- •Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Курсовая работа
- •Содержание.
- •5.6. Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.
- •7.3. Определение минимально необходимого значения днс для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
- •1.Введение
- •2.Геолого-физическая характеристика месторождения.
- •3. Характеристика эксплуатационной скважины №24
- •4. Анализ горно-геологических условий бурения
- •5. Обоснование расчленения геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •5.1. Расчленение геологического разреза на технологические интервалы
- •Продолжение таблицы №1
- •5.2. Расчленение по литологическому составу пород.
- •5.3. Требования к промывочным жидкостям при бурении пород различных категорий
- •5.4. Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •5.5. Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •5.6. Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин.
- •5.7. Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •6. Выбор типа промывочной жидкости. Факторы влияющие на выбор бурового раствора
- •Выбор типа промывочной жидкости
- •7.1. Выбор плотности бурового раствора
- •7.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
- •7.3. Определение минимально необходимого значения днс для обеспечения ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве.
- •7.4. Выбор статического напряжения сдвига
- •7.5. Выбор значения условной вязкости
- •7.6. Выбор величины показателя фильтрации
- •7.7. Выбор величины водородного показателя
- •8. Выбор состава промывочной жидкости
- •8.1. Выбор состава глинистого раствора
- •9. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств.
- •9.1. Расчет потребности в буровом растворе.
- •9.2. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках.
- •10. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости.
- •10.1. Состав циркуляционной системы.
- •10.2. Выбор емкостей для размещения бурового раствора
- •10.3. Приготовление бурового раствора.
- •10.4 Оборудование для очистки и регулирования содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •10.5. Выбор гидроциклонов
- •10.6. Выбор аппаратуры для контроля качества раствора.
- •10.7. Выбор оборудования для дегазации бурового раствора
- •10.8. Оборудование для перемешивания раствора в емкостях
- •11. Мероприятия по охране природы и охране недр
- •12. Список использованной литературы.
10.5. Выбор гидроциклонов
Пропускная способность гидроциклонов-пескоотделителей и илоотделителей должна на 25-30% превышать максимальную подачу насосов, предусмотренную техническим проектом для бурения рассматриваемой скважины.
10.6. Выбор аппаратуры для контроля качества раствора.
Для характеристики прочности структуры раствора в покое и при движении приняты два показателя: статическое напряжение сдвига (СНС) и динамическое напряжение сдвига (ДНС).
Наличие структуры бурового раствора обуславливает способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии. Чем выше СНС, тем лучше удерживающая способность раствора. Такой раствор, попавший в пласт, закупоривает его, снижает поглощения и проявления, однако при этом возрастают гидравлические сопротивления в ЦС и, особенно при пуске буровых насосов.
Для измерения пластической вязкости (η) и предельного динамического сдвига (τ0) на приборе ВСН-3 и испытываемая жидкость перемешивается при частоте вращения гильзы 600 об/мин с целью разрушения структуры, а затем снимаются устойчивые показания углов закручивания шкалы прибора при 600, 400,300 и 200 об/мин составляется таблица.
Устойчивыми считаются углы закручивания величина которых при вращении гильзы в течении 3-5 мин не меняется.
Показатель фильтрации бурового раствора Ф измеряется с см3 и характеризует способность бурового раствора отфильтровывать через стенки ствола скважины жидкую фазу под влиянием перепада давления и образовывать фильтрационную корку различной проницаемости.
Плотность ρ- масса единицы объема бурового раствора. Плотность определяют с помощью ареометров или рычажных весов. Измерение с помощью ареометра основано на определении уровня шкалы, до которого погрузился в воду прибор со стаканом, заполненным раствором.
Содержание песка характеризует степень загрязненности бурового раствора грубодисперсными фракциями различного минерального состава. Песком считают все грубодисперсные частицы, находящиеся в буровом растворе, не способные распускаться в воде.
Концентрация водородных ионов характеризует щелочность буровых растворов. Оптимальное значение ее наряду с другими показателями обеспечивает высокое качество буровых растворов. Определяют с помощью индикаторов.
Содержание водорастворимых солей определяют приближенно, так как в эту величину включается содержание едкого натра и органических реагентов. С помощью пипетки отбирают точно измеренное количество фильтрата (5-10мл), переносят на часовое стекло и выпаривают на водяной бане. остаток высушивают в сушильном шкафу при температуре 105-110 0С до постоянной массы и взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,0002 г.
10.7. Выбор оборудования для дегазации бурового раствора
Дегазация буровых растворов осуществляется механическим и вакуумным способом. В первом случае для разделения газа и жидкости используют разбрызгиватели, гидроциклоны и роторные устройства (т.е. перемешиватели). Во втором случае газ отделяется вакуум-насосом с помощью периодически или непрерывно действующих вакуумных камер. В данном случае применяем двухкамерные вакуумные дегазаторы для порционной обработки раствора (ДВС– 2, ДВС – 2К, ДВМ – 2).