Буровые промывочные растворы

Буровые промывочные растворы

Министерство образования Российской Федерации

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовая работа

по дисциплине “Буровые промывочные растворы”

Выполнил:

Проверил:

Уфа 2004 г

Содержание

Введение

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2 Нефтегазоводоносность

1.3 Осложнения

1.4 Конструкция скважины

1.5 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения

1.6 Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения

1.7 Применяемое оборудование в циркуляционной системе

1.8 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

2.2 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

2.3 Обоснование параметров бурового раствора

2.4 Обоснование рецептур буровых растворов

3. Уточнение рецептур буровых растворов

3.1 Постановка задачи

3.2 Разработка матрицы планированного эксперимента

33.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение

3.4 Определение оптимальной концентрации реагентов

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

5. Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления буровых растворов

5.2 Выбор оборудования для приготовления буровых растворов

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

6.1 Контроль параметров буровых растворов

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

6.3 Управление свойствами буровых растворов

7. Мероприятия по экологической безопасности применения буровых растворов

7.1 Охрана окружающей среды и недр

7.2 Охрана труда

Библиографический список

Введение

Данный проект выполнен на строительство наклонно-направленной скважины для геологических условий Сугмутского месторождения расположенного в районе крайнего севера на Ямале. Данное месторождение находится в районе деятельности ООО Сервисная Буровая Компания.

Где бы ни происходило бурение скважины, везде необходимо соблюдать основные требование по проводке ствола скважины. Желаемое условие бурения - это бурение с постоянной депрессией на пласт. И даже когда процесс бурения приостановлен, необходимо соблюдать это условие. Основополагающей причиной данного явления служит буровой раствор, качественно приготовленный и подобранный для конкретных условий.

Целью данного курсового проекта является проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Сугмутского 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 разрезаТаблица 1

1.2 Нефтегазоводоносность

Таблица 2

Нефтегазоносность

Таблица 3

Водоносность

1.3 Осложнения

Таблица 4

Поглощение бурового раствора

Таблица 5

Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 6

Газонефтевододопроявления

Таблица 7

Прихватоопасные зоны

Таблица 8

Прочие возможные осложнения

1.4 Конструкция скважины

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

Таблица 9

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

Таблица 10

Типы и параметры применяемых буровых растворов

1.6 Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения

Таблица 11

Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонент

1.7 Применяемое оборудование в циркуляционной системе

На данном предприятии используется типовая схема очитки бурового раствора. В нее входят:

- две емкости по 100 м3, запасная и основная;

- глиномешалка, для внедрения реагентов в буровой раствор в процессе бурения;

- два вибросита со сменными сетками;

- илоотделители и пескоотделители;

- лопастные перемешиватели, применяемые для предупреждения осаждения на дно емкости дисперсной фазы.

1.8 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

Таблица 12

Расход бурового раствора по интервалам бурения

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

С точки зрения бурового предприятия данная гамма буровых растворов подобрана вполне правильно и целесообразно. При проводке основного ствола скважины используется глинистый водный раствор. Он удовлетворяет общепринятым требованиям при бурении: обеспечивает необходимую репрессию на пласт, поддерживает гидростатическое давление в скважине, очищает забой от шлама и т.д.

Основой в глинистом растворе является куганакский глинопорошок. Он применяется для структурообразования и увеличения плотности промывочной жидкости.

Кальцинированная сода - порошок марки Б или I-III сортов (при изготовлении из нефелинового сырья). Добавляется в промывочную жидкость в сухом виде или в виде водного раствора 5-10 %-ной концентрации. Сильная щелочь. Применяется при модификации глинопорошков и баритового утяжелителя. Поставка в мешках массой 40-50 кг. Гарантийный срок годности 3-6 мес (зависит от завода-изготовителя). Вводится для повышения устойчивости стенок скважины и связи ионов Ca+ и Mg+ в процессе бурения.

Хлористый кальций - применяется для регулирования СНС. Порошок, чешуйки или гранулы; типы - кальцинированный, плавленый или жидкий. Добавляется в промывочную жидкость в товарном виде или в виде 30-50%-ного водного раствора. Величина добавки 0,1-10%, зависит от типа применяемой промывочной жидкости. Неприменим в калиевых растворах. Поставляется в стальных барабанах массой 100-150 кг, полиэтиленовых мешках массой 50 кг, контейнерах МК2-1,5, или специальных железнодорожных цистернах. Срок годности не ограничен.

Celpol-RX(SL) - экспериментальный импортный реагент вводится для понижения водоотдачи.

Графит - смазочная добавка. Порошок марок ГС-1, ГС-2, ГС-3 и ГС-4, применяется совместно с нефтью (СМАД-1) или отработавшим маслом в количестве 1-2%. Поставка в мешках массой 40 кг. Срок хранения не ограничен.

Т-66, Т-80 - флотореагенты, жидкость плотностью 1,02-1,05 г/см3, добавляются в промывочную жидкость в виде водного раствора 50%-ной концентрации. Применяются как стабилизаторы в соленасыщенных промывочных жидкостях, пеногасители и поглотители сероводорода. Величина добавки 0,5-1% (в пересчете на товарный продукт). Пожароопасны, при добавке 10% воды не горят. Поставки в железнодорожных цистернах. Срок хранения не ограничен.

Хлористый калий или хлоркалий-электролит - ингибитор диспергации глины. Повышает устойчивость раствора к воздействию солей, устойчивость горных пород, а также улучшается качество вскрытия пласта. Порошок (гранулы, кристаллы) или куски различного размера. Добавляется в промывочную жидкость в товарном виде. Величина добавки 1-7%, зависит от типа и влажности разбуриваемых глинистых пород и типа промывочной жидкости. Поставляется в мешках массой 40-50 кг или навалом в крытых вагонах. Гарантийный срок годности 6-12 мес.

ДСБ-4ТМП - смазочная добавка.

НТФ - нитрилтриметил фосфоновая кислота. Понизитель вязкости.

ФХЛС - феррохромлигносульфонат. Понизитель вязкости. Порошок, добавляемый в промывочную жидкость с pH=8,5-9,5 в сухом виде или в виде водного раствора 30-40%-ной концентрации. Величина добавки 2-3% (в пересчете на товарное вещество). Сильно вспенивает. Поставка в мешках массой 40 кг. Гарантия 12 мес.

2.2 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

Основной исходный раствор - глинистый буровой раствор для первого интервала бурения. Данный тип раствора вполне приемлем для бурения данной площади. Если в процессе бурения корректно регулировать свойства (=1,14-1,16 г/см3, УВ=60-80 с, ПФ=5-6 см3/30 мин, СНС=15,25(20,35) мгс/см2, pH=8-8,5) бурового раствора, то на этом растворе можно бурить до глубины 1515 м. Осложнения в этом разрезе не серьезные, если не отклоняться от параметров бурового раствора по ГТН.

Для бурения нижележащего интервала следует перейти на ингибированный раствор, так как в интервале 1515-2500 м предположительно может наблюдаться сужение ствола скважины вследствие разбухания глин. На этом интервале не стоит использовать РУО, так как их применение может оказаться не целесообразным. А осложнения, связанные с литологией, легко ликвидировать, придерживаясь технологии бурения и обработки бурового раствора.

Данные растворы грамотно подобраны и оправдывают себя, ввиду того что затраты на химреагенты минимальны, не нужны дополнительные емкости (исходный раствор - основа, при бурении нижележащих интервалов добавляются только различные присадки).

2.3 Обоснование параметров буровых растворов

В связи с опасностью проявления, строго нормируется плотность бурового раствора, остальные параметры проектируются, исходя из имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения.

Интервалы 1,2,3 совместимы по условиям бурения.

(1)

где PПЛ - пластовое давление, Па,

KП - коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым давлением, при H=1200-2500 м KП=1,05-1,1,

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2,

H - глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления, м;

Таблица 13

Предварительные значения параметров буровых растворов

2.4 Обоснование рецептур буровых растворов

В интервалах бурения 1,2,3,4 необходимо предварительно заменить реагент Celpol -RX (SL) на аналогичный по свойствам отечественный - гивпан. А при вскрытии продуктивного пласта вместо двух реагентов - понизителей вязкости использовать один экспериментальный реагент: ЛСТП - лигносульфанат технический порошковый. Это сэкономит средства на строительство скважины.

Таблица 14

Технологическая карта поинтервальной обработки растворов при бурении скважин на Сугмутском месторождении.

Примечание: остальное - вода.

3. Уточнение рецептур буровых растворов

3.1 Постановка задачи

Объектом исследования является интервал бурения на хлоркалиевом растворе (1515-2500 м). Исходный буровой раствор представлен в таблице 15.

Таблица 15

Исходный буровой раствор

Страницы: 1, 2