒 = = = 1280590 𝜂2 0.0122 Вычислим критическое значение числа Рейнольдса, при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве: 𝑅𝑒𝑘 = 7.3𝐻𝑒 0.58 + 2100 𝑅𝑒𝑘 = 7.3 ∗ 12805900.58 + 2100 = 27546 Определим критическую скорость течения раствора: 𝑅𝑒кр 𝜂 𝑊кр = (𝐷𝑐 − 𝐷)𝜌 27546 ∗ 0.012 м 𝑊кр = = 2,53 (0.435 − 0.273) ∗ 1150 с 𝑊кр > 𝑊 Следовательно, режим течения в данном интервале ламинарный. В интервале 780-930 м возможны поглощения бурового раствора поэтому проведем проверку на их возникновение при максимально допустимой плотности бурения интервала 780-930 м, ρ=1130-1150 кг/м3, также будем использовать 𝜏о =95 дПа, η=11 мПа*с, Dд= 393.7 мм Необходимо сравнить это значение с ρокр, которое определяется по формуле: ρокр= Кп - ∑ ∆ Ркп 𝜌в g z где: 𝛽кп – коэффициент, определяемый по формуле с помощью числа СенВенана: 1– 4 𝑆𝑒 (√1,2 + 0,5𝑆𝑒 − 1) , если 𝑆𝑒 ≥ 10 ; βкп = Se/ (12 + 1,3 Se), если Se < 10. Число Сен-Венана определяется по формуле: Seкп = 𝜏о (𝐷скв −𝐷) 𝜂∗Wкп Скорость восходящего потока определим по формуле WУБТС-ХХХ= 𝑄 2 −𝐷2 0.785(𝐷скв УБТС1−ХХХ ) Для начала определим Wкп для УБТС1-273, УБТС1-245, 0,062 Wкп УБТС1-273 = = 0,98 2) 0,785 ((1,1∗0,3937)2 −0,273 м с Определим числа Сен-Венана для всех интервалов расположения труб: 9,5∗(0,435−0,273) Se кпУБТС1-273 = 0,011∗0,98 =151≥ 10 Определим 𝛽кп также для всех интервалов: 4 βкп =1 – 𝑆𝑒(√1,2 + 0,5𝑆𝑒 − 1), если 𝑆𝑒 ≥ 10 𝛽кпУБТС1−273 =1 − ( 4 151 ) ∗ (√1.2 + 0.5 ∗ 151 − 1) = 0,794 Учитывая, что режим течения бурового раствора ламинарный, потери давления ∆Ркп определяются по формуле: ∆ Ркп = 4∗𝜏о ∗𝑙 𝛽кп (𝐷скв −𝐷) ∆ Ркп за УБТС1-273 – 104 м: ∆ Ркп = 4∗9,5∗104 0,794∗(0,435−0,273) = 58600 Па, Следовательно, ∑ ∆ Ркп = 58600 Па Определим критическую плотность: ρокр= 2,03 – 58600 1000∗9,81∗930 = 2,02 Значение ρо =2,02 > 1,13 следовательно, поглощения и гидроразрыва не будет. В интервале 2000-2835 м возможны поглощения бурового раствора поэтому проведем проверку на их возникновение при максимально допустимой плотности бурения интервала 2000-2835 м, ρ=1150-1170 кг/м3, также будем использовать 𝜏о = 95 дПа, η=11 мПа*с, Dд= 295.3 мм Для начала определим Wкп для УБТС1-273, УБТС1-245 Wкп УБТС1-245 = 0,034 0,785 ((1,1∗0,2953)2 −0,2452 ) = 1,65 м с 0,034 Wкп УБТС1-273 = 0,785 (0,324 2 −0,2732 ) = 0,34 м с Определим числа Сен-Венана для всех интервалов расположения труб: 9,5∗(0,324−0,245) Se кпУБТС1-245 = 0,011∗1,65 9,5∗(0,324−0,273) Se кпУБТС1-273 = 0,011∗0,34 = 92≥ 10 = 103≥ 10 Определим 𝛽кп также для всех интервалов: 4 βкп =1 – 𝑆𝑒(√1,2 + 0,5𝑆𝑒 − 1), если 𝑆𝑒 ≥ 10 𝛽кпУБТС1−245 =1 − ( 4 92 4 𝛽кпУБТС1−273 =1 − ( 103 ) ∗ (√1.2 + 0.5 ∗ 103 − 1) = 0,867 ) ∗ (√1.2 + 0.5 ∗ 103 − 1) = 0,756 Учитывая, что режим течения бурового раствора ламинарный, потери давления ∆Ркп определяются по формуле: ∆ Ркп = 4∗𝜏о ∗𝑙 𝛽кп (𝐷скв −𝐷) ∆ Ркп за УБТС1-245 – 24 м: ∆ Ркп = 4∗9,5∗24 0,867∗(0,324−0,245) = 77800 Па, ∆ Ркп за УБТС1-273 – 80 м: ∆ Ркп = 4∗9,5∗80 0,756∗(0,324−0,273) = 38900 Па, Следовательно, ∑ ∆ Ркп = 77800 + 38900 =145875Па Определим критическую плотность: ρокр= 2,03 – 145875 1000∗9,81∗2835 = 2,005 г/см3 Значение ρо =2,005> 1,15, следовательно, поглощения гидроразрыва не будет. В интервале 3050-3300 м возможны поглощения бурового раствора поэтому проведем проверку на их возникновение при максимально допустимой плотности бурения интервала 3050-3300 м, ρ=1080-1100 кг/м3, также будем использовать 𝜏о = 70 дПа, η=14 мПа*с, Dд= 222.3 мм Для начала определим Wкп для УБТС1-178 0,020 Wкп УБТС1-178 = 0,785 ((1,1∗0,2223)2 −0,1782 ) = 1,81 м с Определим числа Сен-Венана для всех интервалов расположения труб: 7∗(0,244−0,178) Se кпУБТС1-178 = 0,014∗1,65 = 117 ≥ 10 Определим 𝛽кп также для всех интервалов: 4 βкп =1 – 𝑆𝑒(√1,2 + 0,5𝑆𝑒 − 1), если 𝑆𝑒 ≥ 10 𝛽кпУБТС1−178 =1 − ( 4 117 ) ∗ (√1.2 + 0.5 ∗ 103 − 1) = 0,589 Учитывая, что режим течения бурового раствора ламинарный, потери давления ∆Ркп определяются по формуле: ∆ Ркп = 4∗𝜏о ∗𝑙 𝛽кп (𝐷скв −𝐷) ∆ Ркп за УБТС1-178 – 192 м: ∆ Ркп = 4∗7∗192 0,589∗(0,244−0,178) = 77800 Па, Следовательно, ∑ ∆ Ркп=145875Па Определим критическую плотность: ρокр= 2,03 – 145875 1000∗9,81∗3300 = 2,01 г/см3 Значение ρо =2,01> 1,08, следовательно, поглощения и гидроразрыва не будет. Проверка выноса шлама в интервалах большого диаметра, пониженной плотности и пластической вязкости. Проверка осуществляется через следующее преображенное соотношение: 𝒍𝒈 𝟔𝟎𝟎𝜼+𝝉о 𝟑𝟎𝟎𝜼+𝝉о 𝟎, 𝟏𝟑𝟐 ∗ 𝜼 ∗ 𝝆 ∗ 𝑾 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒 ∗ 𝝆 ∗ 𝑾 ∗ 𝝉о = 𝟑𝟑𝟎 Если а(левая часть уравнения) > в(правая часть уравнения) 𝝉о слишком большое, если наоборот то 𝝉о слишком маленькое, если а≥в очень близко то 𝝉о нужное нам. Определим необходимое значение 𝝉о для бурового раствора в интервале бурения 100-1000 м. Диаметр долота 393,7 мм диаметр труб 140 мм, Q=62 л/с, плотность 𝝆=1130 кг/м3. Определим скорость восходящего потока в наиболее широкой части затрубного пространства: W140 = 0,062 0,785 ((1,1∗0,3937)2 −0,1402 ) = 0,466 м с 𝟎, 𝟏𝟑𝟐 ∗ 𝟎, 𝟎𝟏𝟏 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 ∗ 𝟗, 𝟓 = 𝟑𝟑𝟎 𝟔𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟏+𝟗,𝟓 𝒍𝒈 𝟑𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟏+𝟗,𝟓 а=3.57 > в=1,56 𝝉о необходимо принять меньше, примем 𝝉о равное 6, тогда 𝟎, 𝟏𝟑𝟐 ∗ 𝟎, 𝟎𝟏𝟏 