 |
Требования к оформлению и срокам выполнения контрольной работы
|
|
|
|
ВЫБОР ТИПА И ПАРАМЕТРОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ЗАДАННЫХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ
Цель: развить навыки самостоятельной работы и овладеть методикой сбора и анализа полученной информации при решении разрабатываемых в контрольной работе вопросов и заданий; научиться использовать физико-математический аппарат для решения расчетно-аналитических задач.
Задание:
1. Выбрать тип бурового раствора под каждый интервал бурения скважины с учетом: геологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидроразрыва; наличия сырья для приготовления бурового раствора.
2. Определить требуемую плотность бурового раствора для разбуривания интервалов под обсадные колонны.
3. Для выбранных типов буровых растворов определить следующие параметры: условная вязкость, статическое напряжение сдвига, фильтрация, пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига.
4. Определить количество бурового раствора для бурения скважины.
5. Определить количество глинопорошка и воды для приготовления 1 м3 раствора и на весь объем.
Содержание задания
1. Выбор типа бурового раствора
Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических требований ограничений к буровому раствору:
- облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;
- не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов;
|
|
|
- не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;
- обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;
- не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;
- обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;
- обладать низкими пожаровзрыво-опасными и токсичными свойствами, а также высокими гигиеническими свойствами;
- быть экономичным, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.
Основные этапы выбора и обоснование типа бурового раствора:
- определение геолого-технических условий бурения скважин;
- формулирование требований к буровым растворам;
- анализ имеющегося опыта бурения;
- изучение конъюнктуры рынка;
- аналитический подбор оптимальной рецептуры;
- оценка экологической безопасности;
- разработка нормативной документации (регламент, инструкции).
При выборе типа и компонентного состава бурового раствора под каждый интервал бурения скважины необходимо воспользоваться справочной литературой, где даны соответствующие рекомендации с учетом геологического строения ствола скважины и возможных осложнений.
Например: интервал 0 – 30 м представлен чередованием неустойчивых глин, алевритов, рыхлых песков. Для бурения данного интервала принимается пресный глинистый буровой раствор. Компонентный состав и их назначение представлены в таблице 1, параметры раствора представлены в таблице 2.
Таблица 1 – Компонентный состав бурового раствора в интервале 0-30 м
| Название компонентов | Назначение | Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3 |
| Бентонитовый глинопорошок ПБМВ | Структурообразователь | 162,5 |
| Кальцинированная сода Na2CO3 | Регулятор жесткости и щелочности водной основы | 1,0 |
| Вода | Дисперсионная среда |
|
|
|
Таблица 2 – Расчетные параметры бурового раствора в интервале 0-30 м
| Параметр | Значение |
| Плотность бурового раствора ρ, г/см3 | 1,1 |
| Условная вязкость УВ700, сек | 23,1 |
| Статическое напряжение сдвига СНС1/10, дПа | 6,7/22,1 |
| Фильтрация Ф30, см3/30мин | 8,45 |
| Динамическое напряжение сдвига τ0, дПа | 2,35 |
| Пластическая вязкость η, мПа*с | 0,0106 |
Аналогично подбираются типы и составы буровых растворов под каждый интервал бурения скважин.
2. Определение плотности бурового раствора
Плотность бурового раствора (ρ, г/см3 или кг/м3) - это масса единицы ее объема.
Величина плотности определяет гидростатическое давление на забой и стенки скважины столба бурового раствора, МПа
Pгc = ρ × g × H,
где ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Н - высота столба бурового растора, м.
Для предупреждения флюидопроявлений, гидростатическое давление столба бурового раствора должно превышать пластовое (поровое) давление Рпл.
Пластовое (поровое) давление - это давление, создаваемое пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой) на стенки пор горной породы.
Различают нормальное (Рпл.н), аномально высокое (Рпл.а.в. ) и аномально низкое (Рпл.а.н.) пластовое давление. Градиент нормального пластового давления принят равным 0,01 МПа/м, что эквивалентно гидростатическому давлению, создаваемому столбом жидкости, имеющей плотность 1000 кг/м3 (столбом пресной воды), МПа
,
где Ка – коэффициент аномальности пластового давления;
g – ускорение свободного падения, м/с2;
ρв – плотность воды, кг/м3.
