Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Буровые промывочные растворы. 3

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра “Бурения нефтяных и газовых скважин”

Курсовая работа

по дисциплине “ Буровые промывочные растворы”

Уфа 2009 г

Содержание

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы. ..……………………..3

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза…………….… 3
Нефтегазоводоносность………………………………………………....5
Конструкция скважины. ………………………………………...……..6

Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурени……….………………………………………….7

Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения. …………………………………………………………………………...8
Применяемое оборудование в циркуляционной системе………..…..10
Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные).………………………………………………………..…...11

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин………………………... 12

Анализ используемых в УБР буровых растворов…………………....12
Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения……...20

3. Уточнение рецептур буровых растворов…………..……………………...…21

Постановка задачи. ……………………………………………..…...…21
Разработка матрицы планированного эксперимента………………...22

3.3. Результаты опытов и их обработка. Заключение…………..………....24

3.4. Определение оптимальной концентрации реагентов…..…………… 25

4. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения……………………………………………..……….……26

5. Приготовление буровых растворов…………………..………………..……..31

Технология приготовления буровых растворов………………..….…31
Выбор оборудования для приготовления буровых растворов………31

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин………….32

Контроль параметров буровых растворов…………………..…….…..33
Технология и средства очистки буровых растворов………………....34

7. Мероприятия по экологической безопасности применения буровых растворов……………………………………………………………………...35

Охрана окружающей среды и недр……………………………………35
Охрана труда……………………………………………………………40

Библиографический список ………..……………………......……………….42

Введение.

Территория

Ямало-Ненецкий автономный округ - это, образно говоря, центральная часть арктического фасада России. Территория ЯНАО расположена в арктической зоне на севере крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины и занимает обширную площадь более 750 тысяч квадратных километров. Более ее половины расположено за Полярным округом, охватывая низовья Оби с притоками, бассейны рек Надыма, Пура и Таза, полуострова Ямал, Тазовский, Гыданский, группу островов в Карском море (Белый, Шокальский, Неупокоева, Олений и др.), а также восточные склоны Полярного Урала. 30 минут°Крайняя северная точка материковой части Ямала находится под 73 северной широты, что полностью оправдывает ненецкое название полуострова - Край Земли.

Северная граница округа, омываемая водами Карского моря, имеет протяженность 5100 километров и является частью Государственной границы Российской Федерации (около 900 километров). На западе по Уральскому хребту, Ямало-Ненецкий округ граничит с Ненецким автономным округом и Республикой Коми, на юге - с Ханты-Мансийским автономным округом, на востоке - с Красноярским краем.

Климатические условия

Территория округа располагается в основном в трех климатических зонах: арктической, субарктической и зоне северной (таежной) полосы Западно-Сибирской низменности. Климат здесь характеризуется особенно резкими изменениями в течение года, длительной, холодной и суровой зимой с сильными бурями и частыми метелями; самая низкая температура -56 С. Лето короткое - в среднем около 50 дней.

Зона арктической тундры охватывает острова, северную часть Ямальского и Гыданского полуостровов. Климат здесь характеризуется особенно резкими изменениями в течение года, длительной, холодной и суровой зимой с сильными бурями и частыми метелями; самая низкая температура -56 С. Осадков зимой выпадает мало; снежный покров не превышает 40 сантиметров. Весна наступает медленно, температура воздуха поднимается выше нуля лишь в июне. Из-за частых туманов погода держится в основном пасмурная. За лето почва оттаивает всего на 40-50 сантиметров. Осенью пасмурно и ветрено; оттепели иногда продолжаются до ноября, но в основном уже в сентябре температура ниже нуля.

Субарктическая зона (зона тундры) занимает южные части Ямальского и Гыданского полуостровов, спускаясь к Северному полярному кругу. Климат континентальный: осадки в виде дождей, лето до 68 дней.

Климат северной (таежной) полосы Западно-Сибирской низменности характеризуется более резкой континентальностью: средняя температура выше, снежный покров достигает 60-80 сантиметров и лежит с половины октября до середины мая; лето довольно теплое и влажное до 100 дней; много осадков.

Ландшафт

Рельеф округа представлен двумя частями: горной и равнинной. Равнинная часть почти на 90% лежит в пределах высот до 100 метров над уровнем моря; отсюда множество озер и болот. Левый берег Оби имеет повышенный и пересеченный рельеф. Правобережная, материковая часть представляет собой слегка всхолмленное плато с небольшим уклоном на север. Наиболее приподнятые участки низменности находятся на юге округа в пределах Сибирских увалов.