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 ∗ 𝟔 = 𝟑𝟑𝟎 𝟔𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟏+𝟔 𝒍𝒈 𝟑𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟏+𝟔 а=2.11 ≥ в=2.07 Следовательно для полного выноса шлама в интервале 100-1000 м буровой раствор должен иметь 𝝉о не менее 60 дПа ранее выбранные значения 90-95 дПа удовлетворяют этому условию. Рассмотрим интервал 1000-1500 м, Dд=295,3 мм, диаметр труб 140 мм, 𝜂=9-10 мПа*с, 𝜏о =90-80 дПа, Q=34 л/с. W140 = 0,034 0,785 ((1,1∗0,2953)2 −0,140 = 0,507 2) м с 𝟎, 𝟏𝟑𝟐 ∗ 𝟎, 𝟎𝟏𝟎 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 ∗ 𝟗 = 𝟑𝟑𝟎 𝟔𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟎+𝟗 𝒍𝒈 𝟑𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟎+𝟗 а=3,64 > в=1,54 𝝉о необходимо принять меньше, примем 𝝉о равное 7, тогда 𝟎, 𝟏𝟑𝟐 ∗ 𝟎, 𝟎𝟏𝟎 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟒 ∗ 𝟏𝟏𝟐𝟎 ∗ 𝟎, 𝟒𝟔𝟔 ∗ 𝟕 = 𝟑𝟑𝟎 𝟔𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟎+𝟕 𝒍𝒈 𝟑𝟎𝟎∗𝟎,𝟎𝟏𝟎+𝟕 а=2,01 ≥ в=1,97 Следовательно для полного выноса шлама в интервале 1000-1500 м буровой раствор должен иметь 𝝉о не менее 70 дПа ранее выбранные значения 90-80 дПа удовлетворяют этому условию. При бурении свыше 1500 м есть интервалы с похожим параметрами бурового раствора, а также интервалы при бурении которых используется буровой раствор повышенной плотности и пластической вязкости, соответственно проблема выноса шлама становится неактуальной. Выбор значения условной вязкости ƞэф = + 𝜏о 6 , Если выбраны значения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига для бурового раствора, то нужно вычислить соответствующее им значение эффективной вязкости ƞэф , а затем приближённое значение условной вязкости раствора по формуле: УВ = 14,7 + 0,87ƞэф + 0,01ƞэф 2 при условии, ρ < 1100 кг/м3 Если же ρ > 1100 кг/м3, то вноситься поправка УВ*=УВ* 1100 ρ ; Интервал 10-700 м ρ = 1170-1200, 𝜏о = 90-95 дПа; 𝜂 = 10-12 мПа*с; 95 𝜂 = 11 + = 33,5 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 33,5 + 0,01 ∗ 33,52 ) ∗ 1100/1120= 26,3 с, принимаем 25-27 с Интервал 700-930 м ρ = 1120-1150 кг/м3, 𝜏о =90-80 дПа; 𝜂=9-10 мПа*с; 90 𝜂 = 10 + = 34 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 34 + 0,01 ∗ 342 )= 25 с, принимаем 24-26 с Интервал 930-1480 м ρ = 1210-1240 кг/м3, 𝜏о = 100-90 дПа; 𝜂 = 12-13 мПа*с; 100 𝜂 = 12 + = 32,8 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 32,8 + 0,01 ∗ 32,82 ) ∗ 1100/1150= 28,6 с, принимаем 28-30 с Интервал 1480-1800 м ρ = 1170-1200 кг/м3, 𝜏о = 95-90 дПа; 𝜂 = 10-12 мПа*с; 95 𝜂 = 11 + = 33 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 33 + 0,01 ∗ 332 ) ∗ 1100/1150= 26,9 с, принимаем 26-28 с