Технологія промивання свердловин (на прикладі свердловини №8 Краснозаводської площі) (курсова)

Язык: украинский
Формат: курсова
Тип документа: Word Doc
0 3338
Скачать документ

Курсова робота

Технологія промивання свердловин (на прикладі свердловини №8
Краснозаводської площі)

Вступ

Технологія промивання свердловин – це комплекс технологічних процесів і
операцій з приготування, очищення, обробки і циркуляцій бурового
розчину. Стан технологій промивання – визначальний фактор в покращенні
техніко-економічних показників буріння свердловин. Від стану промивання
свердловини значною мірою залежить якісна проводка стовбура, розкриття
продуктивних горизонтів.

Ця курсова робота має за мету вибір та регулювання параметрів бурового
розчину при бурінні свердловини №8 Краснозаводської площі і розробку
основ технології промивання свердловини.

Краснозаводська площа знаходиться в північно-західній частині
Дніпрово-Донецької западини і приурочена до північно-східної частини
Срібнянської депресії.

Площа розміщена в перспективній зоні нафтогазоносності, доведеної
бурінням і випробуванням свердловин №2, 3, 4, 5, 6, 7 де 3
верхньовізейського під’яруса одержані промислові притони газу.

В адміністративному відношенні свердловина №10 Улянівської площі
знаходиться на території Новословського району Дніпропетровської
області.

Населені пункти поблизу проектної свердловини с. Улянівка. До с.
Улянівка 16 км.

Зв’язок проектованої свердловини з основними населеними пунктами
здійснюються автострадами Харків-Дніпропетровськ.

Забезпечення бурової питною водою передбачається здійснювати із водяної
свердловини глибиною 110 м. (очікуваний дебіт 5м3/год)

Клімат району помірно-контенинтальний (середньорічна температура повітря
6-7 0С).

Енергопостачання бурової забезпечують дизельні двигуни внутрішнього
згорання та дизель-електростанція.

Постачання матеріалом, інструментом та допоміжним обладнанням буде
завозитись з бази експедиції, що знаходиться в м. Пирятин на відстані
121 км.

1. Загальні відомості про свердловину.

Свердловина №10 Улянівської площі буриться з метою розвідки покладів
газу з верхньовізейських відкладок на глибину 5600 м. Роботи веде
Шебелинське ВБР.

Проектний стратиграфічний розріз свердловини приведений в таблиці 1.1, а
літологічна характеристика свердловини в табл.. 1.2

Таблиця 1.1

Вік відкладів Глибина залягання, м. Кут падіння порід

Від До

1 2 3 4

Четвертинні, неогенові, палеогенові 0 360 0-2

Верхньокрейдяні 360 870 0-2

Нижньокрейдяні 870 1060 0-2

Верхньоюрські 1060 1350 0-2

Середньоюрські 1350 1510 0-2

Тріасові 1510 2320 0-2

Нижньопермські 2320 2430 0-2

Верхньокам’яновугільні 2430 3070 2-5

Середньокам’яновугільні 3070 3070 2-5

Нижньокам’яновугільні 3070 3960 2-5

Середховський ярус 3960 4370 2-5

Візейський ярус 4370 5600 2-5

Літологічна характеристика свердловини.

Таблиця 1.2

Інтервали глибини Індекс стратеграф.

підрозділів Короткий літологічний опис порід

Від до

0 360 Q+N+P Рослинний шар, суглини, глини, піски, шергелі.

360 870 K2 Крейда з прошарками глини та шергелів

870 1060 K1 Пісок сірий з прошарками глини

1060 1350 I3 Глини сірі, щільні з прошарками вапняків.

1350 1510 I2 Глини сірі, щільні, піски бурі

1510 2320 T Глини сірі з прошарками пісків і аргілітів, пісковини.

