Logo GenDocs.ru


Поиск по сайту:  


Отчет по технологической практике БНГС 3 курс - файл 1.doc


Отчет по технологической практике БНГС 3 курс
скачать (795 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc795kb.17.11.2011 22:48скачать

содержание

1.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
Сургутский нефтяной техникум - филиал
Государственного образовательного учреждения ВПО
«Югорский государственный университет»


ОТЧЁТ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРАКТИКЕ
СНТО. 13050402. 5БС50. ПЗ

Руководитель Л.М.Погорелова
Руководитель от С.Ю. Шилов

предприятия
Разработал

2008

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 2

1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4

1.1 Орогидрография района 4

1.2 Стратиграфия и литология 5

1.3 Зоны возможных осложнений 7

1.4 Нефтегазоводоносность 9

1.5 Исследовательские работы в скважине 11

^ 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 14

2.1 Профиль скважины 14

2.2 Конструкция скважины 15

2.3 Комплект КНБК по интервалам бурения 16

2.4 Виды и параметры бурового раствора 19

2.5 Химическая обработка бурового раствора 21

2.6 Параметры режима бурения по интервалам 24

2.7 Характеристика применяемых долот 25

2.8 Крепление скважины. Характеристика обсадных труб 30

2.9 Цементирование скважины 36

2.10 Вскрытие и освоение продуктивных пластов 39

2.11 Характерные осложнения при бурении скважины 42

2.12 Характерные аварии при бурении скважины 44

^ 3. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА 46

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 49

5. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА УБР 52


ВВЕДЕНИЕ

Общеизвестно возрастающее значение нефти в мировой экономике. Стремительные темпы роста ее добычи в мире: с 1920 по 2002 год добыча нефти возросла с 94 млн. тонн до 3368,5млн. тонн. Это привело к тому, что темпы подготовки промышленных запасов нефти стали отставать от темпов наращивания ее добычи вследствие усложнившихся условий поисков и разведки нефтяных месторождений, с одной стороны, а с другой - в связи с тем, что мировые запасы нефти не безграничны. Если учитывать сложившийся рост энергопотребления, то при существующей технологии добычи нефти эти запасы могут быть исчерпаны в течении максимум пятидесяти лет. Вместе с тем необходимо учесть, что нефть не только энергетическое сырье. Важно сохранить ее запасы на более длительное время и, прежде всего, в качестве сырья для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения.

Северо-Запад России - это регион традиционно высокоразвитой крупной промышленности и сельского хозяйства, а также крупный транспортный узел, что обеспечивает устойчивый и растущий спрос на нефтепродукты. "Сургутнефтегаз" ведет работу по развитию сбытового сектора по четырем основным направлениям, это - реконструкция действующей сети автозаправочных станций и нефтебаз в соответствии с мировыми стандартами; расширение сбытовой сети; совершенствование имеющихся и разработка новых схем оптовой продажи и экспорта нефтепродуктов; совершенствование ассортимента реализуемой продукции. В среднесрочной перспективе ОАО «Сургутнефтегаз» планирует построить и реконструировать около 200 автозаправочных станций. Технологическая политика "Сургутнефтегаза" направлена на увеличение производственных мощностей, обновление фондов, снижение затрат на добычу и переработку нефти. Специалисты компании проводят тщательную работу по изучению и конкурсному отбору лучших предложений рынка техники и технологий, учитывая технический уровень, качество, цену, совместимость с имеющимися технологиями и экологическую безопасность.

Кроме того, "Сургутнефтегаз" располагает серьезной собственной научно исследовательской и проектной базой. Подразделение компании "СургутНИПИнефть" специализируется на проведении анализа выработки запасов; уточнении перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа; составлении проектов разработки месторождений. Институт осуществляет проектно-изыскателъские работы по обустройству месторождений; решает проблемы в области геологии и разработки, бурения скважин, добычи нефти и газа; по повышению нефгеотдачи пластов. Ведутся исследования влияния отходов бурения на окружающую среду и разработка способов их сбора и обезвреживания.

На счету специалистов института ряд разработок, не имеющих аналогов в мире. Например, система адаптирующего заводнения, позволившая вовлечь в промышленную разработку забалансовые водо-нефтегазовые залежи с толщиной нефтяной оторочки до 10 метров системой вертикально-наклонных скважин и до 5 метров - с применением горизонтальных добывающих скважин.