Интервал 1800-2050 м ρ = 1260-1300 кг/м3, 𝜏о = 80-70 дПа; 𝜂=12-14 мПа*с; 75 𝜂 = 12 + = 31 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 31 + 0,01 ∗ 312 ) ∗ 1100/1260= 24,5 с, принимаем 24-26 с Интервал 2050-2350 м ρ = 1100-1130 кг/м3, 𝜏о = 60-70 дПа; 𝜂=13-15 мПа*с; 65 𝜂 = 14 + = 34 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 34 + 0,01 ∗ 342 )= 24,8 с, принимаем 24-26 с Интервал 2350-2835 м ρ = 1100-1130 кг/м3, 𝜏о = 60-70 дПа; 𝜂=13-15 мПа*с; 65 𝜂 = 14 + = 34 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 34 + 0,01 ∗ 342 )= 24,8 с, принимаем 24-26 с Интервал 2835-3050 м ρ = 1100-1130 кг/м3, 𝜏о = 60-70 дПа; 𝜂=13-15 мПа*с; 65 𝜂 = 14 + = 34 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 34 + 0,01 ∗ 342 )= 24,8 с, принимаем 24-26 с Интервал 3050-3300 м ρ = 1100-1130 кг/м3, 𝜏о = 60-70 дПа; 𝜂=13-15 мПа*с; 65 𝜂 = 14 + = 34 мПа ∗ с 6 УВ = (14,7 + 0,87∗ 34 + 0,01 ∗ 342 )= 24,8 с, принимаем 24-26 с 7.4. Выбор статического напряжения сдвига ,одноминутного θ1 и десятиминутного θ10. В соответствии с рекомендациями одноминутное СНС должно быть не менее 15 дПа, а десятиминутное СНС не должно превышать одноминутное значение более чем в два раза. Основываясь на многолетнем опыте применения буровых растворов, С. Ю Жуковицкий показал, что одноминутное СНС должно быть в пределах Θ1=25-60 дПа. Согласно рекомендациям ВНИКРнефти значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию: Кт = 𝜃𝜃101 . ≤ 3. Принимаем следующие значения для различных интервалов бурения. Интервал бурения, м Θ1 Θ10 0-1000 40-50 60-70 1000-1500 30-40 40-50 1500-2835 50-60 70-80 2835-3055 50-60 70-80 3055-3300 20-30 30-40 7.5. Выбор величины водоотдачи B, водородного показателя pH и содержание песка П. Основываясь на данных справочника 2, принимаем следующие значения В и рН. Интервал, м 0-1000 1000-1500 1500-2835 2835-3055 3055-3300 Водоотдача, см3/30мин 4-10 3-6 3-6 3-6 3-6 pH 9-10 10-11 9-10 ≈ 10 8-9 Содержание песка во всех применяемых буровых растворах не более 2%. 8. Выбор состава промывочной жидкости. Дисперсионной средой во всех применяемых буровых растворах будет пресная вода. Интервал 0-700 м Для бурения этого интервала был выбран гуматно-полимерный глинистый раствор. Дисперсная фаза будет представлена бентонитом. В качестве понизителя водоотдачи и разжижителя используется УЩР. Агрессии пластовых минерализованных флюидов в этом интервале не предвидется, поэтому УЩР не потеряет своей эффективности. Плотность раствора в этом интервале в соответствии с Ка и Кгрп, равна 1170 кг/м3. Утяжеления не предусматривается. Принятая рецептура: 1. Пресная вода 2. Бентонит 50-60 кг/м3 3. УЩР 10-40 