2320 2430 P1 Ангідрити щільні з прошарками глини і аргілітів

2430 3070 C3 Пересування пісковиків з прошарками аргілітів

3070 3470 C2 m Піски з прошарками аргілітів

3470 3960 C2 b Піски з прошарками аргілітів і вапняків

3960 4370 C1 s Аргіліти з прошарками алевролітів і пісковиків

4370 5600 C1 I Пісковики з прошарками аргілітів, алевролітів, вапняків

Дані про тиски та температури по розрізу свердловини приведені в таблиці
1.3

Характеристика тисків і температур

Таблиця 1.3

Глибина, м. Пластовий тиск, мПа Паровий тиск, мПа Тиск гідро- розриву,
Пластова температура 0С

1 2 3 4 5

1060 10,6 10,6 18,0 24

2150 21,7 21,7 37,0 46

3000 32,1 32,1 56,4 65

3500 37,4 37,4 63,7 77

3950 43,0 43,0 72,0 95

4500 48,6 48,6 85,5 105

5270 57,0 57,0 100,0 120

1 2 3 4 5

5450 64,8 62,1 103,0 125

5530 60,3 69,1 104,5 128

5600 61,0 73,4 106,0 130

Дані про фізико-механічні властивості гірських порід приведені в таблиці
1.4

Фізико –механічні властивості гірських порід.

Таблиця 1.4

Інтервал, м. Твердість, мПа Абразивність, мм. Категорія порід по
буримості

Від До

0 360 500-1200 0,2-16 І-ІІ

360 870 580-4850 0,2 І-ІІ

870 1060 2700 9,5 ІІІ

1060 1510 900-1400 0,3-17,5 І-ІІ

1510 2320 1250-3200 8,3-21,5 ІІ-І

2320 2430 2000-11000 1,5-5,8 III-V

2430 3960 10000-15000 30-50 III-V

3960 5600 10000-13000 30-70 III-VIII

Технологічні умови буріння свердловини характеризуються такими
факторами:

Нестійкість ствола свердловини в четвертинних відкладах, можливість
обвалів стінок свердловини і поглинають бурового розчину;

Небезпека розбухання мерельно-крейдової товщі верхньокрейдяних відкладів
і звуження ствола свердловини при фільтрації, більшій 10м3/30хв.;

Можливість поглинання бурового розчину в сеньоманських відкладах
верхньої і нижньої крейди, пори і тріоса при розкритті їх розчином з
густиною, більшою 1200кг/м3;

Можливість звуження ствола свердловини в шипистих відкладах юри і
тріоса;

Небезпечне утворення неолобних виробок в пластичних породах юри і
тріоса;

Осипання оргілітів у відкладах нижнього карбона при густині розчину
нижче 1300кг/м3.

Відомості про результати випробування свердловини на Крснозаводській
площі приведені в таблиці 1.5

Даних про склад пластових вод немає.

Конструкція свердловини.

Кондуктор ? 0,351 м. опускається на глибину 380 м. Буріння ведеться
долотом діаметром 0,2953 з розширювачем діаметром 0,4445 м.

Проміжна молота діаметром 0,245 м. опускається на глибину 3950 м.
Буріння ведеться долотом діаметром 0,2953 м.

Експлуатаційна колона діаметром 0,140 м. опускається на глибину 5600 м.
Буріння ведеться долотом діаметром 0,2159 м. Всі колони цементуються до
гирла.

№ свердловини Інтервал, м. Вік пласта Діаметр штуцера, мм. Дебіт
Пластовий тиск, мПа Густина, кг/м3, 1х103

Газ тис. м3/с Конденсат м3/с Вода м3/с

Газ Конденсат Вода

2 5443-5446 С1 У2 8 59,27 – 5,7 57,15 0,657

1,05

В-23

3 5348-5359 С1 У2 6 85,11 2,4 – 57,27 0,65 0,7424 –

В-22Н

5266-5278 С1 У2 6 80,06 13,5 – 57,04 0,685 0,7552 –

В-2213

4 5297-5335 С1 У2 13 479,8 4,3 – 57,48 0,7004 0,7676 –

В-22Н

5 5326-5336 С1 У2 7 53,5 1,3 9,1 57,47 0,701 0,8027 1,04

В-22Н

7 5338-5351 С1 У2 7 78,89 – – 56,63 6,7036 – –

Результати випробування і дослідження свердловин Улянівської площі.