Горная часть округа занимает неширокую полосу вдоль Полярного Урала и представляет собой крупные горные массивы общей протяженностью свыше 200 километров. Средняя высота южных массивов 600-800 метров, а ширина 20-30. Наиболее высокими вершинами являются горы Колокольня - 1305 метров, Пай-Ер - 1499 метров. Севернее высота гор достигает 1000-1300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1200-1300 метров и выше.

Орогидрография.

Ямало–Ненецкий автономный округ. В геологическом строении территории принимают участие палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения. Палеозойские отложения обнажаются или залегают на небольшой глубине лишь в Приуральской части территории, а в остальных районах Ямала они лежат преимущественно на глубинах в несколько сотен или тысяч метров. Мезозойские и раннекайнозойские образования также залегают на большей территории значительно ниже уровня моря. Климат с продолжительной (до 9 месяцев) холодной зимой и прохладным летом. Среднегодовые температуры воз¬духа по наблюдениям метеостанций Нового Порта и Мыса Каменного составляют –9,3º С и -10º С. Преобладающая основная температура наиболее холодных меся¬цев (январь-февраль) -22º С (абсолютный минимум -57º С). Полярный день длится примерно 68 суток, а полярная ночь – 45 суток. Снег выпадает в конце сентября - октябре, а сходит начале июня. Максимальная его мощность в понижениях рель¬ефа достигает 4 м к концу апреля. Зимой наблюдаются полярные сияния, сопрово¬ждаемые магнитными бурями. Летняя (середина июля – середина августа) дневная температура - 11-13º С (абсолютный максимум 30º С). Среднемноголетние значе¬ния суммы выпавших осадков составляют 446 мм (Мыс Каменный) и 451 мм (Но¬вый Порт). Весной и летом преобладают северные и северо-восточные ветры, а осенью и зимой – южные и юго-западные, со средней скоростью 5-10 м/сек, иногда скорость ветра превышает 25 м/сек. В формировании температурного режима полу¬острова большое значение имеет открытость территории, способствующая как сво¬бодному проникновению холодного арктического воздуха с севера, так и выносу прогретых воздушных масс с юга на север, что приводит к резким изменениям температуры в течение года и даже суток. Рассматриваемая территория в гидрогеологическом отношении расположена в северной части Западно-Сибирского сложного бассейна пластовых безнапорных и напорных вод. В его разрезе выделяются два гидрогеодинамических этажа, разделенные мощной (до 700 м) водоупорной глинистой толщей верхнемеловых – палеоценовых отложений. Кайнозойский водоносный этаж (400-500 м) сложен породами морского и континентального палеогена, неогена и квартера. Его гидрогеологические особенности связаны с практически сплошным по площади распространением многолетнемерзлых пород (ММП) мощностью до 300м. Наличие мощной сложно построенной толщи ММП исключило из водообмена большую часть подземных вод и в значительной мере определило условия их формирования и существования. По этой причине скопления подземных вод могут залегать над мерзлой толщей, под ней и, возможно, внутри нее. В связи с этим в составе рассматриваемого водоносного этажа нами выделяются две гидродинамические зоны: верхняя - безнапорно-субнапорных пресных вод верхненеоплейстоцен-голоценовых отложений и нижняя – напорных соленых вод нижнепалеоценовых образований, разделенных водоупорной толщей ММП палеоцен-четвертичного возраста. Подземные воды нижнего гидрогеологического этажа находятся в обстановке затрудненного и весьма затрудненного водообмена. Воды солоноватые и соленые, по химическому составу хлоридные натриевые, часто с повышенным содержанием йода и брома. Газонасыщенность их высокая, а из растворенных газов доминирует метан. Воды термальные. Практически все они оцениваются как минеральные.

Данный проект выполнен на строительство наклонно-направленной скважины для геологических условий Комсомольского месторождения расположенного в районе г. Губкинский. Данное месторождение находится в районе деятельности ООО «РН - Бурение». Бурение кустовое

Целью данного курсового проекта является проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Комсомольского месторождения. А также определения потребного количества химреагентов по интервалам бурения. Кроме того, необходимо усвоить управление свойствами буровых растворов в процессе бурения.