Для обеспечения устойчивого развития и безопасности окружающей среды "Сургутнефтегаз" делает ставку на внедрение природе- и ресурсосберегающих малоотходных технологий, позволяющих осуществлять процесс добычи, переработки нефти и сбыта нефтепродуктов по международным стандартам экологической безопасности.




  1. ^ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Орогидрография района
Таблица 1 – Сведения о районе буровых работ


Наименование, единицы измерения

Значения (текст, название, величина)

1

2

Площадь (месторождение)

Год ввода площади в эксплуатацию

Административное положение:

- Страна

- Область (край, округ)

- Район

Температура воздуха:

- Среднегодовая, *С

- Наибольшая летняя

- Наименьшая зимняя

Максимальная глубина промерзания грунта, метры

Продолжительность отопительного периода, сутки

Преобладающее направление ветров

Наибольшая скорость ветров, м/с

Многолетние мерзлые породы, м (кровля, подошва)

Номера скважин, строящихся по данному проекту


Восточно-Сургутское

Август 1971 года
Россия

Тюменская (Ханты-Мансийский)

Сургутский
-2-3,2

+30

-50
2.4
257

Ю – ЮЗ зимой, СВ – СЗ летом

22

Прерывистый характер

- , -

Согласно технологической схеме разработки



Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой


Наименование, единица измерения

Значение (тест, название, величина)

1

2


Рельеф местности

Состояние местности

Толщины:

- снежного покрова, см

- почвенного слоя, см

Растительный покров
Категория грунта


Равнинный, слабо всхолмленный

Заболоченная с озерами и реками
150-200

30

Смешанный лес (сосна, кедр, береза)
Торфяно-болотные, суглинки, пески, глины, супеси



^ 1.2 Стратиграфия и литология пород

Таблица 3 - Стратиграфический разрез скважины


Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания пластов

Коэффициент каверзности интервала

от

до

Название

Индекс

Угол

0

40

Четвертичные отложения

Q




1,5

40

90

Журавская

свита

P2/3




1,5

90

185

Новомихайловская свита

P2/3




1,5

185

275

Атлымская свита

P1/3




1,5

275

400

Тавдинская свита

P1/3 - P2/3




1,5

400

575

Люлинворская свита

P2/2




1,5

575

675

Талицкая свита

P1




1,25

675

800

Ганькинская свита

K2




1,25

800

955

Березовская свита

K2




1,25

955

975

Кузнецовская свита

K2




1,25

975

1740

Покурская свита

K1- K2

00 30

1,25

1740

1870

Алымская свита

K1

00 30

1,25

1870

2230

Вартовская свита

K1

00 30

1,25

2230

2765

Мегионская свита

K1

00 30

1,25

2765

2795

Баженовская свита

J3

01 30

1,25

2795

2800

Георгиевская свита

J3

01 30

1,25

2800

2875

Васноганская свита

J3

01 30

1,25


Таблица 4 - Литологическая характеристика скважины


Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Стандартное описание горных парод: название, характерные признаки

от

до

Q

0

40

Озёрно-аллювиальные глины, пески серые с

прослоями алевиристых глин

P2/3

40

90

Глины зелёно-серые плотные с прослоями песка и алеврита

P2/3

90

185

Прослаивание глин буровато-серых с песками

P1/3

185

275

Пески светло-серые, кварцевые, мелкозернистые с прослоями глин

P1/3- P2/3

275

400

Глины зелёно-серые, вязкие с прослоями тонкозернистого кварцевого песка

P2/2

400

575

Глины серо-зелёные, в нижней части опоковидные, переходящие в глинистые опоки

P1

575

675

Глины тёмно-серые, в верхней части алевритистые

K2

675

800

Глины зелёно-серые, известковистые, встречен глауконит

K2

800

955

Глины серые и светло-серые, слабо алевритистые, опокрвидные

K2

955

975

Глины тёмно-серые, плотные, слюдистые

K2- K1

975

1740

Переслаивание песчаных алевролитов

K1

1740

1870

Аргиллиты тёмно-серые, плотны, крепкие

K1

1870

2230

Переслаивание пачек аргиллитов

K1

2230

2765

Переслаивание песчаников светло-серых, мелко-зернистых, глинистых, аргиллитов

J3

2765

2795

Аргиллиты битуминозные

J3

2795

2800

Тёмно-серые аргиллиты с включениями глауконита

J3

2800

2875

Аргиллиты тёмно-серые, плотные, слюдистые, алевритистые, прослоями известковистые, содержат глаукониты

^ 1.3 Зоны возможных осложнений

Таблица 5 - Прихватоопасные зоны

Индекс

Интервал

Условия возникновения

от

до

Q-Рз/2

0

400

Отклонение параметров БР от проектных, плохая очистка БР от шлама

Рз/2-J3

400

2875

Отклонение параметров БР от проектных, нахождение БК и геофизических приборов без движения более регламентирующего времени

Таблица 6 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс

Интервал



Устой-

чивость



Интенсив

ность



Проработка в

интервале

Условия возникно-



от



до



Мощность

Скоро-

сть

Q-Р3/2



0



400



3

Интенс.



400



100-120



Нарушение

технологии бурения, отклонение параметров БР от проектных

Рз/2 – К1



400



1740



3



Слабые



1340





К1-Jз



1870



2875



3



Слабые



1005







Таблица 7 - Нефгегазоводопроявления

Индекс

Интервал

Вид проявле-

Удельный вес

Условия возникнове-

от

до

К21

975

1740

Вода

1,020

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъёма инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора

К1

2275

2290

Нефть

Плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях




J3

2800

2825

нефть










1.4 Нефтегазоводоносность
Таблица 8 - Нефтеносность


Индеск

Интервал

Тип коллектора

Удельный вес

Подвижность

Содержание серы

Дебит

Газовый фактор

Плотность газа

Динамический уровинь

t жидкости в колонне

При вскрытии

репрессия

депрессия

от

до

парафина

К1(БС10)

2275

2290

Поров.

0,887

0,04

2,06/2,84

100

39

0,637

1400

30-35

25,5

110

J3(ЮС1)

2800

2825

Поров.

0,886

0,03

1,67/2,85

26

56

0,79

1400

30-35

44,8

110



Индекс

Интервал

Тип коллектора

Удельный вес

Дебит водозаб. ск-н

Хим-ий состав воды

Минерализация

от

до



CL-



SO4-2

HCO3-



Na++K+



Mg+2



Ca+2

K2-K1

975

1740

Поров.

1,01

1500-2000



99



-



1



91



4



5

12-16

J3(ЮC1)

2800

2825




1,01

37



90



-



10



97



1



2

18




1.5 Исследовательские работы в скважине
Таблица 9- Интервалы отбора керна


Индекс

Интервал

Метраж отбора керна

от

до

J3(ЮС1)

2800

2825

25

Всего: 25


Примечание:

1)при строительстве каждой скважины интервалы и мощность отбора керна уточняются геологической службой УБР и НГДУ

2)отбор керна производить в каждой 10-ой скважине, шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы УБР и НГДУ
Таблица 10 – Испытания продуктивных горизонтов


Номер обьекта

Хаар-ка обьекта

Индекс

Интер-вал

Перфорационная среда

Мощность перфорац.

Кол-во отверстий

Вид перфорации

Типоразмер перфорат.

Кол-во зарядов

Кол-во режимов

Способ вызова притока

Глубина при испытании

от

до

Вид

Уд. вес

1

Нефонтанир.

J3(ЮС1)

2800

2825

КПC-1

1,15

25

10

Кумулятивный

ПК-103

10

1

Смена глинраствора на воду, закачка пенной системы

1100



Таблица 11 – Комплекс промыслово –геофизического исследования наклонно-направленных скважин



Методы исследования

Замеры проводятся в интервале бурения под

колонну (глубина по вертикали)



От 0



От 0



От 0



от башмака

кондуктора

От

2000

До башмака

кондуктора

До 0



До 0



До 2000



До2875



А. Исследования в открытом стволе

1 .Стандартный каротаж

2.А8.0М1.0М

А8.0М1.0М

А8.0М1.0М

А8.0М1.0К

6. Микрозонды

7.Микробоковой к-ж

8 .Кавернометрия

9. Инклинометрия

10.Акустический к-ж

11 .Газовый к-ж

12.Детальный к-ж

13.Фильтрационный к-ж

14.К-Ж по давлению

15. Термометрия

16-Гамма-Гамма к-ж

17.Отбор грунтов

18.0пробыватель пласта

на кабеле

19.Индикатор

пластового давления

В. Исследования в

1 .Определение забоя

2.Цементометрия

АКЦ, ГГЦ

Индикаторным методом

3.Локация муфт

4.Гамма каротаж

5.Нейтронный к-ж

6.Перфорация ПК-105

7. Термометрия при про-



+

открытом

+

+








+
+

+

+

+


пласте

+

+
+

+
+

+

+

+

+

+


+
+

+

+

+

+
+

+

+
+

+

+

+

+
+



Таблица 12 - Отбор керна, шлама и грунтов

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Метраж отбора керна, м

От (верх)