кг/м3 4. КМЦ-600 3-5 кг/м3 5. Бихроматы или хроматы натрия или кальция 0,2-0,5 кг/м3 ГДЕ СМАЗ ДОБАВКИ? Интервал 700-2835 м Для бурения этого интервала был также выбран гуматно-полимерный глинистый ингибированный раствор. Рекомендуется максимально использовать буровой раствор с предыдущего интервала бурения. Плотность раствора в этом интервале в соответствии с Ка и Кгрп, равна 1120-1210 кг/м3. Принятая рецептура: 1. Пресная вода 2. Бентонит 50-60 кг/м3 3. УЩР 10-40 кг/м3 4. КМЦ-600 3-5 кг/м3 5. Бихроматы или хроматы натрия или кальция 0,2-0,5 кг/м3 6. ГДЕ СМАЗ ДОБАВКИ? Интервал 2835-3055 м Для бурения этого интервала был выбран минерализованный буровой раствор. Дисперсная фаза будет представлена палыгорскитом. За 50 метров до разбуривания соляно-ангидритовой толщи минерализовать раствор поваренной солью для предотвращения кавернообразования и дообработать модифицированным крахмалом для предотвращения коагуляции промывочной жидкости. Доутяжелить раствор до необходимой плотности мраморной пудрой. Плотность раствора в этом интервале в соответствии с Ка и Кгрп, равна 1260 кг/м3. Принятая рецептура: 1. Пресная вода 920-875 кг/м3 2. Бентонит (палыгорскит) 60-80 кг/м3 3. КМЦ 10-20 кг/м3 4. NaCl 103-157 кг/м3 5. NaOH 3-5 кг/м3 6. МК (ЭКР) 8-10 кг/м3 7. КССБ 20-30 кг/м3 8. Карбо-ПАЦ 3-5 кг/м3 9. Полиакрилаты 10-20 кг/м3 6. ГДЕ СМАЗ ДОБАВКИ? ПЕНОГАСИТЕЛЬ?? Интервал 3055-3300 м Для бурения этого интервала был выбран инвертный эмульсионный буровой раствор. Предназначен для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, бурения в аварийных зонах любой сложности, проведения капитального ремонта скважин, использования в качестве специальных жидкостей для заканчивания скважин. Отличительной особенностью ИЭР является применение углеводородной жидкости в качестве дисперсионной среды, а воды или растворов солей – в качестве дисперсной фазы. Фильтрат раствора представлен углеводородной жидкостью, что полностью исключает проблему потери устойчивости горных пород на стенках скважин и набухания глинистых минералов в пластах-коллекторах вследствие их гидратации. В результате создаются оптимальные условия для безаварийного бурения и качественного вскрытия продуктивных горизонтов. Принятая рецептура: 1. Дизельное топливо или нефть 450 (л) кг/м3 2. СМАД 30-40 (л) кг/м3 3. Эмультал 15-20 (л) кг/м3 4. Бентонит 10-15 кг/м3 5. Вода 410-395 кг/м3 6. CaCl2 или MgCl2 235-225 кг/м3 9. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств Сводная таблица, необходимая для расчета расхода бурового раствора: Диаметр, мм Норма расход Интервал а Vк, бурения, бурово Обсадной м/ст.