Качественно приготовленный и хорошо подобранный раствор – это пятьдесят процентов успешного бурения без осложнений и аварий.

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Таблица 1

Интервал, м		Стратиграфическое подразделение		Литолог. разрез	Плотность, г/см³	Коэф. Пуассона	Твердость, кгс/мм²	Абразивность	Описание г.п. (% в интервале)	Категория буримости
от	до	Название	Индекс	Литолог. разрез	Плотность, г/см³	Коэф. Пуассона	Твердость, кгс/мм²	Абразивность	Описание г.п. (% в интервале)	Категория буримости
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0	20	Четвертичные отложения	Q		2,1-2,3	0	20	10	Суглинки (50), пески (50)	М
20	143	Новомихайловская свита	P₃– Pg₂		2,1-2,3	0-0,23	50	10-15	Глины листоватые (60), с прослоями кварцевого песчаника (40)
143	232	Алтымская свита	Pg_1t1		2,3	0,26	100	15	Глины (60), алевриты (40)
232	400	Чеганская свита	K_2gn		2,3-2,32	0,26	100	15	Глины (40), пески(30), известняки(30)
400	500	Люлинворская свита	K_2slg		2,35	0,27	100	15	Глины (60), с прослоями опоковидных глин(40)
500	574	Талицкая свита	K_2ip		2,35	0,27	100	15	Алевролиты (50) и песчаники (50)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
574	730	Ганькинская свита	K_2kz		2,35	0,27	140	20	Глины (50) , глинистые известняки(25), известняки(25)	М
730	880	Березовская свита	K_2–1pk		2,15-2,2	0,27	150	30	Опоковидные глины (60), глины (20) и алевролиты (20)
880	900	Кузнецовская свита	K_1vrt3		2,1-2,2	0,29	170	30	Глины
900	1800	Покурская свита	K_1vrt2		2,1-2,2	0,29	170	50	Водоносные (10) и нефтеносные песчаники (20), алевролиты (30), глины (40).	МС
1800	1850	Алымская свита	K_1vrt1		2,1-2,2	0,29	170	50	Аргелиты	С
1850	1980	Вартовская свита	K_1tr		2,18-2,4	0,298	180	50	Нефтеносные песчаники (60), глины (20), алевролиты (20)	С

Нефтегазоводоносность

Таблица 2

Нефтегазоносность

Индекс стр. подразделение	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, г/см³		Подвижность, D на сП	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Свободный дебит, м³/сут	Параметры растворенного газа
	От (верх)	До (низ)		В пласт. условиях	После дегазации					Газ. фактор, м³/м³	Давл. насыщения в пласт. усл-ях, кгс/см²
K_1tr	1978	1980	Поровый	0,764	0,831	0,03	0,39	2,87	74	36	59

1.3. Конструкция скважины

На данной площади используется следующая типовая конструкция скважины, представленная в табл. 9

Таблица 3

N колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал по вертикали, м		Номинальный диаметр ствола скважины (долота), в интервале, мм	Необходимость (причина) спуска колонны
N колонны в порядке спуска	Название колонны	от (верх)	до (низ)		Необходимость (причина) спуска колонны
1	направление	0	30	393,7	Предохранение устья от размыва
2	кондуктор	0	450	324	Перекрытие верхних неустойчивых отложений, изоляция верхних водоносных горизонтов, оборудование устья ПВО
3	эксплуатационная	0	2500	146	Проведение испытания эксплуатационного объекта в колонне (васюганская свита)

1.4. Применяемые на данной площади промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения.

Таблица 4

Типы и параметры применяемых буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м
	От (верх)	до (низ)	Плотность, г/см³	Условная вяз кость, с	Водоотдача, см³/30мин	СНС, мгс/см² через, мин		Содержание твердой фазы, %		рН	минерализация, г/л	ДНС, мгс/см²
	От (верх)	до (низ)	Плотность, г/см³	Условная вяз кость, с	Водоотдача, см³/30мин	1	10	Коллоидной (активной) части	песка	рН	минерализация, г/л	ДНС, мгс/см²
Биополимерный буровой раствор	1750	2200	1,08	45-60	6	5	15	6	1,5	8-9,5	0,2	12-30
Биополимерный буровой раствор	2200	2508	1.08	45-60	6	6	15	3-4	0,25	8-9,5	0,2	12-30