До (низ)

1

2

3

4

К1(АС9)

К1(АС10)

К1(БС1)

2330

2365

2500

2336

2372

2506

6

7

6

Итого: 19

Примечание - При строительстве каждой скважины интервалы и мощность отбора керна уточняются геологической службой УБР и НГДУ, отбор керна производить в каждой 10-ой скважине. Шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы УБР и НГДУ.



^ 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Профиль скважины
Таблица 13 - Исходные данные для расчета профиля ствола скважины


Наименование параметра

Единица измерения

Величина

  1. ГГлубина по вертикали:

Вертикального участка

Кровли пласта

Скважины

Кондуктора

Начала интервала стабилизации

Окончания интервала стабилизации

  1. ООтклонение забоя по кровле

  2. ММаксимально допустима интенсивность изменения пространственного искривления, не более:

На участках набора, корректирования, стабилизация и уменьшение зенитного угла

  1. ММаксимально допустимое отклонение по кровле пласта

  2. ММаксимальный зенитный угол в интервале установки ЭЦН


М

М

М

М

М

М

М

Град/10м
М

Град


100

2500

2800

500

300

1800

850

2,0
1250,0

23,0










Примечания:

  1. С целью попадания забоя скважины в заданный круг пласта
    допускается производить корректирование направления
    ствола с интенсивностью не более указанной в табл.18.

  2. Интервал установки глубинно-насосного оборудования (1600 -1800 м по стволу) выдается для каждой конкретной скважины геологической службой НГДУ. В интервале установки ЭЦН (длина интервала не менее 40 м) должна выдерживаться интенсивность не более 0,25°/10м.





^ 2.2 Конструкция скважины
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования (глубинах верхней и нижней границ каждого интервала).

Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально – технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:

- безусловное доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено

на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико–технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом);

- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:

1. Направление – для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины;


  1. Кондуктор – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;



3. Эксплуатационная колонна – для крепления и разобщения продуктивных

горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначены для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Таблица 14 - Конструкция скважин


Наименование колонны

Диаметр колонны, мм

Диаметр долота, мм

Интервалы спуска колонн, м

Интервалы цементирования колонн, м

Кондуктор

244,5

295,3

0-500

0-500

Эксплуатационная колонна

168,3

215,9

0-2800

350-2800

^ 2.3 Комплект КНБК по интервалам бурения

Особое место на территории Тюменской области занимает кустовое строительство скважин, позволившее в труднодоступном заболоченном и за­селенном регионе успешно осуществлять на насыпных островах строитель­ство необходимого числа скважин для обеспечения быстрого наращивания темпов добычи нефти и газа.

Кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сокра­тить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатацион­ными скважинами, а также дорогами и проложенными к ним трубопровода­ми. Учитывая, что с куста бурят наклонно-направленные скважины, в качест­ве основного способа бурения выбираем бурение с использованием забойно­го двигателя - турбобура, и только для бурения под направление используют роторное бурение.
Компоновка низа бурильной колонны:

Вертикальный участок 0-70

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240, Т12РТ-240

3) Обратный клапан

4) УБТ-178x90-12м

5) ТБПК127х 9 - ост
Участок набора зенитного угла 70-18,9

1) Долото 295,3 СГНУ К-58

2) ТСШ-240

3) Кривой переводник КП 2-2,5 град.

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ-178x90-12м

6) ЛБТ-147х11-48м

7) ТБПК127х9-ост
Участок добуривания под кондуктор 218,9- 410

1) Долото 295,3 СГНУ Я-58

2) Калибратор 13КИ 295,3 МСТ

3) ТСШ-240

4) Обратный клапан БОКС 178

5) УБТ- 178x90 -12м

6) Центратор

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК127х9-400м

9) ЛБТ-147х11 - остальные

Участок стабилизации зенитного угла 410-2209

1) Долото 215,9МЗГВК-155

2) Калибратор 9К-215,9МС

3) Центратор 210-214 мм

4) ЗТСШ-195

5) Обратный клапан БОКС 178

6) УБТ-178x90-24м

7) ЛБТ-147х11-48м

8) ТБПК 127x9-400м

9) ЛБТ-147х11 -остальные

Участок падения зенитного угла 2209-3038

1) Долото 215,9 МЗГВЯ-155

2) ЗТСШ-195

3) УБТ-178x90-24м

4) ЛБТ-147х11-48м

5) ТБПК127х 9 400 м

6) ЛБТ-147x11 –остальные
^ 2.4 Виды и параметры бурового раствора

Тип бурового раствора (его компонентный состав) зависит от физикомеханических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений и забойной температуры. На Родниковом месторождении для бурения скважин под кондуктор применяют глинистые буровые растворы, представляющие собой коллоидную смесь воды и глины. Качество этих растворов характеризуется следующими показателями свойств: плотность 1050-1170 кг/м3; условная вязкость 18-60 сек; показатель фильтрации до 15 см за 30 мин; статическое напряжение сдвига 20-45 мгс/см3 . В глинистых растворах в качестве дисперсной фазы используют глину или глинопорошок, высокоокисленный битум, различные виды утяжелителей.

Буровой раствор - важнейший элемент в технологии бурения, который определяет стоимость, технико-экономические показатели и качество строительства скважин. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции: выносить шлам на поверхность, предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины, обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов, создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом, быть экологическим чистым, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления, иметь стабильные во времени свойства, передавать гидравлическую мощность забойным двигателям и др. Бурение из под кондуктора начинается с промывкой скважины технической водой с параметрами 1060 - 1100 кг/м3. При дальнейшем бурении скважины раствор получается самозамесом с увеличением плотности и вязкости. Дальнейшее бурение ведется с последующей наработкой раствора. Продуктивный пласт вскрывается на глинистом растворе с низким показателем водоотдачи В = 6-4 см3/ЗОмин. с целью сохранения максимального дебита скважин.

Таблица 15 - Типы и параметры бурового раствора


Тип раствора

Интервал м

Параметры бурового раствора



От (верх)



До (низ)



Плотность,

г/см3



Вязкость, сек


Водоотдача,

см3/30мин


СНС, мгс/см2

через

Толщина корки, мм

Содержание песка, %

pH

1 минуту

10 минут

Глинистый

0


410


1,16

-

1,18

50-

60

8-6

15

25

1,5

1,5

-2

7-

8

Тех. вода,

Естественный глинистый

410

1000

1,0-

1,08

15-

20

15-

10

0-5

0-10

1,5-1

1

6-

7

Естественный

глинистый

1000

2250

1,10

-

1,14

23-

25

8-6

5-10

10-

15

1,5-

0,5

1 ,

7-

8

Естественный

глинистый

2250

3038

1.14

-

1.16

25-

27

6-4

5-10

10-

15

0,5

0,5

7-

8



^ 2.5 Химическая обработка бурового раствора

Для улучшения качества буровых растворов их обрабатывают химическими реагентами. В настоящее время бурение с промывкой ствола скважины необработанными растворами проводят только при небольших глубинах и в не осложненных условия

Химические реагенты делятся:

По действию на свойства бурового раствора: понизители водоотдачи, вязкости, пептизаторы, структурообразователи, коагуляторы.

По отношению к действию солей: солестойкие, несолестойкие.

По отношению к температуре: термостойкие, нетермостойкие.

Согласно выбранным ранее типам и параметрам буровых растворов выбираем их химическую обработку следующими реагентами:

Гивпан - гидролизованное волокно полиакрилнитрильное - вязкая

жидкость от бело-серого до темно-коричневого цвета. Поставляется в металлических бочках емкостью 100 литров. Высокоэффективный полимер акрилового ряда. Является регулятором реологических и фильтрационных войств бурового раствора. Его действие проявляется в зависимости от концентрации в растворе глинистой фазы: при высокой - даже незначительный процент (0,05) гивпана, вызывает структурообразующее действие; при низкой - гивпан проявляет себя как стабилизатор и флокулянт, и при достижении концентрации 0,4-0,6 %, переводит раствор на полимерную основу с низкими значениями условной вязкости, фильтрации и СНС. Реагент вводится в раствор непосредственно в желобную систему или под выкид линии "ШН". При работе с реагентом необходимо пользоваться защитнымиочками и спецодеждой.

НТФ - нитрилотриметрилфосфоновая кислота - порошок белого цвета отечественного производства, поставляется в фанерных барабанах массой 30 кг. Эффективный понизитель вязкости буровых растворов на водной основе. Хорошо растворим в воде в любых концентрациях, при приготовлении не требуется длительного перемешивания, совместим с большинством применяемых химических реагентов. Общий расход на скважину 0.02-0,04 % от объема бурового раствора. Реагент может быть использован в качестве добавки, связывающей ионы кальция цемента. НТФ - относится к разряду умеренно токсичных веществ. Работы с ним должны производиться в резиновых перчатках и защитных очках. При попадании в глаза необходимо хорошо промыть водой.

Кем-Пас - среднемолекулярный сополимер полиакрилата натрия с

высоким анионным зарядом. Реагент импортного производства эффективный понизитель фильтрации бурового раствора . Термостоек до 200 град. С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Хорошо растворим в воде. Общий расход на скважину до 175 кг. Применяется в сочетании с реагентом Поли-Кем"Д". Приготовляется в гидромешалке дозировками не более 10 кг. Реагент пожаро- и взрывобезопасен. При попадании на кожу и в глаза необходимо промыть обильной струей воды.

Поли-Кем"Д"- высокомолекулярный анионный полиакриламид импортного производства. Обладает высокой ингибирующей смазочной способностью, Хорошо растворим в воде. Термостоек до 200 град С. Поставляется в полиэтиленовых мешках массой 25 кг. Общий расход на скважину до 35 кг. Применяется в сочетании с реагентом Кем-Пас. Приготавливается в гидромешалке перемешиванием в течении 30-40 мин., не более 3 кг. Реагент пожаро- и взрывобезопасен. При попадании на кожу и в глаза необходимо промыть обильной струей воды.

^ Кальцинированная сода - порошок белого цвета. Поставляется в бумажных мешках массой 50кг. Применяется для улучшения распускаемости немодифицированного глинопорошка. Расход - 3% от веса глинопорошка. При работе с реагентом необходимо пользоваться защитными очками и спец.одеждой. При попадании на открытые участки кожи необходимо обильно промыть водой.

Графит - это серый кристаллический порошок, нерастворимый в воде. Смазочная способность в два раза ниже, чем у нефти. Рекомендуется для обработки бурового раствора в количестве 0,5-0,7 % к объему раствора.

Данные по химической обработке буровых растворов приведены в таблице 7.

Таблица 16 - Химическая обработка буровых растворов


Интервал, м

Типы химических реагентов для

Расход химических реагентов, кг

От (верх)

До (низ)

данного интервала

Для 1 м проходки

Для всего интервала

0

410

Гивпан

Графит

Кальцинированная сода

0,6

0,4

0,5

246

164

205

410

1000

Поли-Кем"Д"

Кем-Пас

НТФ

Графит

0,04

0,2

0,017

0,63

23,6

118

10,03

371,7

1000

2250

Поли-Кем"Д"

Кем-Пас

НТФ

Графит

0,04

0,2

0,017

0,63

50

250

21,25

787,5

2250

3038

Поли-Кем"Д"

Кем-Пас

НТФ

Графит

0,04

0,2

0,017

0,63

31,5

157

13,4

496


^ 2.6 Параметры режима бурения
Под режимом бурения понимается сочетания параметров, которые влияют на показатели работы долота и которые бурильщик может оперативно изменить с поста управления. Это такие параметры как: осевая нагрузка на долото Рg; расход промывочной жидкости Q; частота вращения долота.

Параметры режима бурения наклонно – направленной скважины на месторождении приведены в таблице
Таблица 17- Параметры режима бурения


Интервал по стволу

Режим бурения

от

до

Q (л/c)

Pg

nоб/мин

0

400

0,034

0,1

420-450

400

2250

0,024

0,12

485-530

2250

3038

0,024

0,14

485-530
  1   2   3

Реклама:





Скачать файл (795 kb.)

Поиск по сайту:  

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