Таблиця 1.5

Очікувані коефіцієнти навернозності приведені в таблиці 1.6

Таблиця 1.6

Інтервал, м. Очікуваний коефіцієнт навернозності (по діаметру)

Від До

0 360 1,20

360 2150 1,07

2150 3960 1,15

3960 5600 1,25

Дані про режим роботи бурових насосів під час буріння приведені в

таблиці 1.7

Таблиця 1.7

Інтервал буріння, м. Кількість працюючих насосів, шт.. Діаметр
циліндрових втулок, мм. Кількість подвійних ходів хід/хв.. Тиск на
насосах, мПа Подача насосів, м3/с

0-380 1 0,200 63 3,44 0,040

380-1840 2 0,150 62 10,6 0,042

1840-3950 2 0,150 47 9,54 0,032

3950-5100 1 0,150 65 10,21 0,022

5100-5600 1 0,150 65 11,77 0,022

Відомості про конструкції бурових колон приведені в таблиці 1.8

Конструкція бурових колон.

Таблиця 1.8

Тип труб Товщина стінки, мм. Довжина секції, м

Інтервал 0-380

УБТ-229 0,0645 36

УБТ-203 0,0565 26

УБВ-140 0,010 318

Інтервал 380-3950

УБТ-203 0,0565 232

ТБПВ-127 0,009 1718

ТБВ-140 0,010 2000

Інтервал 3950-5600

УБТ-178 0,053 215

ТБПВ-114 0,009 1885

ТБПА-127 0,009 2000

ТБВ-140 0,010 1500

2.Короткий огляд фактичного стану промивання свердловин.

Відомості про них, параметри н хімічну обробку розчинів, що
використовують при бурінні свердловини приведені в таблиці 2.1

Таблиця 2.1

Інтервал буріння, м Тип бурового розчину Параметри розчину Хімічні
реагенти обважувачі

(, кг/м3 Т, с (1/(10 qПа Ф см3/30хв. К, мм. П, % рН

0-380 глинистий 1160 40 20/30 6 1 3 7 КМЦ, ПВЛР, графіт

380-2500 Гуманно-акриловий 1120 20-30 20/30 4-5 1 2 7 Гіпси, Т-80, ПВЛР,
ПАА, КССБ, КМЦ

2500-3950 Високо-калієвий 1180 40-50 50/70 5-6 1 2 7 СаСІ2, КССБ, Т-80,
графіт барит

3950-5400 калієвий 1320 40-80 40/60 5-6 1 2 8 КСІ, КССБ, КМЦ, ПВЛР,
графіт, барит

Співставлення даних приведених в таблиці 2.1 та технологічних умов
буріння, приведених в розділі 1, дає можливість зробити висновок, що в
основному типи розчинів вибрані вірно. Сумнів впливає інтервал 0-380 м.,
де можливі обвали стінок свердловин, складених суглинами та глинами. В
цьому інтервалі можливо необхідно використати не глинистий а інгібований
розчин.

Але так, як довжина інтервалу незначна, породи відносяться до І-ІІ
категорії буримості, то буриться він невидимо і кріпиться кондуктором.
Тим більше, що надалі він переводиться гумосно-акриловий, а не
утилізується. Інші розчини відповідають умовам буріння.