Степень отклонения величины пластового давления от нормального характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления. Для аномально высокого пластового давления (АВПД) Кан > 1, а для аномально низкого пластового давления АНПД Кан < 1.
По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности п. 210 «Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростастического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающие проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м) К3 = 1,1;
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины К3 = 1,05.
|
|
|
Рг.ст. = К3.Рпл, МПа
Необходимая плотность бурового раствора определяется по формуле, кг/м3:
Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее полученного результата.
При этом гидростатическое давление в рассматриваемом интервале составит, МПа
3. Определение параметров буровых растворов
3.1 Условная вязкость (УВ, сек) – величина, косвенно характеризующая гидравлические сопротивления течению. С ее увеличением ухудшается очистка забоя, затрудняется перенос энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляется размыв породы на забое.
Условная вязкость определяется по формуле:
где ρб.р - плотность бурового раствора, кг/м3.
3.2 Статическое напряжение сдвига (СНС1/10, дПа) - это усилие, при котором начинается разрушение структуры, отнесенное к единице площади. Величина статического напряжения сдвига определяет возможность удержания во взвешенном состоянии частиц шлама и утяжелителя при остановках циркуляции бурового раствора.
Статическое напряжение сдвига определяется по формуле:
;
где 
– коэффициент учитывающий реальную форму частиц шлама, к=1,5;
– диаметр частиц шлама, м;
ρг.п - плотность горной породы, кг/м3;
g – ускорение свободного падения равное 9,81 м/с2.
Диаметр частиц шлама определяется по формуле:
для долот с фрезерованным вооружением С, МС;
для зубковых долот и долот истирающе-режущего типа.
где Dд - диаметр долота, см.
3.3 Фильтрация (Ф30, см3) –величина, косвенно характеризующая способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины, определяемая количеством дисперсионной среды, отфильтрованной через проницаемую перегородку ограниченной площади под действием определенного перепада давления за определенное время.
Показатель фильтрациии может играть как отрицательную, так и положительную роль. При повышенной фильтрации бурового раствора на водной основе фильтрат быстрее проникает в породу забоя, снижая ее прочность, и выравнивает внутрипоровое давление в породе до гидростатического давления столба бурового раствора. Все это положительно отражается на эффективности разрушения горных пород и показателях работы долот. В то же время высокий показатель фильтрации при наличии неустойчивых пород в разрезе способствует интенсивному их осыпанию или выпучиванию в ствол скважины, что сопровождается проработками ствола, затяжками при подъеме бурильного инструмента, а иногда его прихватами. При вскрытии продуктивных отложений, представленных коллекторами с глинистым цементирующим составом, происходит его набухание, что ухудшает проницаемость вокруг ствола скважины. Глубина проникновения фильтрата в призабойную зону пласта в значительной степени зависит от величины показателя фильтрации бурового раствора и продолжительности контакта с коллектором, что в свою очередь сопровождается снижением его проницаемости, увеличением времени освоения скважины и уменьшением ее производительности. Наряду с изложенным следует иметь в виду, что в большинстве случаев при высоком уровне фильтрации промывочной жидкости в интервале проницаемых пород формируются толстые фильтрационные корки, которые могут вызвать необходимость проработки ствола скважины, способствуют сальникообразованию и прихватам бурильного инструмента. Особую опасность такие фильтрационные корки представляют в газонасыщенных интервалах большой мощности, когда репрессия на пласт по мере углубления возрастает и может достигнуть значительных величин.
|
|
|
Фильтрация определяется по формуле:
3.4 Реологические свойства буровых растворов оказывают превалирующее влияние на следующие показатели и процессы, связанные с бурением скважин:
- степень очистки забоя скважины от шлама;
- степень охлаждения породоразрушающего инструмента;
- транспортирующую способность потока;
- величину гидравлических сопротивлений во всех звеньях циркуляционной системы скважины;
- величину гидродинамического давления на забой и стенки скважины в процессе бурения;
- амплитуду колебаний давления при пуске и остановке насосов, выполнении СПО и проработке скважины с расхаживанием бурильной колонны;
- интенсивность обогащения бурового раствора шламом;
- полноту замещения бурового раствора тампонажным в кольцевом пространстве между обсадной колонной и стенками скважины и др.
