На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Выбор системы бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на Романовком месторождении

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 23.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 18. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):



ВВЕДЕНИЕ 3
1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ 4
1.1 Сведения о районе бурения 4-5
1.2 Геологическая характеристика разреза 6-7
1.3 Нефтегазоносность по разрезу скважин 8
1.4 Возможные осложнения 9-10
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 11
2.1  Профиль горизонтальной скважины 11-14
2.2  Цели и задачи бурового раствора 15
2.3  Применяемое оборудование в циркуляционной  системе 16
    2.4  Существующие системы и выбор буровых растворов для бурения горизонтальных скважин
16-19
2.5  Выбор растворов по интервалам бурения скважин 20-22
    2.6  Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения
23-25
2.7  Приготовление буровых растворов 26-27
2.8  Контроль параметров буровых растворов 28
2.9  Технология и средства очистки буровых растворов 29
2.10  Управление  свойствами буровых растворов 30
    3.Мероприятия  по экологической  безопасности применения буровых растворов
31
3.1  Охрана окружающей среды и недр 31-34
3.2  Охрана труда 34-36
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 37
 
  
 
 
 
 
 
 


ВВЕДЕНИЕ 

     Рост  технологических  показателей глубокого  бурения на нефть и газ во многом зависит от организации технологии промывки скважин, состава применяемых буровых растворов и их технологических свойств.
     Под технологическими свойствами буровых  растворов следует понимать влияние промывочных средств на буримость горных пород, фильтрационные процессы, очистку ствола и забоя скважины, устойчивость стенок ствола, сложенными неустойчивыми породами, снижение сопротивлений движению бурильного инструмента при его контакте с глинистой коркой и стенками скважины, раскрытие и освоение коллекторов, содержащих нефть и газ.
     Технологические свойства буровых растворов существенно  влияют на работоспособность буровых  долот, забойных гидравлических и электрических двигателей, бурильных и обсадных труб и другого подземного бурового оборудования.
     Понятие «буровые растворы» охватывает широкий  круг жидких, суспензионных, аэрированных сред, имеющих различные составы и свойства. Термин « буровой раствор» стали применять вместо его синонимов – «глинистый раствор», «промывочный раствор», «промывочная жидкость».
     Тампонажные растворы применяются при креплении  обсадных колонн к стенкам скважины, а также при ремонте скважин. В отличие от буровых растворов тампонажные способны превращаться в твердое тело. В подавляющем количестве случаев в качестве вяжущего вещества в тампонажных растворах используется портландцемент. Поэтому в учебных пособиях термин «крепление скважин» отождествляется с термином «цементирование скважин».
     Цементирование  скважин - наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущей работы, вплоть до потери скважины. Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов. Оно приводит к перетокам нефти  и газа в другие пласты, имеющие меньшее давление, обводнению продуктивных горизонтов.
     Как показывает практика, качество приготавливаемых и закачиваемых в скважину буровых  и тампонажных растворов, успех  проводимых операций зависит в первую очередь от умения и знаний обслуживающего персонала.
     Знание  основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами, воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и пласты, а также мастерство и умение управлять сложным буровым и цементировочным оборудованием – залог успешного проведения операций.
     Качественно приготовленный и хорошо подобранный  раствор – это пятьдесят процентов успешного бурения без осложнений и аварий. 
1.   ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

    1.1 Сведения о районе бурения
 

  Наименование Единицы измерения Значение, название  величины
  1 2 3
1 Наименование  площади (месторождения)   Рамановское месторождение
2 Расположение  площади  
 
Тюменская область, Ямало-Ненецкий АО
3 Температура воздуха  среднегодовая °C плюс 6,9
4 Температура максимальная летняя °C плюс 37
5 Температура минимальная  зимняя °C минус 55
6 Среднегодовое количество осадков мм 350-500
7 Интервал залегания  ММП м Частично-очаговая
8 Продолжительность отопительного периода  сут. 270
9 Преобладающее направление ветра   южное
10 Наибольшая  скорость ветра м/с 28-30
11 Сведения о  площади строительства:    
  - рельеф местности    Вся территория охвачена озерно-болотным расчлинением, заболоченность достигает 25- 40% Господствующий ландшафт определяется северной тайгой.         Абс. Отм от 80 до 110 м 
  - мощность сезоннооттаивающего слоя  м 0,2 – 0,5
  - характер растительного  покрова    лесотундра
  - толщина снежного  покрова м от 1 м на водоразделах, до 1,2 м в понижениях рельефа
  - характер растительного  покрова   Берега рек  покрыты лесом  сосной,  березами, кустарниками.Низменные места  кустарником , мхами .
       