1.5. Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения

Таблица 5

Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонент

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора	Интервал, м		Название (тип) раствора	Название компонента в порядке ввода	Содержание компонента в буровом растворе, %
	от (верх)	до (низ)	Название (тип) раствора	Название компонента в порядке ввода	Содержание компонента в буровом растворе, %
1	2	3	4	5	6
1	1750	2200	Биополимерный буровой раствор	Биоцид Формат Натрия Aqua PAC LV Aqua PAC R Биополимер ПАВ, гидрофобизатор Сода кальцинированная Сода каустическая Смазочная добавка Пеногаситель Карбонат кальция Дефлокулянт Alperse TH	0,05 % 0,7 - 1,0 % 0,5 % 0,2 % 0,2 - 0,3 % 0,3 % 0,1 % 0,1 % 2,0 - 3,0% 0,05 % 5,0 % 0,2 %
2	2200	2508	Биополимерный буровой раствор	Бактерицид Формиат натрия Модифицированный крахмал Биополимер ПАВ Сода кальцинированная Сода каустическая Смазочная добавка Пеногаситель Карбонат кальция (60мкм) Карбонат кальция (5 мкм)	0,1 % 2,0 - 3,0 % 2,0 % 0,6 % 1,0 - 1,5 % 0,1 % 0,1 % 3,0 % 0,05 % 3,0 % 5,0 %

Применяемое оборудование в циркуляционной системе

Полезный объем, м³	< 60
в т.ч.
Блок приготовления раствора, м³	< 15
Блок хранения раствора, м³	< 30
Блок очистки, м³	< 15
Емкость для жидких химреагентов, м³	3
Дополнительно
Емкость для хранения техводы, м³	30
Пропускная способность средств очистки:
Вибросит по жидкости, л/с Илоотделителей по жидкости, л/с Дегазатора по газу, м³/мин	60-90 < 22 < 5
Производительность одной центрифуги, м³/час	5-10
Количество ступеней очистки	3(4)

1.7. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

Таблица 6

Расход бурового раствора по интервалам бурения

Интервал, м Расход, м³/с	1700-2200	2200-2508
Для выноса шлама	0,0076	0,0069
Для нормальной работы ЗД	0,0112	0,0101
Для очистки забоя	0,0094	0,0083
Выбранный	0,0112	0,0101

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

Анализ используемых в УБР буровых растворов

«СКИФ» – высокотехнологичная промывочная жидкость с оптимальными эксплуатационными свойствами для бурения в истощенных песчаниках, где велика вероятность дифференциального прихвата, при бурении стволов с большим отклонением, в водочувствительных породах. В основе композиции лежит сочетание высоко- и низкомолекулярного полимеров, ксантанового биополимера, обеспечивающей необходимые реологические и фильтрационные характеристики.

Молекулы полимера адсорбируются на стенках скважины, образуют тонкую малопроницаемую пленку, препятствующую проникновению фильтрата в поры горной породы.

Применение биополимера ксантанового ряда обуславливает нелинейность реологических свойств системы «СКИФ». При этом раствор отличается повышенной удерживающей способностью в статическом состоянии и становится более текучим при увеличении скорости сдвига. Способность раствора «СКИФ» приобретать свойства псевдопластичной жидкости обеспечивает хорошую очистку ствола скважины от выбуренной породы, а невысокие значения пластической вязкости - хорошую очистку бурового раствора от шлама на поверхности.

Для предотвращения набухания глинистых сланцев в систему «СКИФ» введен органический ингибитор. В качестве ингибитора гидратации глинистых сланцев используются – формиаты. Повышенное ингибирующее действие достигается за счет синергетического эффекта от совместной работы полимеров, ингибитора и композиционной смеси неионогенного ПАВ, что способствует повышению устойчивости ствола и облегчает регулирование его свойств, снижает диспергирование выбуренного шлама.

Наличие в составе кольматанта (микромрамор различного фракционного состава) образует на стенках скважины тонкую малопроницаемую фильтрационную корку, тем самым сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта и повышает устойчивость стенок скважины.

Система отличается лёгким управлением структурно-реологическими и фильтрационными свойствами, высокой устойчивостью к загрязняющим факторам.

Для бурения горизонтального участка ствола скважины и первичного вскрытия продуктивных пластов применяется система бурового раствора «ПОЛИКАРБ БИО».