Для приготування розчинів використовується двовальна глиномішалка МГ 2-4
та фрезерно струменевий млин ФСМ-3. За допомогою ФСМ-3 проводиться
обважнення бурового розчину. Очищення розчину ведеться за допомогою
вібросита ВС-2, пісковідділювача ПГ-50 та муловідділювача ИГ-45.
Дегазація проводиться за допомогою вандумного дегазатора ДВС-2.
Застосування обладнання відповідає технологічним вимогам щодо якості
приготування, очищення, обважнення та хімічної обробки застосування
розчинів є досить надійним та ефективним у помірних кліматичних умовах.

3. Типи та параметри проектних бурових розчинів.

Як було вказано вище, застосовувані бурові розчини розчині в основному
відповідають умовам буріння. У відповідності із застосуванням та
проектування, буріння під експлуатаційну колону повинна вестись н
соленасиченому буровому розчині. Соленасичені розчини застосовуються в
основному для розбурювання солей без прошарків теригенних відкладів, а
також при високій температурі (до 160 0С) [2]

Умови буріння проектованої свердловини не зовсім відповідають цим
умовам. Доцільніше застосувати інгібований буровий розчин.

Соленасичений розчин також має інгібуючі властивості по відношенню до
глин та вапняків, якими в основному приготовлений розріз свердловини.
Крім того соленасичений розчин виступає інгібітором для глинистих
цементів в пісковикових колекторах, що дозволяє не знижувати природну
проникність колектора. Інгібуюча властивість солених розчинів залежить
від активності водної фази. В соленасиченому пластичному розчині
застосовують NaCl. Кращими від галіту понижувачами активності глинистої
фази є сільвін (КCl) та CaCl2. Ці солі, як і NaCl, є коефіцієнтами тому
було б доцільно застосувати соленасичений буровий розчин на основі КCl,
а не NaCl, що більш відповідає умовам буріння. Але з відповідності із
завданням використовують стабілізований соленасичений розчин [2]

Густина бурового розчину розраховується за формулою 3.1

де q – прискорення вільного падіння м/с2

Рnл – пластовий тиск, Па

?Р – рекомендована різниця між пластовим тиском в свердловині, Па

Н – глибина розрахованого інтервалу, м.

У відповідності 3 (3)

При Н<1200 м. ?Р=(10:15) % від Рnл але не більше 1,5 мПа.При Н=1200:2500м. nP=(5:10) % від Pnл але не більше 2,5 мПа.При Н>2500 ?Р=(4:7) % від Рnл але не більше 3,5 мПа.

Інтервал 0-380 м.

?Р=3,8·106·(0,1:0,15)=(0,38:0,57)·106Па

Інтервал 380-1160

?Р=10,6·106·(0,1:0,15)=(1,06:1,57)·106Па

Приймаємо (1,06:1,5)·106Па

Інтервал 1160-2150

?Р=21,7·106+(0,05:0,1)=(1,08:2,17)·106Па

Інтервал 2500-3950

?Р=43,0·106·(0,04:0,07)=(1,72:3,01)·106Па

Інтервал 3950-4500

?Р=48,6·106·(0,04:0,07)=(1,94:3,4)·106Па

Інтервал 4500-5270

?Р=57,0·106+(0,04:0,07)=(2,28:3,99)·106Па

Приймаємо (2,28:3,8)·106Па

Інтервал 5270-5450

?Р=64,8·106+(0,04:0,07)=(2,59:4,54)·106Па

Приймаємо (2,59:3,5)·106Па

Інтервал 5450-5530

?Р=60,3·106+(0,04:0,07)=(2,41:4,22)·106Па

Приймаємо (2,41:3,5)·106Па

Інтервал 5530-5600

?Р=61,0·106·(0,04:0,07)=(2,44:4,27)·106Па

Приймаємо (2,44:3,5)·106Па

необсадженого

В останньому інтервалі густина перевищує розрахункові значення. Це можна
пояснити невірно вибраною конструкцією свердловини (несумісні умови
буріння). Зміна конструкцій свердловини цією роботою не передбачена,
тому, щоб запобігти флютдопроявленості в інтервалі 5270-5450, приймаємо
густину 1270 кг/м3.