12 Характеристика  подъездных дорог:    
  - протяженность  и характер покрытия    
  дороги  от базы  СУБР до кустовой площадки   бетонка  -160 км ; грунтовка – 4 км
       
13 Источник водоснабжения   артскважина
 
 
 
 
 
 
 

Продолжение таблицы  1 

    1 2 3
14 Источник электроснабжения буровой    
  - при бурении   ЛЭП -6Кв – 1 км ДЭС-200 кВт – 1 шт. (аварийная)
  - при испытании   ДЭС-200 кВт – 1 шт.
15 Средства связи   Радиостанция 
16 Источник местных  строительных материалов   Карьер № 1 –  7 км
17 Местонахождение баз:    
        - база снабжения   г. Ноябрьск
         
18 Транспортные  маршруты:    
    - автодорога   г. Ноябрьск -  куст скважин
    - геофизическая  база   г. Ноябрьск
19 Местонахождение баз:    
    - база  предприятия   г. Ноябрьск
    - геофизическая  база   г. Ноябрьск
         
       
       
         
         
         
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.2 Геологическая характеристика разреза
 
 

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин
   Таблица 2 

Стратиграфическое Отностительная глубина  залегания, м Мощность, Элементы  залегания Стандартное описание горной породы:
подразделение   м (падения) пластов полное название, характерные признаки
Название Индекс от до   по подошве, (структура,  текстура, минеральный состав и т.д.)
    (кровля) (подошва)   угол,о ? азимут,о  
1 2 3 4 5 6 7 8
Четвертичные Q 0 70 70 0° В-90 Торф, супеси, глины, суглинки с включением гальки и гравия. В нижней части пески серые.
               
Абросимовская, журавская и Новомихайловская Р1-P3 l 70 240 170 0° В-90     Пески  светло-серые, тонко и мелкозернистые, кварцевые, с линзами коричневых  глин и бурых углей. С песками новомихайловской свиты связаны основные запасы пресных вод
Атлымская atl Р1-P2 ll 240 340 100 0° В-90     Зеленовато-серые  и голубовато-серые глины, с тонкими слойками бурых углей.Песок серый мелкозернистый, преимущественно кварцевый
Чаганская   340 480 140 0° В-90 Глины зеленые  вязкие с прослоями известников
Люлинворская   480 680 200 0°5? В-90    Верхняя  часть сложена преимущественно глинистыми породами. В нижней части сложена опоками и опоковидными глинами голубовато-серые, слабо алевритистые
Талицкая P1 tl 680 780 100 0°10? В-90   Плотные глины в верхней части  алевритистыми глинами с прослоями слобосцементированных алевролитов и мелкозернистого песка
                 
Ганькинская K2 gn 780 950 100 0°20? В-90   Светло  серые и зеленовато-серые алевритисные глины, местами переходящие в глинистые мергели
    
Продолжение таблицы 2 

1 2 3 4 5 6 7 8
Березовская K2br 950 1080 130 0°25? В-90     Глины  серые, зелоновато-серые, темно-серые, слабоалевритистые, с редкими прослоями опоковидных глин. В нижней части переслаивание глиноалевритистых сероцветных и серых алевритов глинистых.
Кузнецовская K2 kz 1080 1100 20 0°30? В-90      Глины  темно-серые, зеленоватые с включениями глауконита, опоковидные с редкими включениями остатков фауны.
Покурская K2 pk 1100 1170 285 0°30? В-90    Чередование  песчаников, алевролитов и глин  с маломощными прослоями углей. Пласт ПК1
- верхняя   1109 1137 285       Пески, песчаники  с прослоями темно-серых, алевролитистых глин. К верхней части толщи приурочен продуктивный пласт ПК1
- средняя   1140 1170 355       Чередование глин, глинистых алевролитов с  песчаниками
  Примечание  – Альтитуда земли от 80 до 110 м
 

1.3 Нефтегазоносность по разрезу  скважин 

    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, м33 Давл. насыщения в пласт. усл-ях, кгс/см2
J3nn 11)
2415 2428 Поровый 0,806 0,863 0,03 0,44 3,76 95 57 66
J3nn 13)
2439 2455 Поровый 0,806 0,863 0,03 0,44 3,76 25 71 66
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.4 Возможные осложнения при проведении технологических операций 

Поглощение  бурового раствора 

Индекс стр. подразделения
Интервал, м Максимальная интенсивность поглощения, м3 Имеется ли потеря циркуляции Условия возникновения
от (верх) до (низ)
Q–Pgt11 0 460 До 5 Нет Поглощение  ожидается при отклонении параметров бурового раствора от проектного
 
 
    Таблица 5
Осыпи и  обвалы стенок скважины
Индекс  стр. подразделения Интервал, м Характер  осложнения Время до начала осложнения, сут Мероприятия по ликвидации последствий
от (верх) до (низ)
Q–Pgt11 0 460 Интенсивные 3-5 В случае образования осадка на забое скважины производится промывка и проработка ствола со скоростью 120 м/ч
Pgt11 460 2500 Слабые  
 
 
    Таблица 6
Газонефтевододопроявления 

Индекс  стр. подразделения Интервал, м Вид проявляемого флюида Условия возникновения Характер  проявления
от (верх) до (низ)
1 2 3 4 5 6
Крк2-1 835 1515 Вода В случае понижения  уровня в скважине при подъеме инструмента Разжижение  глин. раствора в результате разбавления минеральными водами
J3nn (Ю11)
2415 2428 Нефть В случае когда  давление в пласте превышает давление столба промывочной жидкости Появление нефти в емкостях
J3nn (Ю13)
2438 2455 нефть – “– –“–
Прихватоопасные зоны
 
Индекс  стр. подразделения Интервал, м Вид прихвата Наличие ограничений на оставление ин-та без движения или промывки Условия возникновения
от (верх) до (низ)
Pgt11
0 460 сальникообразование

    Да

Недостаточная очистка бурового раствора от шлама и нарушение режима бурения
Прочие возможные  осложнения
 
Индекс  стр. подразделения Интервал, м Вид осложнения Характеристика  осложнения и условия возникновения
от (верх) до (низ)
K1vrt–Т 1515 2500 Сужение ствола скважины Сужение ствола вследствие разбухания глин, слагающих разрез скважины и образование гл. корки в интервале проницаемых пластов (песчаников и алевролитов) при условии Рпл>Р столба промывочной жидкости
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.   ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

    2.1   Профиль горизонтальной скважины

  Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющего и горизонтального участков ствола. Под направляющим участком ствола будем понимать его участок от устья до точки с заданными координатами на кровле и непосредственно в самом продуктивном пласте. Назначение направляющей части горизонтальной скважины заключается в выведении скважины под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами.

  По  радиусу кривизны ствола различают  три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусом.
  Горизонтальные  скважины с большим радиусом кривизны (> 190 м) могут быть сооружены при  кустовом бурении на суше и море, а также при бурении одиночных  скважин со значительной протяженностью горизонтального участка (600—1500 м). Для таких скважин используются стандартная техника и технология направленного бурения, позволяющая создать максимальную интенсивность искривления (0,7-i-2o/10 м проходки).
  Горизонтальные  скважины со средним радиусом кривизны (60 — 190 м) применяются при бурении  как одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Максимальная интенсивность искривления таких скважин 3 —10V10 м при длине горизонтального участка 450 — 900 м. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности.
  Горизонтальные  скважины с малым радиусом искривления (10 — 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. Интенсивность искривления составляют 10 — 25°/10 м проходки при длине горизонтального участка 90 — 250 м.
  С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, затрудняется прохождение в ствол забойных двигателей, геофизических приборов, обсадных труб. Поэтому даже при бурении скважин со средним радиусом кривизны в компоновку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким (< 10 м) радиусом кривизны невозможна без специальных труб и инструмента. 
 
 
 

  Проектирование  профиля скважины
  
    Все профили скважин (с большим, средним и малым радиусами искривления) имеют свое назначение. В некоторых случаях преимущество одного из профилей над остальными очевидно. В других случаях можно с успехом воспользоваться не одним, а несколькими профилями. Некоторые буровые подрядчики на отдельных месторождениях пробурили скважины с большим и средним радиусами искривления, прежде чем решать, какой из них лучше отвечает требованиям проекта. Появилась тенденция применять на одной и той же скважине профиль с комбинацией большого и среднего радиусов искривления.
    Положение точки входа в заданный объект на горизонтальном участке относительно положения устья скважины играет ключевую роль в выборе профиля скважины. Большой радиус искривления становится менее подходящим при уменьшении расстояния между точкой входа в заданный объект и устьем скважины. Это происходит просто потому, что, исходя из геометрических размеров, становится невозможным войти в пласт в желательном месте. В конце концов горизонтальное отклонение уменьшается до такого размера, что искривление по большому радиусу становится невыполнимым. В особых случаях, например, при бурении вторых стволов останется единственный выбор - профиль с малым радиусом искривления. Однако профили со средним и большим радиусами искривления могут использоваться в случаях, если:
    -Положение точки входа в пласт на горизонтальном участке не является решающим критерием
    -Горизонтальная проекция между устьем скважины и заданной точкой входа в пласт оказывается (или может быть выполнена) достаточно большой и точка отклонения скважины от вертикали находится на сравнительно небольшой глубине. Например, устье скважины и/или точка отклонения скважины от вертикали могут быть смещены в удобное место. 