Идеальный с точки зрения реологии буровой раствор в нисходящем потоке (в бурильной колонне, гидравлическом забойном двигателе, насадках долота), на забое и в очистных устройствах должен обладать вязкостью, близкой к вязкости воды, а в восходящем потоке иметь вязкость, необходимую и достаточную для транспортирования шлама на поверхность без аккумуляции его в скважине.
|
|
|
Пластическая (структурная) вязкость (hпл, мПа×с) - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке бурового раствора.
Пластическая вязкость определяется по формуле:
– для глинистых растворов;
– для полимерных растворов.
Динамическое напряжение сдвига (t0, дПа) - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора течению.
Динамическое напряжения сдвига определяется по формуле:
4. Определение необходимого объема бурового раствора для бурения скважины
Объем бурового раствора для глубокого бурения скважин на нефть и газ определяется по формуле:
где V1 – объем приемных емкостей буровых насосов, V1 = 10-40 м3;
V2 – объем циркуляционной желобной системы, V2 = 4-7 м3;
V3 – требуемый объем бурового раствора, необходимый для механического бурения, м3,
V4 – объем скважины, м3;
Кз – коэффициент запаса бурового раствора: Кз = 1,5 в нормальных условиях; Кз = 2 в осложненных условиях (зоны возможных ГНВП, месторождений с АВПД и содержащих сероводород).
l1, l2,…, ln – длины интервалов бурения одного диаметра, м;
n1, n2,…,nn –нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3/м в зависимости от интервала бурения (даны в условиях задачи).
Например: обсадная колонна под направление спущена на глубину 30 м; наружный диаметр обсадной колонны под направление dн.о.к.= 406,4 мм; диаметр долота при бурении под кондуктор Dдол.кон. = 365,1 мм; открытый ствол под кондуктор 750 м.
Объем бурового раствора для бурения в интервале 30-750 м
Объем скважины:
где dвн.нап – внутренний диаметр обсадной колонны, находящейся выше интервала бурения
Для направления внутренний диаметр равен
Dдол.кон– диаметр долота, м;
Нi– глубина спуска обсадной колонны, м.
Принимаются V1= 40 м3, V2 = 6 м3.
Объем бурового раствора для бурения интервала 30-750 м:
Принимаем Vб.р.= 245м3.
Аналогично проводится расчет для всех интервалов бурения скважины.
5. Определение количества глинопорошка и воды для приготовления бурового раствора.
Расчет проводится только в том случае, если при выборе типа бурового раствора Вы приняли раствор, который имеет в своем составе глинопорошок.
5.1 Количество глинопорошка необходимое для приготовления 1 м3 бурового раствора определяется по формуле:
,
где ρг.п - плотность глинопорошка, кг/м3;
ρб.р - плотность бурового раствора кг/м3;
ρв – плотность воды, 1000 кг/м3.
Количество глинопорошка на весь объем интервала бурения, кг
,
где Vб.р – расчетный объем бурового раствора, м3.
5.2 Количество воды необходимое для приготовления 1 м3 бурового раствора определяется по формуле:
Количество воды на весь объём бурового раствора, м3
6. Результаты расчета необходимо представить в таблице 1.
Таблица 1.
| Интервал,м | Тип раствора | ρб.р, г/см3 | УВ, сек | СНС1/10, дПа | Ф30, см3 | ДНС τ0, дПа | η, мПа*с | Vб.р, м3 |
| 0-30 | Пресный глинистый | 1,1 | 23,1 | 6,7/22,1 | 8,45 | 2,35 | 0,0106 | |
Требования к оформлению и срокам выполнения контрольной работы
Контрольная работа должна быть либо напечатана, либо написана четким, понятным почерком, без исправлений.
В контрольной работе должны быть приведены условия задачи, исходные данные и решения. Решение должно сопровождаться четкой постановкой вопроса (например, «Определяется …»); указываться используемые в расчетах формулы с пояснением буквенных обозначений; выполненные расчеты и полученные результаты должны быть пояснены.
