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 Буровые промывочные растворы

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 05.06.2012. Сдан: 2011. Страниц: 19. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


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 воздуха по наблюдениям метеостанций Нового Порта и Мыса Каменного составляют –9,3? С и -10? С. Преобладающая основная температура наиболее холодных месяцев (январь-февраль) -22? С (абсолютный минимум -57? 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 рельефа достигает 4 м к концу апреля. Зимой наблюдаются полярные сияния, сопровождаемые магнитными бурями. Летняя (середина июля – середина августа) дневная температура - 11-13? С (абсолютный максимум 30? С). Среднемноголетние значения суммы выпавших осадков составляют 446 мм (Мыс Каменный) и 451 мм (Новый 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 полуострова большое значение имеет открытость территории, способствующая как свободному 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
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 Pg1t1   2,3 0,26 100 15 Глины (60), алевриты (40)
232 400 Чеганская свита K2gn   2,3-2,32 0,26 100 15 Глины (40), пески(30), известняки(30)
400 500 Люлинворская свита K2slg   2,35 0,27 100 15 Глины (60), с прослоями опоковидных глин(40)
500 574 Талицкая свита K2ip   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 K2kz   2,35 0,27 140 20 Глины (50) , глинистые  известняки(25), известняки(25)  
 
М
730 880 Березовская свита K2–1pk   2,15-2,2 0,27 150 30 Опоковидные глины (60), глины (20) и алевролиты (20)
880 900 Кузнецовская  свита K1vrt3   2,1-2,2 0,29 170 30 Глины
900 1800 Покурская свита K1vrt2   2,1-2,2 0,29 170 50 Водоносные (10) и нефтеносные песчаники (20), алевролиты (30), глины (40). МС
1800 1850 Алымская свита K1vrt1   2,1-2,2 0,29 170 50 Аргелиты  С
1850 1980 Вартовская  свита K1tr   2,18-2,4 0,298 180 50 Нефтеносные песчаники (60), глины (20), алевролиты (20)
 
 
 
 
 


      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, м33 Давл. насыщения в пласт. усл-ях, кгс/см2
          K1tr 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
от (верх)
до (низ)
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
1 10 Коллоидной (активной) части песка
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)
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, м? < 60
в т.ч.  
Блок приготовления раствора, м? < 15
Блок  хранения раствора, м? < 30
Блок  очистки, м? < 15
Емкость для жидких химреагентов, м? 3
Дополнительно  
Емкость для хранения техводы, м? 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, м?/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
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».
       «ПОЛИКАРБ БИО» – высокотехнологичная  промывочная жидкость для первичного вскрытия продуктивных пластов и бурения горизонтальных скважин.
     Безглинистая  композиция в основе которой лежит  минимальный набор реагентов, основными  из которых являются  модифицированный крахмал в сочетание с высокоочищенным  ксантановым биополимером позволяет осуществить качественную проводку ствола скважины при сравнительно небольших кольцевых зазорах между стволом скважины и бурильным инструментом и высокими значениями зенитного угла, а также максимально качественное вскрытие продуктивного горизонта с минимальным негативным воздействием на коллекторские свойства пласта.
     Уникальные  нелинейные реологические свойства системы, регулируемые в широком  диапазоне позволяют значительно  сократить гидродинамические потери давления в скважине при его применении на 20-30% по сравнению с обычными полимер-глинистыми растворами. 
     Для предотвращения набухания глинистых  сланцев в систему «ПОЛИКАРБ  БИО» введен органический ингибитор. В  качестве ингибитора гидратации глинистых  сланцев  используются – формиаты. Система обладает повышенным ингибирующим действием  за счет синергетического эффекта от совместной работы полимеров, ингибитора и композиционной смеси неионогенного ПАВ, которая, адсорбируясь на поверхности поровых каналов, гидрофобизирует ее.
     Высокая ингибирующая способность раствора позволяют свести к минимуму наработку твердой фазы,  снижает расход химреагентов на скважину и объем приготовления.
     Предлагаемая  концентрация полимерных реагентов  обеспечивает высокую смазывающую  способность и тонкую плотную фильтрационную корку, что существенно снижают вероятность возникновения дифференциального прихвата в проницаемых пластах.
     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.
     При использовании системы «ПОЛИКАРБ  БИО» для первичного вскрытия продуктивного  горизонта достигается максимально  высокое качество вскрытия продуктивного горизонта, за счет:
     O низкой репрессии на продуктивный пласт;
     O надежного ингибирующего воздействия фильтрата бурового раствора на глинистые минералы пласта-коллектора;
     O загущенного фильтрата бурового раствора, что снижает зону его проникновения;
     O обратимой гидрофобизирующей способности по отношению к поверхности поровых каналов пласта;
     O применения кольматанта с различным (подобранным) фракционным составом, что позволяет обеспечить достаточно быстрое формирование и малую глубину зоны кольматации;
     O применения полностью биоразлагаемых реагентов;
     Благодаря низкой токсичности и невысокой  стоимости утилизации, данную систему  можно отнести к экологически чистым системам бурового раствора. 
 
 
 

     КОМПАНЕНТЫ  БУРОВОГО РАСТВОРА  

     Формиат натрия
     Ингибитор гидратации, набухания глинистых  частиц. В отличие от «хлоркалиевых» раствор обработанный формиатом  натрия обладает большим электрическим  сопротивлением при аналогичной  ингибирующей способности.
     Формиат натрия взрывобезопасен и не горюч, однако в местах хранения и работы с ним следует запрещать курение и применение открытого огня. По степени воздействия на организм формиат натрия относится к веществам 3-го класса опасности «Умерено опасные».
     Формиат натрия вызывает раздражение верхних  дыхательных путей и слизистых оболочек. При работе с формиатом натрия следует применять индивидуальные средства защиты – респиратор, резиновые перчатки.
     При попадании на кожу формиата натрия его необходимо смыть водой.
     AquaPAC®  LV
     Высококачественная  модификация низковязкой полианионной целлюлозы, предназначенная для регулирования уровня водоотдачи растворов на водной основе.
     Реагент не токсичен, не горюч, не взрывоопасен.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты  – очки, перчатки и соблюдать  правила личной гигиены труда.
     При попадании реагентов на кожу и  в глаза тщательно промыть  водой.
     AquaPAC®  R
     Полианионная  целлюлоза высокой вязкости. Модификация  с высокой молекулярной массой. Способствует повышению реологических параметров раствора. 
     Реагент не токсичен, не горюч, не взрывоопасен.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты  – очки, перчатки и соблюдать  правила личной гигиены труда.
     При попадании реагентов на кожу и  в глаза тщательно промыть  водой.
     Полицелл  РК
     Полисахаридный  реагент - понизитель фильтрации сильно минерализованных буровых растворов. Наиболее эффективен в щелочной среде при температурах не превышающих 1200С . Хорошо растворим в пресных и соленых растворах. Полностью биоразлагаем.
     Не  токсичен, не горюч, не взрывоопасен.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты  – очки, перчатки и соблюдать  правила личной гигиены труда.
     Ксантановая смола
     Высокоочищенный разветвленный биополимер с высокой  молекулярной массой. Ксантан растворим  в воде, имеет слабо выраженные анионные свойства  и высочайшую разветвлённость своей макромолекулы. Длинная ветвящаяся структура в сочетании с относительно слабыми водородными связями между боковыми группами наделяют ксантан уникальными вязкостными свойствами. Ксантановый полимер даёт псевдопластичные или   разжижающиеся при повышении скорости сдвига жидкости и гелеобразные структуры.
     Реагент не токсичен, не горюч, не взрывоопасен.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты  – очки, перчатки и соблюдать  правила личной гигиены труда.
     Сода  каустическая (NaOH)
     Гидрооксид  натрия, предназначен для регулирования  щелочности раствора. Рекомендуемый  уровень рН предлагаемого раствора – 8-9 поддерживается для увеличения эффективности работы реагентов  улучшающих реологические свойства раствора.
     Гидрооксид  натрия – сильная щелочь. При  действии на кожу вызывает сильный  ожег,  сильно действует на слизистую  оболочку. ПДК гидрооксида натрия в воздухе рабочей зоны –0,5 г/м  куб.
     Все виды работ с продуктом следует  проводить только в защитной одежде: костюме из