У зв’язку з відсутністю даних про густину порід по розрізу свердловини,
розрахунок статичного напруження зсуву не проводимо. У відповідності з
рекомендаціями [2] для соленасиченого розчину приймається (1=24:90gПа;
(10=36:135gПа

Фільтрацію розчину розраховуємо за формулою 3.2 приведеною в [4]

(3,2)

?Р – різниця між тиском в свердловині та пластовим мПа

Однак в соленасиченому розчині таку фільтрацію підтримувати технологічно
неможливо.

Тому приймаємо Ф3о=(4:5) см/30хв

Інші параметри соленасиченого розчину у відповідності з [2] приймаємо
такими:

– умовна в’язкість Т=40:60с; рН=7,5:8,5;

– товщина глиняної кірки – до 1мм.;

– вміст піску – до 2%;

Інтервал буріння, м. Тип бурового розчину Параметри розчину Хімічні
реагенти обважнювачі

(, кг/м3 Т, с (1/(10 gПа Ф3 см/30хв К, мм. П, % рН

0-380 Глинистий 1160 40 20/30 6 1 3 7 КМЦ, ПВЛР, графіт

380-2500 Гуматно-акриловий 1120 20-30 20/30 4-5 1 2 7 Гіпси, Т-80, ПВЛР,
ПАА, КССБ, КМЦ

2500-3950 Високо-калієвий 1180 40-50 50/70 5-6 1 2 7 СаСІ2, КССБ, Т-80,
графіт, барит

3950-5600 Калієвий 1320 40-80 40/60 5-6 1 2 8 КСІ, КССБ, КМЦ, ПВЛР,
графіт, барит

4. Рецептура хімічної обробки і обважнення проектного розчину.

Стабілізований соленасичений розчин [2] крім глини, води, солі і
нафтопродуктів вміщує солестійкий поліметричний реагент (крохмаль, КМЦ
або акриловий полімер). Для попередження зволоження і втрати стійкості
гіпсовий пропластків розчин обробляється понижувачами фільтрації.
Термостійкість соленасиченості стабілізованого розчину залежить від
використовуваного полімерного реагента і коливається в межах 100-270 0С.
Враховуючи, що температура на вибої складає 180 0С, виберемо КМЦ-500,
яка витримує температуру до 150 0С.

Розчин готують із попередньо гідратованого в прісній воді глинопорошна
(МБМБ). На приготування 1м3 розчину необхідно:

80-200 кг. глинопорошна і 730-690 л. води;

10-20 кг. Na2СО3 і 20-30 кг КМЦ-500;

80-100 л. нафти і 10-20 кг. КССБ-4;

10-20 кг. NaОН і 240-260 кг. NaСІ. Обважнював (барит) домішується до
одержання необхідної густини.

Для захисту глинистих частинок від солевої агресії розчин до засолення
обробляється полімерним реагентом.

Фільтрація в процесі буріння регулюється домішками полімерного реагента.
На одну обробку витрачається 3-5 кг/м3. Частота обробки залежить від
показника фільтрації.

Якщо не дивлячись на великі домішки реагента, фільтрація понижується
незначно, то слід провести обробку кальцинованою содою

(1:3 кг/м3). При необхідності зниження структурно-механічних показників
домішується 10% водний розчин КССБ-4 з рН=9. Для підвищення структурних
показників вводять глинисту пасту.

В фільтраті контролюють загальну мінералізацію.

В таблиці 4.1 приведені запропоновані розчини та їх показники.

