Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Курсовая работа - Буровые промывочные и тампонажные растворы - файл n1.docx


Курсовая работа - Буровые промывочные и тампонажные растворы
скачать (161.9 kb.)

Доступные файлы (1):

n1.docx162kb.23.01.2013 18:47скачать

Загрузка...

n1.docx

  1   2
Реклама MarketGid:
Загрузка...



Оглавление


Введение

3

1 Исходные данные

4

1.1 Стратиграфия и литология

4

1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

4

1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

4

1.4 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

12

2. Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения

15

2.1. Применяемые промывочные жидкости

15

2.1.1.Обоснование рецептур растворов по интервалам бурения

2.1.2 Бурение под кондуктор

15

16

2.1.3 Бурение под эксплуатационную колону

17

2.2. Обоснование параметров бурового раствора выбранного типа

17

3. Уточнение рецептур буровых растворов

18

3.1. Постановка задачи

18

3.2. Разработка матрицы планированного эксперимента

19

3.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение

20

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

21

5. Приготовление буровых растворов

26

5.1. Технология приготовления бурового раствора

26

5.2. Выбор оборудования для приготовления растворов

26

6. Управление свойствами буровых растворов в процессе бурения скважин

27

6.1. Контроль параметров буровых растворов

28

6.2. Технология и средства очистки БПЖ

29

7. Мероприятия по экологической безопасности

применения растворов

31

7.1 Природоохранные мероприятия при строительстве скважины

33

7.2 Сбор, утилизация и захоронение отходов строительства скважин

34

8. Список использованной литературы

36
























































Введение

Процесс промывки при современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и решающее влияние на эффективность разрушения горных пород долотом, характер и интенсивность проявления различного рода осложнений аварий. Многолетний опыт бурения показывает, что основным профилактическим средством предотвращения поглощений, прихватов инструмента и приборов, от осыпей и обвалов, нефтегазоводо проявлений в скважинах является соответствующий выбор состава и свойства бурового раствора, режима промывки.

К буровым раствором предъявляют ряд требований, обусловливающих как их качество, так и функциональное назначение.

Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

1) быть экологически безопасным, устойчивый к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давлению; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы (растворение, диспергирование) в его состав;

2) предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

3) обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;

4) создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

5) выносить шлам на поверхность, легко освобождаясь от него на очистных устройствах;

6) передавать гидравлическую мощность забойным двигателям;

7) обеспечивать возможность проведения геофизических исследований;

8) облегчать спуско-подъемные операции.
1. Исходные данные для выполнения курсовой работы


1.1 Стратиграфия и литология

Литология и стратиграфия представлены в таблице 1

1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

Водонефтегазоносность, пластовые температуры и давления по разрезу скважины представлены в таблицах 2 - 5. При разработке рецептур и способа обработки БР необходимо учесть, возможное влияние минерализованных пластовых вод. Также необходимо обеспечить качественное разобщение верхних пресноводных горизонтов во избежание их осолонения.

1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

Осложнения в основном вызваны нефтегазоводопроявлениями, прихватами осыпями, обвалами, поглощениями и сужением ствола скважины.

Возможные осложнения по разрезу скважины представлены в таблицах 6 – 9. Из приведенных таблиц видно, что с целью предотвращения данных осложнений необходимо контролировать параметры БР и соблюдать технологию бурения.

Таблица 1-Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины


Стратиграфическое

Глубина залегания, м

Горная порода

краткое название

описание: полное название, характерные признаки

по вертикали

название

индекс

от

(верх)

до

(низ)







1

2

3

4

5

6

Четвертичная

Q

0

50

Суглинки, супеси

Торфяники, суглинки, супеси

Атлымская свита

Р2/З

50

300

пески, глины

Чередование песков, глин

Тавдинская свита

Р2/3

300

450

пески, глины

Чередование песков, глин

Люлинворская свита

Р2/2

450

700

глины, опоки

Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые

Талицкая свита

Р1

700

850

глины, алевриты

Глины слюдистые т/серые, черные с прослоями алеврита и песка

Ганькинская свита

К2

850

900

глины

Глины зеленовато-серые слюдистые

Березовская свита

К2

900

1050

глины, алевриты

Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые

Кузнецовская свита

К2

1050

1100

глины

Глины зеленовато-серые, зеленые алевритистые, содержат редкие прослои алевролиты

Уватская свита

К12

1100

1400

алевролиты, глины, песчаники

Алевролиты серые с зеленоватым оттенком с прослоями аргилитоподобных глин и песчаников с/зернистых темно-серых

х-мансийская свита

К1

1400

1750

глины, алевролиты, песчаники

Песчаники с-серые, глины плотные, т-серые, аргиллитовые с прослоями алевролита

Викуловская свита

К1

1750

2000

глины, алевролиты, аргиллиты песчаники

Песчаники и алевралиты серые м/з с прослоями аргелитов.

Алымская свита

К1

2000

2200

глины, алевролиты, аргиллиты песчаники

Аргиллиты т-серые, битуминозные с прослоями алевритов и песчаников серых, с - серых м/з, глины с растительными остатками.

Черкашинская свита

К1

2200

2880

Глины, алевролиты, аргиллиты песчаники

Чередование глин, алевролитов, аргиллитов и песчаников.


Таблица 2 -Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м.

Тип коллектора

Плотность, г/смЗ

Пористость, %

Проницае-мость, дарси

Глинистость, %

Карбонатность

, %

Предел текучести ,

МПас

Твер- дость,

МПа

Коэффициент пластичности

Абразивность

Категория породы по промысловой спецификации

от (верх)

до

(низ)




К1

2370

2400

песчан.