     х/б, в резиновых сапогах, перчатках  и в защитных очках.
     Попавшую  на кожу и спецодежду щелочь следует  немедленно смыть струей воды или  физиологическим раствором, обработать слабым раствором борной кислоты  и обратиться к врачу.
       Сода кальцинированная
     Основное  назначение реагента - связывание агрессивных  ионов кальция и магния при  загрязнении бурового раствора минерализованными  хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом. Применяется для  смягчения жесткости пластовой  воды, для регулирования рН бурового раствора.
     При попадании кальцинированной соды на рану или слизистые (реагент  вызывает жжение) необходимо  поражённое место  промыть большим количеством  проточной воды.
     Рекомендуется при работе с кальцинированной содой  дополнительно использовать очки и респиратор.
     Биоцидный реагент  ЛПЭ-32
     Предотвращает биологическое разложение биополимерных  реагентов под действием бактерий во время бурения.
     Техника безопасности:
     Бактерицид  относится к IV классу опасности «Малотоксичные вещества»
     При работе с бактерицидом необходимо соблюдать  правила личной гигиены труда, при  попадании реагента на слизистую  оболочку глаз и другие части тела смыть водой.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты – спецодежда, перчатки, респираторы.
     ФК-2000
     Реагент  ФК -2000  представляет собой жидкое или вязкое вещество на основе растительных жиров: омыленных растительных масел  или их отходов производства (подсолнечного  или др. ), которое имеет цвет от светло-желтого до темно-коричневого. Текуч при -10 град С, при замораживании и последующем оттаивании своих свойств не теряет.
     Применима для всех типов буровых растворов  на водной основе, помогает снизить  вероятность сальникообразования, увеличивает смазывающую способность, положительно сказывается на скорости проходки.
     Смазочная добавка ФК-2000  соответствует IV классу опасности биоразлагаемая, экологически безвредна, сертифицирована Государственным  комитетом СЭС за N 1985-Т от 29. 11. 95 года.
     При обработках бурового раствора должны быть предусмотрены меры, предупреждающие попадание реагента на кожный покров или слизистую оболочку глаз. В случае попадания реагента на открытые участки тела необходимо смыть струёй воды.
     Реагент Alperse TH
     Органический  разжижитель и дефлокулянт (сульфометилированный таннин), предназначенный для снижения вязкости и стабилизации всех типов буровых растворов, включая пресные, минерализованные и соленасыщенные системы, утяжеленные и неутяжеленные растворы.
     Техника безопасности:
     Неопасен. Нетоксичен.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты (очки, перчатки) и соблюдать правила личной гигиены.
     ПКД-515
     ПАВ, органический ингибитор набухания  глин, применяется для предотвращения сальникообразования, а также для  сохранения коллекторских свойств  пласта.
     Реагент обладает выраженным кожно-резорбтивным, слабым наркотическим, кумулятивным и раздражающим воздействием, при попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды.
     Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты (спецодежду, очки, перчатки, респиратор) и соблюдать правила личной гигиены. 
 
 

     ПЭС-1
     Противовспениватель буровых растворов представляет собой негранулированную тонкодисперсную  полиэтиленовую крошку в дизельном  топливе.
     ПЭС - 1 относится к IV классу опасности  «Малотоксичные вещества».
     При работе ПЭС - 1 необходимо соблюдать правила личной гигиены труда, при попадании реагента на слизистую оболочку глаз и другие части тела  смыть водой.
     URALCARB®  Special  5, 60, 160
     Молотый мрамор (карбонат кальция кристаллический) - химический реагент, в качестве утяжелителя также используется в качестве кольматанта для создания непроницаемой эффективной фильтрационной корки, изолирующей открытые поровые пространства в стволе скважины.
     Продукт поставляется со специально разработанным  распределением по размерам частиц, наилучшим образом соответствующим поровым характеристикам продуктивного пласта.
     Неопасен. Нетоксичен. Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты (спецодежду, очки, перчатки) и соблюдать правила  личной гигиены.
     Бентонитовый  глинопорошок
     Модифицированный  бентонитовый глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную природную глину с добавкой полимеров  и соды. Применяется при создании вязкоупругих смесей для ликвидации поглощений.
     Неопасен. Нетоксичен. Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты (очки, перчатки) и соблюдать правила личной гигиены.
     Полицелл  ЦФ
     Реагенты-кольматанты  серии Полицелл ЦФ в буровых растворах  способствуют ускоренной глинизации истощенных песчаников и микротрещиноватых сланцев низкой и средней проницаемости в условиях низких пластовых давлений. Вследствие образования на стенках скважины плотной низкопроницаемой глинистой корки, просачивание в пласт бурового раствора или его фильтрата резко уменьшается или прекращается.
     Реагент экологически безвреден, со временем подвержен  биологическому разложению.
     Неопасен. Нетоксичен. Рекомендуется использовать средства индивидуальной защиты (очки, перчатки) и соблюдать правила  личной гигиены.
      2.2. Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения
     Интервал 1750 - 2200 метров
     Основными требованиями  к промывочной жидкости в данном интервале являются:
     O регулируемые в широком диапазоне реологические характеристики раствора;
     O устойчивость к загрязняющим факторам;
     O обеспечение высокой удерживающей и выносной способности раствора;
     O обеспечение устойчивости стенок скважины;
     O предотвращение набухания и диспергирования глинистых пород.
     Рекомендуемая система СКИФ.
     Интервал 2200 - 2508 метров
     Основными требованиями  к промывочной жидкости в данном интервале являются:
     O регулируемые в широком диапазоне реологические свойства раствора;
     O обеспечение высокой удерживающей и выносной способности раствора;
     O обеспечение устойчивости стенок скважины;
     O обеспечение минимальной репрессии на пласт;
     O сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта.
     Рекомендуемая система ПОЛИКАРБ БИО.
     3. Уточнение рецептур буровых растворов
     3.1. Постановка задачи 

     Объектом  исследования является интервал бурения бокового ствола на безглинстом биополимерном растворе (2200-2508 м). Исходный буровой раствор представлен в таблице 7.
     Таблица 7
     Исходный  буровой раствор 

    Название (тип) раствора
    Название  компонента в порядке ввода rБР, г/см3 УВ,  с ПФ, см3/30мин
    Безглинистый  раствор KCl Мел
    1,06 15 13
 
     Параметры бурового раствора после химической обработки приведены в таблице 8.
     Таблица 8
     Необходимый буровой раствор 

    Название (тип) раствора
    Название компонента в порядке ввода rБР, г/см3 УВ,  с ПФ, см3/30мин
    Биополимерный раствор Робус КК Hibtrol
    KCl
    Мел
    ФК2000
    пеногасител
    1,08 45-60 6
 
     Средствами  регулирования являются химреагенты: Робус КК, Hibtrol, ФК200.
     Ксантановая смола К.К.Робус 
     Высокоэффективный импортозамещающий реагент, основы сухих буровых смесей, для раздельного бурения основного ствола под техническую колонну, вскрытия продуктивных пластов и горизонтального бурения, специальных жидкостей для ремонта скважин и борьбы с различными осложнениями.
     - позволяет многократно снизить затраты при приготовлении буровых растворов, снизить нагрузки за снабжающие службы нефтяных и газовых компаний, уменьшить транспортные расходы и т.д.
     Химическое  вещество ксантан представляет собой  природный полисахарид, являющийся продуктом ферментации бактерий. Основное свойство ксантана – это  способность к стабилизации растворов (удерживанию частиц в растворе).
     Hibtrol
     Представляет  собой полимер целлюлозу. Способствует повышению реологических параметров раствора.
     ФК200
     ФК-2000 – бифункциональный химреагент – предназначен для обработки пресных и минерализованных буровых растворов с целью снижения крутящего момента и трения бурильного инструмента о стенки скважины и одновременно сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта при вскрытии.
     Планирование  и реализация эксперимента включает следующие основные этапы:
    разработка матрицы планированного эксперимента;
    выполнение лабораторных экспериментов;
    обработка результатов опытов.
    3.2.  Разработка матрицы планированного эксперимента
     Выбираем  факторы и уровни их варьирования. Факторами являются химреагенты, а уровнями варьирования – их концентрации.
     Применение  плана типа 2K рассмотрим на примере исследования влияния трех химических реагентов: Робус КК, Hibtrol, ФК2000 , на показатель фильтрации буровых растворов.
     Робус КК: 0,1-0,6%; Hibtrol: 0,2-1.2%; ФК2000: 0,3-1%.
     По  формуле (2) рассчитывается основной уровень, где i – номер фактора.
               
               (2)
           

     По  формуле (3) рассчитывается интервал варьирования.
               
