РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА



Цель работы

Приобретение практических навыков для расчета основных свойств бурового раствора

Обеспечивающие средства

2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

Литература

3.1.Ю.В.Вадецкий бурение нефтяных и газовых скважин стр 139-148

Задание

4.1.Изучить общие рекомендации по расчету параметров бурового раствора

4.2. Рассчитать плотность , вязкость, показатель фильтрации, СНС бурового раствора

Требования к отчету

5.1. Номер работы

5.2. Расчет по формулам

5.3 Таблица результатов расчета

Технология работы

Текст к практической работе

Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважин в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них: обеспечение быстрого углубления, сохранение устойчивости стенок скважины и коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия бурового раствора с контактирующей горной породой. Характер и интенсивность взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются, в первую очередь , исходя из геологических условий бурения : физико–химический состав пород и содержание в них флюидов , пластового и горного давлений , забойной температуры . На площадях Западной Сибири буровые работы производят с использованием глинистых растворов . Глинистому раствору присущи такие функции : это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции. Для избежания осложнений и аварий важно, чтобы из глинистого раствора, находящегося в скважине, не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции.

В силу ряда геологических условий для месторождений Западной Сибири наиболее походит глинистый буровой раствор: стратиграфический разрез в основном сложен глинистыми породами, что дает при необходимости применять “самозамес”, то есть наработку глинистого раствора можно производить непосредственно в скважине и экономить при этом как средства, так и время. Однако в данное время этот способ практически не используют так как свойства и качество глин на месторождениях разное, а следовательно трудно следить за параметрами и качеством бурового раствора, поэтому для приготовления раствора применяют глинопорошок.

Глинистый раствор – наиболее универсальный а, следовательно, широко применяемый и доступный тип промывочной жидкости. Качество глинистого раствора оценивается рядом характеристик, основными из которых являются:

1) плотность;

2) статическое напряжение сдвига;

3) водоотдача;

4) вязкость;

5) содержание песка.

Глинистый раствор приготовляют из глинопорошка и по мере необходимости обрабатывают следующими химическими реагентами :

Ø смазывающая добавка РЖС

Ø для предотвращения диспергирования , гидратации , а также как смазывающую добавку ГКЖ-10

Ø для понижения фильтрации САЙПАН для более эффективного понижения фильтрации ДК-ДРИЛ А1 существуют и другие добавки , которые применяют согласно горно – геологическим условиях бурения

По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03 плотность бурового раствора должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления превышающее пластовое на величину:

Ø 10% для интервалов бурения глубиной до 1200м.

Ø 5% для интервалов бурения глубинной от 1200 до 2500м.

Данные для расчета – материалы по месторождениям ( по 1 практической работе)

Пример

Расчет плотности бурового раствора

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:

ρб.р..= Рпл / ( g * H ) + (0,1 ~ 0,15)* Рпл / ( g * H )            (1)

где Рпл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение свободного падения;

Н – глубина скважины, м.

В интервале бурения от 0 до 450 метров

Рпл= 4,41 МПа

ρб.р=[4,41*106/(9,8*450)]+[(0,1~0,15)*4,41*106/(9,8*450)]=1,1~1,15 г/см3

Принимаем плотность бурового раствора 1,15 г/см3, так как на этом интервале возможны осыпи и обвалы стенок скважины и плотность раствора должна иметь максимальное значение.

 

В интервале от 450 до 1950 метров 

Рпл=21 МПа

ρб.р=[21*106/(9,8*1950)]+[(0,5~0,1)*21*106/(9,8*1950)]=1,16~1,21г/см3

Принимаем плотность бурового раствора 1,18 г/см3, так как при очень большой плотности может возникнуть поглощение бурового раствора.

В интервале от 1950 до 2400 метров

Рпл=25,9 МПа

ρб.р=[25,9*106/(9,8*2400)]+[(0,05~0,1)*25,9*106/(9,8*2400)]=1,16~1,21г/см3

Принимаем минимальную плотность 1,16 г/см3, для минимального воздействия на пласт и избежания поглощений.  

Расчет условной вязкости

По рекомендациям ВНИИКР нефть условная вязкость рассчитывается по формуле:

УВ ≤ 21*ρ*10-3          (2)

где ρ – плотность бурового раствора, кг/м3

На интервале от 0 до 450 метров

УВ ≤ 21 * 1150 * 10-3 =24 с

На интервале от 450 до 1950 метров

УВ ≤ 21 * 1180 *10-3 =24,8 с

На интервале от 950 до 2390 метров

УВ ≤ 21 * 1160 * 10-3 =24,4 с


Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 74; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