Таблиця 4.1

Інтервал буріння, м. Тип бурового розчину Параметри розчину Хімічні
реагенти обважнювачі

(, кг/м3 Т, с (1/(10 gПа Ф3 см/30хв К, мм. П, % рН

0-380 Глинистий 1150 40 20/30 6 1 3 7 КМЦ, ПВАР, графіт

380-2150 Гуматно-акріловий 1130 20-30 20/30 4-5 1 2 7 Гіпс, Т-80, ПВЛР,
ПАЛ, КССБ, КМЦ

2150-3950 Високо-кальцієвий 1170 40-50 50/70 5-6 1 2 7 СаСІ2, КССБ,
Т-80, графіт, барит

3950-5270 Стабілізований 1160 40-60 24-90 4-5 1 2 7,5-8,5

5270-5600 Соленасичений 1270

36-133

10 CLS

15 PRINT « розрахунок густини »

20 INPUT « ведіть кількість інтервалів »; N

30 FOR I-1 TO N

40 INPUT « глибина свердловини, м Н »; Н(І)

60 INPUT « пластовий тиск, мПа Рпл .»; PL (I): PL (I)=PL (I)*10^6

70 IF H (I)<=1200 THEN K1(I)=1.1:K2(I)=1.15:DP=1.5*10^6:GOTO 13080 IF H (I)<=2500 THEN K1(I)=1.05:K2(I)=1.1:DP=2.5*10^6:GOTO 13090 IF H (I)>2500 THEN K1(I)=1.04:K2(I)=1.07:DP=3.5*10^6

130 P1(I)=PL(I)*K1(I)

140 P2(I)=PL(I)*K2(I):Z(I)=1

150 DP(I)=P2(I)-PL(I)

170 IF DP(I)>=DP THEN P2(I)=PL(I)+DP :Z(I)=2

175 R1(I)=P1(I)/(9.8*H(I))

180 R2(I)=P2(I)/ (9.8*H(I))

200 NEXT I

201 PRINT «результати розрахунку»

ІН Глибина свердловини Тиск пл..і Густина мінім Густина макс К1 К2
Варіант

, м , аПа , кг/куб.м

210 FOR I=1 TO N

220 PRINT USING

221 IF N=1 THEN 240

224 IF I=N THEN 240

250 NEXT I

260 PRINT “Друкувати?”(Y/N)

301 LPRINT “результати рахунку”

ІН Глибина свердловини Тиск пл..і Густина мінім Густина макс К1 К2
Варіант

, м , аПа , кг/куб.м

321 IF N=1 THEN 340

324 IF I=N THEN 340

350 NEXT I

360 END

Результати розрахунку

ІН Глибина свердловини Тиск пл..і Густина мінім Густина макс К1 К2
Варіант

, м , аПа , кг/куб.м

1 1060 10,6 1122 1165 1,10 1,15 2

2 3950 43,0 1155 1189 1,04 1,07 1

3 5600 61,0 1156 1175 1,04 1,07 2

5. Приготування, технологія обробки і контроль параметрів
стабілізованого соленасиченого розчину.

Стабілізований соленасичений розчин готується із попередньо
гідралізованого в простій воді бентонітового глинопорошку (ПБМБ). В
приготовану глинисту суспензію домішується кальційована сода. Потім
домішується реагент – стабілізатор (КМЦ-500), лігносульфонатний реагент
(КССБ-4), нафта і в останню чергу сіль до насичення. Обважнювач
домішується до одержання необхідної густини.

Розрахуємо необхідну кількість розчинів для буріння свердловини. При
розрахунку зробимо такі допущення.

До глибини 3950 м. (до спуску проміжної колони) продуктивних пластів не
очікується, тому запас реагенту на поверхні не створюється (коефіцієнт
запасу =1)

Глинистий розчин який використовується при бурінні під кондуктор є
можливість провести в гуматно-акріловий, а гуматно-акріловий в свою
чергу – в висококальцієвий

При бурінні під експлуатаційну колону враховуючи, що свердловина
розвідково газова, на поверхні створюється запас розчину, що дорівнює
об’єму свердловини на кінець буріння (коефіцієнт запасу =2)

Висококальцієвий розчин перевести в стабілізований соленасичений
неможливо, тому після буріння під проміжну колону проходить повна заміна
розчину.