               (3)

     Для математического описания влияния  трех химических реагентов на свойства бурового раствора используемая модель первого порядка имеет вид:
  (4)
     Рассчитанные  значения выбранных уровней (нижний и верхний уровни концентрации реагентов  в растворе) варьируемых факторов (трех химических реагентов) заносятся в таблицу 9. 
 

     Таблица 9
     Значения  варьируемых факторов 

Уровни  варьируемых факторов Кодовое обозначение Робус КК, % Hibtrol, % ФК2000, %
X1 X2 X3
Основной  уровень 0 0,35 0,7 0,65
Интервал  варьирования DXi 0,25 0,5 0,35
Верхний уровень +1 0,6 1,2 1
Нижний  уровень -1 0,1 0,2 0,3
      Матрица планирования эксперимента с расчетными столбцами взаимодействия факторов представлена в таблице 10.
Таблица 10
Матрица планированного эксперимента
Номер опыта X0 X1 X2 X3 Y [ПФ] X1X2 X1X3 X2X3 X1X2X3
1 +1 -1 -1 -1 11 +1 +1 +1 -1
2 +1 +1 -1 -1 4 -1 -1 +1 +1
3 +1 -1 +1 -1 6 -1 +1 -1 +1
4 +1 +1 +1 -1 5 +1 -1 -1 -1
5 +1 -1 -1 +1 8 +1 -1 -1 +1
6 +1 +1 -1 +1 5 -1 +1 -1 -1
7 +1 -1 +1 +1 7 -1 -1 +1 -1
8 +1 +1 +1 +1 5 +1 +1 +1 +1
 
 
      Результаты  опытов и их обработка. Заключение
 
Номер опыта
Плотность, г/см3 Условная  вязкость, с
Показатель  фильтрации, см3/30мин
1 1,05 4 11
2 1,03 28 4
3 1,07 7 6
4 1,03 н/т 5
5 1,06 4 8
6 1,03 30 5
7 1,07 5 7
8 1,04 н/т 5
 
     Коэффициенты  уравнения регрессии рассчитаем по формулам
     После всех расчетов уравнение примет вид:
    (5)
После статистического анализа проведенного на ЭВМ, мы получим наше конечное уравнение:
    (6) 
 

     3.4. Определение оптимальной концентрации реагентов 

     Для определения оптимальных концентраций химреагентов перейдем от кодированных значений переменных уравнений (5) и (6)  к натуральным значениям, используя формулу:
                   (7)

где Xi – кодовое значение i-го фактора,
      xi – натуральное текущее значение i-го фактора,
      xi0 – начальный уровень фактора,
      Dxi – интервал варьирования i-го фактора.

      Соответствующие значения переменных подставим в (6):
   
(8)

      Уточненные  концентрации химреагентов определяют из уравнения (8), задаваясь требуемым значением выходного показателя и минимальными значениями концентраций наиболее дефицитных или дорогих реагентов.  

     Определим концентрацию Hibtrol при [ПФ30]=5 см3, Робус КК x1=0,6%,                                
     ФК2000 x3=1%.
     5=9,312-6,577?0,6 -1,288? x2 -0,357?1 – 0,109?0,6? x2   
        
     x1=0,6% x2=0,007%     x3=1% 

     На  заключительном этапе эксперимента приготовили раствор 0,5 л по уточненной рецептуре с вводом всех проектных добавок.  
 

     Параметры полученного раствора:
     r=1,08 г/см3,
     УВ=40 с,
     ПФ=5 см3/30 мин,
     Данный  раствор по показателям плотности, условной вязкости и pH удовлетворяет принятым нормам.  

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

     Определим потребное количество бурового раствора V, для бурения скважины.
               
              (9)

где  VП – объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, VП=40 м3,
     a – коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5,
     VС – объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором,
     VБ – объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.
                 
                 (10)

где Di –   диаметры скважины по интервалам бурения,  
      li – длины интервалов скважины постоянного диаметра.
                                 (11)
где ni – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки по интервалам бурения.
         Бурение бокоавого ствола 1750 – 2200
             
         Бурение бокоавого ствола 2200 – 2508
             
               

             n=0,1217м3/м для интервала 1750 – 2200 , n=0,0683м3/м для интервала 2200 – 2508.
             
        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.