мес Долота м го колонны раство ра 0-10 770 630 150 - Интервал бурения, м Плотность Интервал бурения, м 0-10 - 0-10 10-100 490 426 150 2,31 10-1000 1,17-1,2 10-700 100-1000 393,7 323,9 150 1,16 1000-1500 1,12-1,15 700-2835 295,3 244,5 150 0,57 1500-2835 2835-3050 1,15-1,18 1,26-1,3 2835-3050 222,3 178 150 0,35 3050-3300 1,1-1,13 3050-3300 10003050 30503300 Тип раствора Вода Гуматнополимерный Гуматнополимерный Минерализованны й Инвертный эмульсионный Для бурения в этом интервале необходимо приготовить Vисх – объем циркуляционной системы и обсаженного ствола, и Vбур – объем раствора, необходимый для бурения: 𝜋 2 Vисх= Vцс + 𝑑ок.вн ∗ 𝐿ок 4 , где: Vцс – объем циркуляционной системы, м3; dок.вн– внутренний диаметр обсадной колонны, м; Lок – длина обсадной колонны, м. Vбур = 𝑛𝑚 ∗ 𝑙𝑚 , где: 𝑛𝑚 – норма расхода бурового раствора для бурения рассматриваемого интервала, м3/м; “смотреть справочник” 𝑙𝑚 – длина интервала применения данной нормы, м. Так как бурение ведется установкой 6-го класса предельная глубина бурения 4000 м, то Vцс = 150 м3 Интервал 10-100 м. 𝜋 Vисх = 150 + ∗ 0,612 ∗ 10 = 152 м3, 4 Vбур = 2,31 ∗ (100 − 10) = 208 м3, Vитг1 = Vисх + Vбур = 152 + 208 = 360 м3 Интервал 100-1000 м. 𝜋 Vисх = 150 + ∗ 0,4162 ∗ 100 = 163м3, 4 Vбур = 1,16 ∗ (1000 − 100) = 1044 м3, Vитг2 = Vисх + Vбур = 163 + 1044 = 1207 м3 Интервал 1000-3050 𝜋 Vисх = 150 + ∗ 0,3042 ∗ 1000 = 222,5 м3, 4 Vбур = 0,57 ∗ (3050 − 1000) = 1168,5 м3, Vитг3 = Vисх + Vбур = 222,5 + 1168,5 = 1391 м3 Интервал 3050-3300 𝜋 Vисх1 = 150 + ∗ 0,22452 ∗ 3050 = 270,6 м3, 4 Vбур1 = 0,35 ∗ (3300 − 3050) = 87,5 м3, 2 2 Vзап= Кзап𝜋4 ∑𝑚−1 𝑖=1 𝑘𝑖 𝑑𝑖 𝑙𝑖 Vзап =1,0*0,785*(0,2245^2*(3300-3050)+1.0^2*0,304^2*3050)= 231 м3 Vитг4 = Vисх + Vбур = 270 + 87 + 231 = 588 м3 Сводная таблица расхода бурового раствора: Интервал, м Vисх, м3 Vбур, м3 Vзап, м3 0-10 10-100 100-1000 1000-3050 3050-3300 - 152 208 - 163 1044 - 222,5 1168,5 - 270 87 231 9.1. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках Маcса материала, необходимого для приготовления и обработки бурового раствора, Q = Qисх + Qзап+ Qбур, Масса материала для исходного раствора: Qисх= aqVисх , Масса материала для запасного объёма раствора: Qзап= qVзап , Масса материала для раствора, расходуемого при бурении: Qбур= qVбур , (35) В этих выражениях: q – концентрация компонента в буровом растворе, кг/м3 ; a- повышающий коэффициент, учитывающий расход реагента (добавки) на повторные обработки раствора в процессе бурения. а=1,3 Обработке подвергается раствор, находящийся в циркуляционной системе, в скважине, и раствор, расходуемый при бурении. При определении расхода глинопорошка для глинистого раствора следует учитывать