Норми розходу бурового розчину поінтервально з врахуванням діаметра
свердловини та витрат при очищенні, циркуляції, фільтрації і т.д. без
запасу на поверхні у відповідності з [1] приведені в таблиці 5.1

Таблиця 5.1

Інтервал буріння, м Діаметр долота, м Норма розходу на 1 м. Проходить з
врахуванням об’єму, м3

0-380 0,4445 0,83

380-3950 0,2953 0,37

3950-5600 0,2159 0,31

Об’єм бурового розчину розраховуємо за формулою 5.1

(5.1)

Vобє – об’єм обсадженої глибини свердловини, м3;

l – довжина інтервалу;

a – коефіцієнт запасу розчину на поверхні;

dq – діаметр долота в інтервалі;

K – коефіцієнт навернозності;

Vж – об’єм жалобної системи (0,7м3);

Vпр – об’єм приймальної ємності (40м3).

1. Пояснення: Норма витрати на метр проходження n враховує лише
відкритий ствол свердловини з врахуванням об’єму. Тому формула 5.1 у
відмінності від формул, приведених в [4], доповнена об’ємом обсадженого
стовбура.

В [4] формули розрахований на використання застарілих СУСН. Я ж
використав місцеві норми де об’єм обсадженого стовбура не враховується.

2. Пояснення: Після розбурювання цементного стану розчин (весь) буде
використаний для подальшого буріння (тобто глинистий буде переведений в
гуманно-акріловий). Для зв’язування лотів кальцію буде використовуватись
кальційована сода. Витрати кальційованої соди проводиться в додатковому
розрахунку.

3.Пояснення: Різниця як у попередньому розрахунку не взята, так як при
переході з одного розчину на інший відбувається у відкритому стовбурі.
Норми розходу враховують витрати розчину у відкритому стовбурі з
врахуванням об’єму.

Інтервал 0-380

V1=0,83·380+7+40=363м3

Інтервал 380-2150

З врахуванням розчину, що використовується в першому інтервалі

Інтервал 2150-3950

З врахуванням розчину, що використовується в другому інтервалі

V3=1401-735=866м3

Інтервал 3950-5600

В розрахунку для останнього інтервалу об’єм жолобної системи і
приймальної ємності враховані в коефіцієнті запасу.

Результати розрахунку приведені в таблиці 5.2

Необхідні об’єми бурового розчину

Таблиця 5.2

Інтервал буріння, м. Об’єм на інтервал, м3 Об’єм з врахуванням переводу
розчинів, м3

0-380 363 363

380-2150 735 372

2150-3950 1401 866

3950-5600 921 921

Для приготування розчину використовується двовальна глиномішалка МГ-2-4
та фрезерно-струменевий млин ФСМ-3

Характеристика двовальної глиномішалки МГ-2-4

Об’єм резервуара, м3 – 4

Продуктивність при використанні глиномішалки м3/год – 6

Габаритні розміри, мм – 3700х3015х1445

Маса, кг – 3565

Технічна характеристика фрезерно-струменевого млина ФСМ-3

Продуктивність за готовою суспензією, м3/год 70-90

Об’єм, м3

Воронки – 0,175

Бака – 1,0

Габаритні розміри, мм – 288х1600х1900

Маса, кг – 1120

Переміни контролю параметрів бурового розчину приведені в таблиці 5.3

Періодичність контролю технологічних параметрів бурового розчину.

Таблиця 5.3

Контрольований параметр Періодичність контролю

При неускладнених умовах буріння При ускладнених умовах буріння

Густина Через 1 год. Через 30 хв.

Умовна в’язкість Через 1 год. Через 30 хв.

Фільтрація 1-2 рази в зміну Через 60 хв.

Статичне напруження зсуву 1-2 рази в зміну Через 60 хв.

