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: 9430; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!