- •Введение
- •1. Выбор типа бурового раствора
- •2. Определение плотности бурового раствора для разбуривания интервала под обсадные колонны.
- •3. Определение параметров буровых растворов
- •3.1 Определение реологических свойств бурового раствора
- •4. Определение количества бурового раствора для бурения скважины
- •5. Определение количества глинопорошка и воды для приготовления раствора
- •Заключение
- •Список использованных источников
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Заочно-вечерний факультет
Кафедра нефтегазового дела
Контрольная работа
по дисциплине
Буровые технологические жидкости
на тему
«Выбор и расчет параметров бурового раствора для заданных условий»
Выполнил:
студент 4 курса
группы НДБз 13-2
Зверев Э.Э.
Проверила:
Аверкина Е.В.
Иркутск 2017 г
Содержание
Введение……………………………………………………………………..... |
3 |
1. Выбор типа бурового раствора……………………………………………. |
4 |
2. Определение плотности бурового раствора для разбуривания интервала под обсадные колонны…………………………………………… |
7 |
3. Определение параметров буровых растворов……………………………. |
8 |
3.1 Определение реологических свойств бурового раствора……………… |
9 |
4. Определение количества бурового раствора для бурения скважины… |
11 |
5. Определение количества глинопорошка и воды для приготовления раствора………………………………………………………………………... |
13 |
Заключение……………………………………………………………………. |
15 |
Список использованных источников………………………………………... |
16 |
Введение
Промывочные растворы выполняют ряд функций, которые определяют успешность, скорость бурения, а также ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Поэтому роль промывочной жидкости очень велика, особенно для глубокого и сверхглубокого бурения, которое распространено в нашей стране. Функции промывочной жидкости:
• Разрушать забой;
• Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность;
• Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов;
• Предупреждать обвалы стенок скважины;
• Сбрасывать шлам;
• Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование.
Задача контрольной работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований:
1) снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;
2) снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;
3) предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;
4) доступность и технологическая эффективность химреагентов;
5) экономически приемлемая стоимость бурового раствора.
Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважины.
Вариант 3
Литологический состав пород |
Интервалы геологических осложнений |
Название колонны |
Наружный диаметр обсадной колонны/толщина стенки, мм |
Глубина спуска, м |
Диаметр долота, мм |
Коэф. аномальности, Ка |
Нормы расхода бурового раствора на 1 м/м3 |
Глинистые отложения, ангидриты |
Обвалы стенок скважины |
Направление |
426,0/11 |
117 |
490,0 |
1,04 |
0,175 |
Алевролиты, известняки, доломиты |
|
Кондуктор |
339,7/10,9 |
774 |
393,9 |
1,04 |
0,108 |
Доломиты, каменная соль |
Текучие породы |
Промежуточная |
244,5/8,9 |
2380 |
295,3 |
0,97 |
0,055 |
Доломиты, песчаник |
2200-2320 Нефть |
Эксплуатационная |
146 |
2710 |
215,9 |
1,4 |
0,023 |
1. Выбор типа бурового раствора
Интервал 0 – 117 м представлен чередованием неустойчивых глин, ангидритов. Для бурения этих отложений потребуется ингибирующий буровой раствор. Такие системы созданы для предупреждения аварий и осложнений, связанных с осыпями и обвалами неустойчивых глин.
Компоненты и их назначения представлены в таблице 1, параметры раствора представлены в таблице 2.
Таблица 1 – Компоненты бурового раствора в интервале 0-117 м
Название компонентов |
Назначение |
Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3 |
Бентонит |
Структурообразователь |
50–60 |
Nа2СО3 |
Регулятор жесткости водной основы |
1 |
NаОН |
Регулятор щелочности водной основы |
1 |
ИКД |
Диспергирующий реагент |
1 |
Таблица 2 – Параметры бурового раствора в интервале 0-117 м
Плотность, г/см3 |
1,144 |
Условная вязкость, сек |
24,024 |
Пластическая вязкость, сПз |
0,0122 |
ДНС, дПа |
2,72 |
СНС 0/10, дПа |
21,29/57,13 |
Водоотдача, см3/30 мин (API) |
8,24 |
рН |
9 |
При бурении под кондуктор(117-774м) проходят сквозь слои известняков, доломитов и алевролитов. Для бурения этих отложений требуется достаточно вязкий бентонитовый раствор с умеренной водоотдачей. Такой раствор в отложениях формирует стабилизирующую эти породы фильтрационную корку. Разбуриваемые глины и суглинки частично переходят в раствор, вызывая повышение вязкости и СНС, которые легко снижаются до нужных значений разбавлением водой. Важной особенностью при выполнении этой работы является качество бентонита, применяемого для приготовления раствора.