Каждый студент после выполнения расчетной работы должен представить отчет о проделанной работе с анализом полученных результатов и выводом по работе. Отчет является документом, свидетельствующим о выполнении студентом контрольного задания, и должен включать:
• титульный лист, оформленный в соответствии с приложением 1;
• цели и задачи выполняемого практического задания;
• исходные данные;
• результаты расчета;
• вывод;
• библиографический список.
Необходимо при оформлении отчета соблюдать следующие требования. Для заголовков: полужирный шрифт,16 пт, центрированный. Для основного текса: нежирный шрифт, 14 пт, выравнивание по ширине. Во всех случаях тип шрифта – Times New Roman, абзацный отступ 1,25 см, одинарный междустрочный интервал. Поля: левое – 3 см, остальное – 2. При оформлении отчета используется сквозная нумерация страниц, считая титульный лист первой страницей. Номер страницы на титульном листе не ставится. Номера страниц ставятся по центру. Каждая таблица снабжается заголовком, в котором указаны ее номер и название. Значения всех физических величин должны приводиться в единицах СИ или в кратных и дольных от них.
Иллюстрации нумеруют в пределах раздела арабскими цифрами. Номер иллюстрации состоит из номера раздела и порядкового номера иллюстрации, разделенных точкой, например, «рис. 3.1», «рис. 3.2».
Расчет следует проводить с точностью до двух значащих цифр.
Допускается оформление отчета без использования ПК.
Работы, оформленные с нарушением требований, а также выполненные не по своему варианту, не рассматриваются и возвращаются для переделки.
Качество выполнения контрольной работы оценивается по зачетной системе: «зачтено» или «не зачтено». Преподаватель сопровождает данную оценку краткой письменной рецензией, в которой указывает достоинства и недостатки выполненной студентом работы.
Если работа не зачтена, студент вносит соответствующие исправления с учетом сделанных замечаний. Повторная проверка работы осуществляется, как правило, тем же преподавателем, который рецензировал ее в первый раз. Студенты, не выполнившие контрольную работу или не получившие зачета по ней, к экзамену не допускаются.
Расчет проводится, с указанием номера варианта, Фамилии И.О., номера группы. Номер варианта соответствует номеру студента в списке журнала группы.
Перед тем как приступить к решению задачи контрольной работы, следует изучить теоретический материал и примеры решения подобных задач, приведенных в рекомендуемой литературе. Расчеты следует выполнять последовательно, теоретически обоснованно с необходимыми пояснениями и достаточно подробно. При выполнении расчетов необходимо указывать литературу с отметкой страниц, таблиц, графиков, откуда взяты расчетные формулы и другие величины справочного характера.
Библиографический список
1. Городнов В.Д. Буровые растворы: учеб для техникумов/В.Д. Городнов. – М.: недра, 1988. – 206 с.
2. Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные системы: учеб. для вузов по спец. «Технология и техника разведки полезных ископаемых»/Л.М. Ивачев. – М.: Недра, 1978. – 244 с.
3. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам/Я.А. Рязанов. – М.: Недра, 1979.- 215 с.
4. Середа Н.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов по специальности «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений»/Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев. – стер. Изд. – Москва: АльянС, 2015. -453 с.
Дополнительная литература
1. Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении. – М.: Инфра-Инженерия, 2016. – 440 с.
2. Булатов А.И. Спутник буровика: справочное пособие: в 2-х кн. / А. И. Булатов, С. В. Долгов. –2-е изд.- Москва: Недра, 2014. -563 с.
3. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: справ. пособие / Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин, Б. А. Никитин; Под общ. ред. А. Г. Калинина. – М.: Недра, 2000. – 487 с. (1 экз.)
4. Овчинников В.П. Справочник бурового мастера: науч. –практич. пособие: в 2 Т/В.П. Овчинников [и др.]; под общей ред. В.П. Овчинникова [и др.] ин-т нефти и газа Тюм. гос. нефтегазового ун-та._ М.: Инфра-Инженерия, 2006. (1 экз.)
5. Шарафутдинов, З. З. Буровые и тампонажные растворы. Теория и практика: справ. / З. З. Шарафутдинов, Ф. А. Чегодаев, Р. З. Шарафутдинова. - СПб.: Профессионал, 2007. - 415 с.
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт недропользования
Кафедра нефтегазового дела
|
|
|