     Горизонтальные скважины характеризуются радиусом искривления криволинейного участка, по которому приходят к горизонтальному участку. На практике обычно выделяют три основных типа скважин: 

  Тип скважины   Интенсивность набора зенитного угла   Радиус  искривления, м   Радиус  искривления, фут
  Скважина  с большим радиусом искривления   2-6~/30м(100фут)   900-290   3000-1000
  Скважина  со средним радиусом искривления   7-35~/30м(100фут)   290-50   1000-160
  Скважина  с малым радиусом искривления   5-10~/м(3фут)   12-6   40-20
  Варианты бурения боковых стволов
  Существует  четыре главных системы бурения  бокового ствола горизонтально-разветвленных скважин:
  * Технология  бурения скважин по сверхмалому  радиусу с помощью струи высокого  давления
  * Система  бурения скважин с малыми радиусами  искривления, основанная на применении роторной компоновки
  * Система  бурения скважин с малыми радиусами  искривления, основанная на использовании забойных двигателей
  * Бурение  скважин по среднему радиусу  искривления
  
  Все четыре системы пригодны или будут пригодными для бурения бокового ствола. Первые три системы требуют применения специального бурильного инструмента и специальных методов исследований в скважинах. Малые радиусы искривления скважин накладывают также ограничения на возможность оценки продуктивного пласта и методы заканчивания скважин.
  В отличие  от них при средних радиусах искривления  применяется обычный бурильный  инструмент, включая систему измерений  в процессе бурения для инклинометрии  и ориентирования отклонителя. Единственным исключением являются ограничения оценки продуктивного пласта и заканчивания скважины по радиальному зазору, связанные с ограничениями по диаметру скважины. По этой причине ожидается, что на рынке технологий для бурения боковых стволов приоритет за оборудованием для проводки скважин по средним радиусам искривления. 
 
 
 
 
 
 
 


    С   ультрамалым
  радиусом  искривления
  С малым   радиусом
  искривления и роторной компоновкой
  С малым   радиусом
  искривления и забойным двигателем
  
Со средним   радиусом
  искривления
  Диаметр обсадной колонны   114 мм   (4 1/2")
  да   нет   да   да
  140 мм
  (5 1/2")
  да   да   да   да
  178 мм   (7")
  да   да   да   да
Радиус  искривления      7-12м   12-20 м   50-290 м
    (3фут   20-40 фут   40-55 фут   160-1000 фут
  Компоновка  с регулируемым углом перекоса и телеметрической системой, кабельным каналом связи   нет   нет   да   да
  Компоновка  с системой измерений в процессе бурения*   нет   нет   нет   да
  Специальный бурильный инструмент   да   да   да   нет
 
 
 
    2.2   Цели и задачи бурового раствора 

    Буровой раствор - сложная многокомпонентная дисперсная система суспензионных, эмульсионных и аэрированных жидкостей, применяемых для промывки скважин в процессе бурения.
    
    Использование буровых растворов для бурения скважин предложено впервые в 1833 году французским инженером Фловилем, который, наблюдая операцию канатного бурения, при которой аппарат бурения наткнулся на воду, заметил, что фонтанирующая вода очень эффективно удаляет буровой шлам из скважины. Он изобрел аппарат, в котором предполагалось закачивать воду под буровую штангу, откуда буровой шлам вымывался водой на поверхность между буровой штангой и стволом скважины. Принцип остался неизменным до сих пор. 
        Лидерами мирового рынка буровых растворов являются 3 компании - 
M-I SWACOHalliburton, Baker Hughes. 