2,1

18

0,015


12-18

5-8

9-213

14-234

1,1

III-VIII

C

К1

2520

2635

песчан.

2,1

18

0,037




5-8

9-213

14-234

4,5

III-VIII

C

К1

2620

2880

песчан.

2,1

19

0,005




5-8

9-312

14-234

-

III-VIII

C



Таблица 3 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Градиент

пластового давления

гидроразрыва пород

горного давления

геотермический

величина, МПа/м

источник получения

величина, МПа/м

источник получения

величина, МПа/м

источник получения

величина, 0С/100 м

источник получения

от

(верх)

до

(низ)

Q-P2/3

0

450

0,1




0,02

расчет

0,022

Расчет

2,8

РФЗ

Р22

450

1130

0,1

расчет

0,02

РФЗ

К21

1130

1740

0,1

0,017

РФЗ

К1

1740

2880

0,099

0,0162

РФЗ


Таблица 4 - Нефтегазоводоностность


Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м.

Тип коллектора

Полотность,

г/см3

Давление насыщения, МПа

Подвижность,

10-9м2/Пас

Содержание серы,%

Парафина, %

Дебит Qн,

м3/сут

Газовый фактор, м33

Относительн. плотность по воздуху

Динамический уровень в конце эксплуатации.

Температура жидкости в колонне на устье при эксп., 0С

Рекомендуемые в кг/см2

Репрессия при вскрытии

Депрессия при испытании

от

(верх)

до

(низ)

К1(АС10)

2440

2470

поров

0,868

10,5

0,06

1,2/2,5

3,2-58

-

0,9

-

35-40

25

70

К1(АС11)

2600

2650

поров

0,866

0,06

1,2/2,5

19,3-57

67

0,9

-

-

25

75

К1(АС12)

2750

2800

поров

0,863

0,06

1,2/2,5

4,2

-

0,9

10100

-

25

80


Таблица 5 -Прихватоопасные зоны


Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Условия возникновения

Q-P3/2

0

1150

Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка забоя и ствола скважины от шлама.


Таблица 6-Поглощение бурового раствора


Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3

Условия возникновения

от (верх)

до (низ)

Q-P3/2

0

1150

До 5,0

Отклонение параметров бурового раствора от проектных


Таблица 7 -Осыпи и обвалы стенок скважины


Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Устойчивость пород от вскрытия до начала осложнения, сут.

Интенсивность осыпей и обвалов

Проработка в интервале из-за этого осложнения

Условия возникновения

от

(верх)

до

(низ)

мощность, м

скорость, м/час

Q-P3/2

0

1150

3

интенсивные

450

100-120

нарушение технологии бурения

P3/22

1150

1950

3

слабые




-


























Таблица 8 -Прочие возможные осложнения


Интервал по стволу, м

Вид (название осложнения)

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения

от (верх)

до (низ)

1150

1950

Водопроявления, разжижение глинистого раствора

Нарушение режима промывки скважин, разбавление агрессивными пластовыми водами

Таблица 9-Нефтегазоводопроявления


Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Вид проявляемого флюида

Длина ствола газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении, г/см3

Условия возникновения

от (верх)

до (низ)

К21

1150

1950

Вода

-

-

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента

К1 (АС10-12)

2250

2880

Нефть

-

0,866

1 – плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях
1.4. Обоснование комплекса геофизических иccледований в скважине

С целью всестороннего освещения разреза (выделение пластов -коллекторов и покрышек, определение нефтеносных пластов и их коллекторских свойств, кавернозности и других параметров) в скважинах производится комплекс геофизических исследований. Необходимый перечень геофизических исследований представлен в таблице 10.

Таблица 10 -Геофизические исследования и работы в скважине

Вид исследования

Масштаб

записи

Интервалы исследования, м

1

2

3

1 . Исследования перед спуском кондуктора

2. Исследования перед спуском эксплуатационной колонны

Стандартный каротаж + ПС

1:200

2320-2880

БКЗ {5 зондов и резистив.)

1:200

2320-2880

Индукционный каротаж

1:200

2320-2880

Боковой каротаж

1:200

2320-2880

KB + профилеметрия

1:200

2320-2880

Микрозонды

1:200

2320-2880

Микробоковой каротаж

1:200

2320-2880



Продолжение таблицы 10

1

2

3

3. Исследования в обсаженном стволе

В кондукторе

Цементометрия

1:500

0-690

В эксплуатационной колонне

Гамма- каротаж

1:200

2320-2880

Гамма-каротаж

1:500

0-2320

КНК

1:200

2320-2880

КНК

1:500

0-2320

АКЦ (USBA)

1:200

2320-2880

АКЦ (USBA)

1:500

0-2320

СГДТ

1:200

2320-2880

СГДТ

1:500

0-2320

Локация муфт

1:200

2320-2880

Инклинометрия проводится прибором ИОН-1 (непрерывная запись по всему стволу скважины). Контрольные замеры на глубине 90 м, 1100 м, 1300 м, 1500 м, 1700 м, 1900 м, 2100 м, 2300 м, 2500 м, 2800 м и при ОК.

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды.

Микробоковой каротаж - для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора.

Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия - используется для определения истинного диаметра скважины, определения затрубного пространства, определения участков пакерования.

Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве.

Гамма - гамма цементометрия показывает степень замещения бурового раствора цементным раствором, характер заполнения кольцевого пространства.

АКЦ - показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.
  1   2



Скачать файл (161.9 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru