скачать рефераты

МЕНЮ


Буровые промывочные растворы

Буровые промывочные растворы

Министерство образования Российской Федерации

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовая работа

по дисциплине “Буровые промывочные растворы”

Выполнил:

Проверил:

Уфа 2004 г

Содержание

Введение

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2 Нефтегазоводоносность

1.3 Осложнения

1.4 Конструкция скважины

1.5 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения
1.6 Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения
1.7 Применяемое оборудование в циркуляционной системе
1.8 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

2.2 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

2.3 Обоснование параметров бурового раствора

2.4 Обоснование рецептур буровых растворов

3. Уточнение рецептур буровых растворов

3.1 Постановка задачи

3.2 Разработка матрицы планированного эксперимента

33.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение

3.4 Определение оптимальной концентрации реагентов

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

5. Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления буровых растворов

5.2 Выбор оборудования для приготовления буровых растворов

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

6.1 Контроль параметров буровых растворов

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

6.3 Управление свойствами буровых растворов

7. Мероприятия по экологической безопасности применения буровых растворов

7.1 Охрана окружающей среды и недр

7.2 Охрана труда

Библиографический список

Введение

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

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

Целью данного курсового проекта является проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Сугмутского месторождения. А также определения потребного количества химреагентов по интервалам бурения. Кроме того, необходимо усвоить управление свойствами буровых растворов в процессе бурения.

Качественно приготовленный и хорошо подобранный раствор - это пятьдесят процентов успешного бурения без осложнений и аварий.

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разрезаТаблица 1

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 (60), пески (40)

М

20

439

Эоцен-олигоцен. отложения

P3- Pg2

2,1-2,3

0-0,23

50

10-15

Глины листоватые (60), с прослоями кварцевого песчаника (40)

439

485

Талицкая свита

Pg1t1

2,3

0,26

100

15

Глины (80), в нижней части алевриты (20)

485

611

Ганькинская свита

K2gn

2,3-2,32

0,26

100

15

Глины (80), с прослоями алевролитов (20)

611

752

Славгородская свита

K2slg

2,35

0,27

100

15

Глины (70), с прослоями алевролитов (20) и песчаников (10)

752

818

Ипатовская свита

K2ip

2,35

0,27

100

15

Алевролиты (60) и песчаники (30) с прослоями глин (10)

818

850

Кузнецовская свита

K2kz

2,35

0,27

140

20

Глины (50) в основании свиты пески (25) и алевриты (25)

850

1535

Покурская свита

K2-1pk

2,15-2,2

0,27

150

30

Песчаники (50), алевролиты (30), глины (20)

МС

1535

1616

Верхеневартовская свита

K1vrt3

2,1-2,2

0,29

170

50

Глины (65), с прослоями песчаников (20) и алевролитов (15)

С

1616

1748

Средневартовская свита

K1vrt2

2,1-2,2

0,29

170

1748

2060

Нижневартовская свита

K1vrt1

2,1-2,2

0,29

170

2060

2210

Тарская свита

K1tr

2,18-2,4

0,298

180

50

Песчаники (50), с прослоями алевролитов (20) и глин (30)

2210

2320

Куломзинская свита

K1k1

2,18-2,4

0,298

190

60

Глины аргиллитоподобные (75), с линзами алевролитов (15), песчаников (10)

2320

2430

Ачимовская свита

K1ach

2,4

0,30

190

Аргиллиты

2430

2460

Баженовская свита

J3bz

2,4

0,304

190

60

Аргиллиты битуминозные

2460

2465

Георгиевская свита

J3gr

2,4

0,304

190

60

Аргиллиты

2465

2515

Васюганская свита

J3nn

2,1-2,4

0,304

140-230

60

Песчаники (50), алевролиты (30), аргиллиты (20)

2515

2545

Тюменская свита

J3tm

2,1-2,4

0,304

140-230

60

Неравномерное чередование аргиллитов (40), песчаников (30), алевролитов (30)

С

1.2 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, м3/м3

Давл. насыщения в пласт. усл-ях, кгс/см2

J3nn

(Ю11)

2415

2428

Поровый

0,806

0,863

0,03

0,44

3,76

95

57

66

J3nn

(Ю13)

2439

2455

Поровый

0,806

0,863

0,03

0,44

3,76

25

71

66

Таблица 3

Водоносность

Индекс стр. подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Свободный дебит, м3/сут

Химический состава воды % эквивалентной форме

Степень минерализации, г/л

Тип воды по Сулину

Является ли источником питьевого снабжения

анионы

катионы

от (верх)

до (низ)

Cl-

SO4-

HCO3-

K+Na

Mg

Ca

P - Qg

0

480

поровый

Нет данных

1

ГКН

нет

Крк2-1

835

1515

поровый

>100

92

-

8

88

3

9

24

ХК

нет

Кb1-Ka1

1640

2410

поровый

6

Нет данных

20

9-24,6

ХК

нет

Jnn3

2413

2470

поровый

Нет данных

2

25

16,9-25,3

ХК

нет

Jtm2

2470

2500

поровый

48,4

Нет данных

-

25

ХК

нет

1.3 Осложнения

Таблица 4

Поглощение бурового раствора

Индекс стр. подразделения

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5


Copyright © 2012 г.
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.