Файл: Курсовой проект Дисциплина Буровые технологические жидкости.docx

Министерство науки и высшего образования РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Горно-нефтяной факультет

Курсовой проект

Дисциплина:

«Буровые технологические жидкости»

Сухаревское месторождение

Выполнил: студент гр.

Проверил: Научный руководитель


2023 г

Содержание

Один из основных факторов, обеспечивающих сокращение сроков строительства скважин, - качество буровых растворов, применяемых при проводке скважин. От качества и соответствия растворов геолого-техническим условиям зависят скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений, связанных с прихватами и устойчивостью стволов скважин,

---

износостойкость бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование и, в конечном счёте, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.

Наряду с применением высококачественных материалов для буровых растворов важными являются технология их приготовления и управление свойствами в процессе бурения. Главное требование к раствору – это соблюдение его параметров. И даже малейшее несоблюдение параметров промывочной жидкости может спровоцировать аварию.

Важную роль играет правильно выбранный расход бурового раствора.

При бурении скважин буровой раствор должен выполнять следующие функции:

- быть экологически безопасным, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления; противостоять переходу выбуренной породы в его состав;

- предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

- обеспечить качественное вскрытие продуктивных пластов

- создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

- выносить шлам на поверхность;

- передавать гидравлическую мощность забойным двигателям;

- облегчать спуско-подъёмные операции (СПО);

- обеспечивать возможность проведения геофизических исследований.

Задача выполнения курсового проекта заключается в выборе промывочной жидкости, которая удовлетворяла бы геологическим и техническим условиям бурения.

Месторождение – Сухаревское (им. Сухарева В.П.).

Буровое предприятие - ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Назначение скважины – добывающая

Проектная глубина – 2163/2807,95 м

Проектный горизонт – C₁bb (Бб)

Способ бурения – Роторное, ВЗД

Профиль ствола скважины - наклонно – направленная с горизонтальным окончанием.


1. Характеристика геологического разреза
Таблица 1.1 – Характеристика литолого – стратиграфического разреза

Стратиграфия		Интервал по вертикали			Интервал по стволу
название	индекс		от	до		от	до
1	2		3	4		5	6
Четвертичные отложения	Q		0	28		0	28
Шешминский горизонт	Р1ss		28	53		28	53
Соликамский горизонт	Р1sl
-терригенно-карбонатная толща			53	167		53	167
-соляно-мергельная толща			167	224		167	224
Иренский горизонт	Р1ir
-переходная пачка			224	237		224	237
- покровная каменная соль			237	255		237	255
- продуктивная пачка			255	328		255	328
- подстилающая каменная соль			328	606		328	606
-глинисто-ангидритовая толща			606	852		606	853
Филипповский горизонт	Р1fl		852	950		853	953
Артинский терригенный ярус	Р1ar (т)		950	1005		953	1009
Артинский карбонатный ярус	Р1ar (к)		1005	1194		1009	1202
Сакм.-ассельский ярусы	Р1 s+a		1194	1544		1202	1557
Верхний карбон	C3		1544	1604		1557	1619
Мячковский горизонт	C2mс		1604	1704		1619	1726
Подольский горизонт	C2pd		1704	1744		1726	1771
Каширский горизонт	C2ks		1744	1794		1771	1831
Верейский горизонт	C2vr		1794	1862		1831	1914
Башкирский ярус	C2b		1862	1907		1914	1968
Серпуховский	C1s		1907	2026		1968	2130
Веневский+михайлов.+алексинский горизонты	C1vn+mh+al		2026	2121		2130	2323
Тульский горизонт/карб./	C1tl (к)		2121	2131		2323	2355
Тульский горизонт/терр./	C1tl (т)		2131	2146		2355	2419
Бобриковский горизонт	C1bb		2146	2155		2419	2503
Горизонтальный участок
Бобриковский горизонт	C1bb		2155	2163		2503	2808

---

Таблица 1.2 - Характеристика физико-механических свойств горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м		Горная порода (краткое название)	Категория породы по		Коэффициент Пуассона	Коэффициент кавернозности в интервале
	от (верх)	до (низ)		твердости	абразивности
1	2	3	4	5	6	7	8
Q	0	28	Глины, суглинки,	средняя	2	0,15-0,3	1,1
Р1ss	28	53	Аргиллиты, алевролиты, песчаники	средняя	2-4	0,25-0,35	1,1
Р1sl	53	224	Глина, мергели, каменная соль	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
Р1ir	224	852	Глина, каменная соль	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
Р1fl	852	950	Карналлит, сильвинит, каменная соль	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
Р1ar (т)	950	1005	Каменная соль	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
Р1ar (к)	1005	1194	Мергели, доломиты, ангидриты.	крепкая	2-7	0,28-0,33	1,1
Р1 s+a	1194	1544	Мергели, известняки, доломиты	крепкая	2-7	0,28-0,33	1,1
C3	1544	1604	Аргиллиты, песчаники	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
C2mс	1604	1704	Известняки	средняя	2-5
C2pd	1704	1744	Известняки	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
C2ks	1744	1794	Доломиты	твердая	4-7	0,28-0,33	1,1
C2vr	1794	1862	Известняки, доломиты	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1
C2b	1862	1907	Доломиты, известняки	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1
C1s	1907	2026	Известняки, аргиллиты, доломиты	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1
C1vn+mh+al	2026	2121	Известняки, доломиты, аргиллиты	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1
C1tl (к)	2121	2131	Известняки	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1
C1tl (т)	2131	2146	Известняки доломиты	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1
C1bb	2146	2155	Известняки	средняя	2-4	0,2-0,35	1,1

---

Таблица 1.3 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина определения давления, м	Градиенты
	пластового давления, (МПа/м)102	порового давления, (МПа/м)102	гидроразрыва пород, (МПа/м)102	горного давления, (МПа/м)102	геотермический, 0С/100м
1	2	3	4	5	6
267	1,0	Нет данных	1,2	Нет данных	1,35
1170	1,0	Нет данных	2,34	Нет данных	1,35
1539	1,0	Нет данных	1,25	Нет данных	1,35
2169	1,07	Нет данных	2,34	Нет данных	1,35
2199	1,07	Нет данных	2,34	Нет данных	1,35
2117	1,06	Нет данных	2,34	Нет данных	1,35

Таблица 1.4 - Нефтеносность

Индекс страти-графи-ческого подразде-ления	Интервал, м		Тип коллектора		Порис-тость, %		Проница-емость, 10-3 мкм2		Плотность нефти, кг/м3			Подвиж -ность, мПа с	Параметры растворенного газа
													газовый фактор, м3/т	давление насыщения, МПа
	от (верх)	до (низ)							в пластовых условиях	после дегазации
1	2	3		4		5		6		7	8	9	10	11
C1tl	2131	2146		терригенный		16		0,330		0,754	0,834	0,02	122,5	14,95
C1bb	2146	2155		терригенный		18		0,471		0,752	0,828	0,02	116,3	14,51

---

Таблица 1.5 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, г/см3

Химический состав воды в мг-экв/л

Степень минерализации, мг-экв/л

Тип воды по Сулину

Относится к источнику питьевого водоснабжения

от (верх)

до (низ)

анионы

катионы

Cl–

SO4–2

HCO3–

Na+K+

Mg++

Ca++

C1tl

2131

2146

карбонатный

1,187

4720,45

4,43

1,68

3376,94

185,86

1,68

8808,71

ХЛК

нет

Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м			Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч		Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м		Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)		Градиент давления поглощения, (МПа/м)102			Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)	при вскрытии							после изоляционных работ
1	2	3	4		5		6		7		8	9
Q – P1ir	0	267	Частичные		Нет данных		нет		1,2		Нет данных	Наличие высокопроницаемых пород Превышение давления в скважине над пластовым
P1s+a–C3	1170 (1193)	1539 (1640)	Частичные		Нет данных		нет		1,25		Нет данных

---