возможность получения глинистого раствора самозамесом при бурении глинистых пород: Qгл= Qисх + Qзап+ bqVбур , где: b - коэффициент, учитывающий то обстоятельство, что часть глинистого раствора получается самозамесом. Рекомендуется принимать: b= 0,1 при использовании неингибирующих растворов в интервалах, сложенных глинами, легко переходящими в глинистый раствор; b = 0,5 при бурении интервалов, представленных чередованием песчаноглинистых пород. Интервал 10-700 м. (10-100 м, 100-700 м) Гуматно-полимерный глинистый раствор. Принятая рецептура: 1. Пресная вода 2. Бентонит 50-60 кг/м3 3. УЩР 10-40 кг/м3 4. КМЦ-600 3-5 кг/м3 5. Бихроматы или хроматы натрия или кальция 0,2-0,5 кг/м3 1) Vисх = 152 м3 Vбур = 208 м3 2) Vисх = 163 м3 Vбур = 1044 м3 Q= aqVисх + qVбур 10-100 м: 1) Потребность в Бентоните: Qбентонит= 0,055*(1,3*152+208)= 22,3 т Потребность в УЩР: QУЩР= 0,025*(1,3*152+208) = 10,2 т Потребность в КМЦ-600: QКМЦ-600= 0,004*(1,3*152+208) = 1,62 т Потребность в Бихроматах: Qбихроматах= 0,00035*(1,3*152+208) = 0,15 т 100-700 м: 2) Потребность в Бентоните: Qбентонит= 0,055*(1,3*163+1044) = 70 т Потребность в УЩР: QУЩР= 0,025*(1,3*163+1044) = 31,4 т Потребность в КМЦ-600: QКМЦ-600= 0,004*(1,3*163+1044) = 5 т Потребность в Бихроматах: Qбихроматах= 0,00035*(1,3*163+1044) = 0,44 т Интервал 700-2835 м. (700-1000 м, 1000-2835 м) Гуматно-полимерный глинистый раствор. Принятая рецептура: 1. Пресная вода 2. Бентонит 50-60 кг/м3 3. УЩР 10-40 кг/м3 4. КМЦ-600 3-5 кг/м3 5. Бихроматы или хроматы натрия или кальция 0,2-0,5 кг/м3 1) Vисх = 163 м3 2) Vисх = 222,5 м3 Vбур = 1044 м3 Vбур = 1168,5 м3 700-1000 м: 1) Потребность в Бентоните: QБентонит= 0,055*1044= 57,42 т Потребность в УЩР: QУЩР= 0,035*1044= 36,5 т Потребность в КМЦ-600: QКМЦ-600= 0,004*1044= 4 т Потребность в Бихроматах: Qбихроматы= 0,00035*1044 = 0,36 т 1000-2835 м: 2) Потребность в Бентоните: QБентонит= 0,055*1168,5 = 64,2 т Потребность в УЩР: QУЩР= 0,035*1168,5 = 41 т Потребность в КМЦ-600: QКМЦ-600= 0,004*1168,5 = 4,7 т Потребность в Бихроматах: Qбихроматы= 0,00035*1168,5 = 0,4 т Интервал 2835-3050 м. Минерализованный буровой раствор. Принятая рецептура: 1. Пресная вода 920-875 кг/м3 2. Палыгорскит 60-80 кг/м3 3. КМЦ 10-20 кг/м3 4. NaCl 103-157 кг/м3 5. NaOH 3-5 кг/м3 6. МК (ЭКР) 8-10 кг/м3 7. КССБ 20-30 кг/м3 8. Карбо-ПАЦ 3-5 кг/м3 9. Полиакрилаты 10-20 кг/м3 1) Vисх = 222,5 м3 Vбур = 1168,5 м3 2835-3050 м: 1) Потребность в Воде: Qвода = 0,8975*(1,3*222,5+1168,5) = 1308 т Потребность в Палыгорските: Qпалыгорскит = 0,070*(1,3*222,5+1168,5) = 102 т Потребность в КМЦ-600: QКМЦ-600= 0,015*(1,3*222,5+1168,5) = 22 т Потребность в NaCl: QNaCl = 0,130*(1,3*222,5+1168,5) = 190 т Потребность в NaOH: QNaOH = 0,004*(1,3*222,5+1168,5) = 5,8 т Потребность в МК: QМК = 0,0009*(1,3*222,5+1168,5) = 1,3 т Потребность в КССБ: QКССБ = 0,025*(1,3*222,5+1168,5) = 36,5 т Потребность в Карбо-ПАЦ: QКарбо-ПАЦ = 0,0004*(1,3*222,5+1168,5) = 0,58 т Потребность в Полиакрилаты: QПолиакрилаты = 0,015*(1,3*222,5+1168,5) = 22 т Интервал 3050-3300 м. Инвертный эмульсионный буровой раствор. Принятая рецептура: 1. Дизельное топливо или нефть 450 (л) кг/м3 2. СМАД 30-40 (л) кг/м3 3. Эмультал 15-20 (л) кг/м3 4. Бентонит 10-15 кг/м3 5. Вода 395-410 кг/м3 6. CaCl2 или MgCl2 225-235 кг/м3 1) Vисх = 270 м3 Vбур = 87 м3 Q= aqVисх + qVбур + qVзап 𝑉зап = 231 м3 3050-3300 м: 1) Потребность в Дизельном топливе: QДизтоп = 0,45*(1,3*270+87+231) = 301 т Потребность в СМАД: QСМАД = 0,035*(1,3*270+87+231) = 23,5 т Потребность в Эмультале: Qэмультал = 0,02*(1,3*270+87+231) = 13,4 т Потребность в Бентоните: Qбентонит = 0,015*(1,3*270+87+231) = 10 т Потребность в Воде: Qвода= 0,41*(1,3*270+87+231) = 274,3 т Потребность в CaCl2: QCaCl2= 0,235*(1,3*270+87+231) = 157,2 т 10. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания и обработки бурового раствора В соответствии с рекомендациями в состав оборудования наземной циркуляционной системы должны входить следующие элементы: 1. Циркуляционная система - ZJ 50DB (V=150 м3) 2. Вибросито - ВС – 1 (2) 3. Пескоотделитель - ПГ 60 (2) 4. Илоотделитель - ИГ – 45 (2) 5. Дегазатор - ДВС – 11 (2) 6. Газовый сепаратор (1) 7. Центрифуга - ОГТШ – 500 (1) 8. Перемешиватель - SB3 (8) Схема наземной циркуляционной системы: К схеме наземной циркуляционной системы: 1) скважина; 2) желоб; 3) вибросито; 4) дегазатор; 5) газовый сепаратор; 6) пескоотделитель; 7) илоотделитель; 8) центрифуга; 9) шламовые насосы; 10) насос для долива при СПО; 11) буровые насосы; 12) гидравлические перемешиватели; 13) блок приготовления раствора; 14) емкости; 15) шламовый амбар; 16) механические перемешиватели. Приложение Потребность компонентов бурового раствора, т Наименование компонентов Кондуктор Тех колонна Направление Экс колонна Всего на бурового 100-700 м 1000-2835 м 10-100 м 3050-3300 м скважину раствора 700-1000 м 2835-3050 м 70 Бентонит 22,3 64,2 10 57,42 КССБ 36,5 5 4,7 КМЦ-600 1,62 4 22 Полиакрилаты 22 NaCl 190 Вода 274,3 1308 NaOH 5,8 МК (ЭКР) 1,3 31,4 УЩР 10,2 41 36,5 0,44 Бихроматы 0,15 0,4 0,36 Палыгорскит 102 CaCl2 157,2 Карбо-ПАЦ 0,58 Дизельное 301 топливо Эмультал 13,4 СМАД 23,5 ГДЕ РЕГЛАМЕНТ, ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫБРАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ПР, ВЫВОДЫ, ЛИТЕРАТУРА?