Таблица 3 – Компоненты бурового раствора в интервале 117-774 м
Название компонентов |
Назначение |
Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3 |
Бентонит |
Структурообразователь |
50–60 |
Nа2СО3 |
Регулятор жесткости водной основы |
1 |
NаОН |
Регулятор щелочности водной основы |
1 |
ИКД |
Диспергирующий реагент |
1 |
Таблица 4 – Параметры бурового раствора в интервале 117-774 м
Плотность, г/см3 |
1,144 |
Условная вязкость, сек |
24,024 |
Пластическая вязкость, сПз |
0,0122 |
ДНС, дПа |
2,72 |
СНС 0/10, дПа |
21,29/57,13 |
Водоотдача, см3/30 мин (API) |
8,24 |
рН |
9 |
Интервал 750 – 3000 м представлен переслаиванием доломитов и каменной соли. Для бурения данного интервала принимаем соленасыщенный полисахаридный буровой раствор. В качестве структурообразователя используется биополимер. Контроль фильтрационных свойств проводится с помощью ввода модифицированного крахмала. Для того, чтобы избежать бактериального разложения биполимера в рецептуру вводится минимальное количество бактерицида Antren-BIO. При бурении необходимо вводить смазочную добавку в буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 5, параметры раствора представлены в таблице 6,7.
Таблица 5 – Компоненты бурового раствора в интервале 744-2380 м
Название компонентов |
Назначение |
Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3 |
Соль техническая NaCl |
Минеральный ингибитор, основной утяжилитель водной фазы |
300 |
Крахмал «Амилор» |
Понизитель водоотдачи, загуститель |
25 |
MR-Slide |
Смазывающая добавка |
5 |
Каустическая сода NaOH |
Регулятор щелочности |
1 |
Оснопак LV (Унипак LV) |
Понизитель водоотдачи, регулятор вязкости |
3 |
Оснопак HV (Унипак HV) |
Понизитель водоотдачи, регулятор вязкости (высоковязкий) |
1 |
Кальцинированная сода Na2CO3 |
Регулятор жесткости и щелочности водной основы |
3 |
Antren-BIO |
Бактерицид |
0,5 |
Гаммаксан |
Структурообразователь (биополимер) |
3 |
ПЭС-1 |
Пеногаситель |
1 |
Таблица 6 – Параметры бурового раствора в интервале 750-1200 м
Параметр |
Значение |
Удельный вес, г/см3 |
1,067 |
Условная вязкость, сек |
22,407 |
СНС1/10, дПа |
19,16/52,64 |
Водоотдача, см3/30мин |
8,62 |
Динамическое напряжение сдвига τ0, дПа |
2,07 |
Пластическая вязкость η, мПа*с |
0,0414 |
Таблица 7 – Параметры бурового раствора в интервале 1200-2380 м
Параметр |
Значение |
Удельный вес, г/см3 |
1,0185 |
СНС1/10, дПа |
19,76 / 54,78 |
Водоотдача, см3/30мин |
8,89 |
Динамическое напряжение сдвига τ0, дПа |
1,66 |
Условная вязкость, сек |
20,38 |
Пластическая вязкость η, мПа*с |
0,0033 |
Интервал 2380-2710 м представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Необходимо снизить риск возникновения газонефтеводопроявлений, так как в данном интервале повышенный коэффициент аномальности, снизить риск загрязнения продуктивного горизонта. Для бурения данного интервала принимаем биополимерный хлор-калиевый буровой раствор. Этот раствор является экологически чистым, что дает ему преимущество перед инвертными эмульсиями. Компоненты и их назначения представлены в таблице 8, параметры раствора представлены в таблице 9.
Название компонентов
|
Назначение |
Содержание компонента в б.р., кг/м3 |
Гаммаксан
|
Структурообразователь (биополимер) |
20 |
Сода каустическая NaOH |
Связывание агрессивных ионов Са2+ |
1 |
Сода кальцинированная Na2CO3 |
Регулирование pH
|
1 |
ПАЦ-НВ (Полианионная целлюлоза) |
Регулятор вязкости; понизитель водоотдачи |
6
|
ПАЦ-ВВ (Полианионная целлюлоза) |
Повышение смазывающих свойств буровых растворов |
3 |
Окзил |
Понижение вязкости |
10 |
ПЭС-1 |
Пеногаситель |
1 |
Antren-BIO |
Бактерицид |
0,1 |
Таблица 9 – Параметры бурового раствора в интервале 2380-2710 м
Параметр |
Значение |
Удельный вес, г/см3 |
1,47 |
Условная вязкость, сек |
30,87 |
СНС1/10, дПа |
10,58 / 16,63 |
Водоотдача, см3/30мин |
7,08 |
Динамическое напряжение сдвига τ0, дПа |
5,495 |
Пластическая вязкость η, мПа*с |
0,011 |