    Назначение
    очищает забой от выбуренной породы ;
    транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает ее во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции;
    передает гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото;
    предупреждает осыпи, обвалы и др.;
    обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов;
    обеспечивает смазывающее и антикоррозионное действие на буровой инструмент ;
    охлаждает и смазывает долото;
    обеспечение охраны окружающей среды;
    предотвращает возможность возникновения осложнений при бурении (дифференциальный прихват, поглощения, нефтегазопроявления и т. п.);
    обеспечение информации о геологическом разрезе.
 
В практике бурения  применяют буровые растворы на водной (техническая вода, растворы солей и гидрогеля, полимерные, полимер-глинистые и глинистые растворы), углеводной (известково-битумный раствор, инвертная эмульсия) и аэрированных основах.
При бурении  в условиях, характеризующихся аномально  высокими давлениями, применяют утяжеленные буровые растворы, в неосложненных условиях — техническую воду, полимерные безглинистые и полимер-глинистые растворы с низким содержанием твердой фазы. 

2.3 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.
 
    2.4   Существующие системы и выбор буровых растворов для бурения горизонтальных скважин 

Принципы выбора бурового раствора для горизонтальных и вертикальных скважин одинаковы. Однако при выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки. Такими факторами являются:
-Гидравлическая программа
-Смазочные свойства раствора
-Реологические свойства
-Толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением
-Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе
-Загрязнение продуктивного пласта
-Устойчивость стенок скважины
-Вынос шлама и размыв стенок скважины 
 
 
 
 
 
 

 


      Типы и  параметры применяемых буровых  растворов
 
Название (тип) раствора Интервал, м Параметры бурового раствора
От (верх) до (низ) Плотность, г/см3 Условная вяз кость, с
Водоотдача, см3/30мин СНС, мгс/см2 через, мин Корка, мм Содержание  твердой фазы,  % рН минерализация, г/л ДНС, мгс/см2
1 10 Коллоидной (активной) части песка
Глинистый буровой раствор 0 360 1,14 60-80 5-6 15 25 1,5 3,2-4,3 1,0 8-8,5 0,5-1 14-17
Глинистый буровой раствор 360 1250 1,14–1,16 60-80 5-6 20 35 1,5 6,3-8,6 1,5 8-8,5 0,2 17-20
Глинистый буровой раствор 1250 3122 1,1 60-80 5-6 20 35 1,2 6,3-8,6 1,5 8-8,5 0,5-1 17-20
Хлоркалиевый раствор 3122 3608 1,12±0,02 25-30 5 5 10 1,0 7,7-7,85 1,0 8-9 6-7 9-11
 
 
 

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 Плотность, г/см3 Содержание  вещества в товарном продукте (жидкости), % Влажность, % Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3 Примечание
от (верх) до (низ)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 0 360 Глинистый буровой раствор куганакский глинопорошок кальцинированная  сода
CaCl2
Celpol–RX
 
2,4 
2,5
1,28
1,6
 
98-99 
до 99
5-10
98
8 
1-2
1-2
8
 
250 
3
10
2
 
Повышение устойч. стенок скв. Регулирование СНС
2 360 1500 Глинистый буровой раствор кальцинированная  сода CaCl2
Celpol–RX
графит
 
2,5 1,28
1,6
1,11
 
98-99 5-10
98
8-12
 
8 1-2
8
0,5
 
3 10
5
5
Регулирование СНС Смазочная добавка 
 
 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
3
1500 3100 Глинистый буровой раствор кальцинированная  сода CaCl2
Celpol–RX
графит
 
2,5 1,28
1,6
1,11 

 
до 99 5-10
98
8-12 

 
1-2 1-2
8
0,5
 
3 10
2
5
Повышение устойч. стенок скважины Регулирование СНС

    Смазочная добавка

4 3100 3600 Хлоркалиевый раствор
Кальцинированная  сода Т-66, Т-80
Celpol–SL
KCl
ДСБ–4ТМП
НТФ
ФХЛС
 
2,5 1,075
1,6
1,99
0,98-1,00
1,00
1,36
 
до 99 до 80
98
98
до 50
96
до 95
 
1-2 -
8
1-2
паста
2-3
не более 10
 
3 30
2
70
5
0,5
15
Повышение устойч. стенок скв. Регул. СНС
Стабилизация раствора
Смазочная добавка
Регулирование вязкости
 
 
 
 
 
 

2.5   Выбор растворов по интервалам бурения скважин 

    Анализ используемых буровых растворов 

     С точки зрения бурового предприятия  данная гамма буровых растворов  подобрана вполне правильно и  целесо                                                                                                                                                                                                                                                                                     образно. 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.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.