Товщина глинистої кірки 1-2 рази в зміну Через 60 хв.

Вміст піску 1-2 рази в зміну Через 60 хв.

Лужність 1-2 рази в зміну Через 60 хв.

Повторні хімічні обробки бурових розчинів будуть проводитися шляхом
введення порошкоподібних реагентів в систему протягом 2-3 циклів
циркуляції. Різні хімічні реагенти вводяться тонкими струмінцем також
протягом 2-3 циклів циркуляції.

Час одного циклу циркуляції розраховується за формулою:

;

де Н – глибина свердловини, м

F1 – площа внутрішнього перерізу бурильної колони, м2

F2 – площа кільцевого простору, м2

Q – подача бурового насоса, м3/с

На кінцевий момент буріння свердловини

де dbh – внутрішній діаметр секції труби, м

l – довжина секції

6.Очищення розчину та поверхнева циркуляційна система.

Для очищення розчину буде використовуватись таке обладнання: вібросито
ВС-2, пісковідділювач ПГ-50; муловідділювача ИГ-45 та вакуумний
дегазатор ДВС-2.

Технічна характеристика вібросита ВС-2 мінімальний розмір видалених
частин, мм-0,16;

Частина коливань вібраційної рами, Гц – 18,9

Амплітуда коливань вібраційної рами, мм-4,0±10%

Потужність приводу електродвигуна, АТ-4

Габаритні розміри, мм 3000х2200х1800

Маса, кг – 3000

Технічна характеристика пісковідділювача ПГ-50

Пропускна здатність очищеного розчину, м3/с – 0,05

Робочий тиск перед гідроциклонами, мПа – 0,2:0,3

Розмір частинок, що повністю видаляються, мм-0,08

Кількість гідроциклонів – 4

Маса, кг – 260

Технічна характеристика муловідділювача ИГ-45

Пропускна здатність, м3/с – 0,045

Робочий тиск перед гідроциклоном, мПа – 0,2:0,3

Найменший розмір видалених частин, мм – 0,05

Кількість гідроциклонів – 16

Маса, кг – 333

Технічна характеристика двокамерного вакуумного дегазатора ДВС-2

Пропускна здатність, м3/с – 0,04-0,06

Залишковий вміст газу, % – 2

Потужність приводу, кВт – 18

Габаритні розміри, мм – 2785х2200х2080

Маса, кг – 2200

Розрахуємо максимальний необхідний об’єм доливної ємності

(6.1)

де DБТ – зовнішній діаметр бурильних труб, м

dБТ – внутрішній діаметр бурильних труб, м

l – довжина секції, м

n – втрати розчину при підйомі (n=1,01)

Інтервал 0-380

Для зберігання різних хімічних реагентів, а також водних розчинів
хімічних реагентів на буровій необхідно встановити три вертикальні
резервуари об’ємом 8м3.

7.Потреба матеріалів та хімреагентів.

Розрахунок необхідної кількості матеріалів та хімічних реагентів по
інтервалах буріння проводяться з врахуванням методики приведеної в [4]
місцевих норм [1], та рецептури соленасиченого розчину з розділу 4.

Норми витрати хімічних реагентів на 1м3 бурового розчину.

Таблиця 7.1

Інтервал буріння, м. Тип бурового розчину Хімічний реагент Норми витрати
на 1м3/кг

На приготування розчину На повторні обробки розчину

0-380 Глинистий КМЦ,

ПВЛР,

Na2CO3

графіт 5

25

7

4 0,5

3

1

380-2150 Гуманно-акриловий КМЦ,

гіпан,

КССБ,

Т-80

ПВЛР,

ПАА 5

20

10

30

20

0,5 0,5

1

1

2

2

0,1

2150-3950 Високо-кальцієвий СаСІ2

КССБ,

Т-80

графіт 20

5

1

20 2

5

1

Для приготування розчинів в інтервалах буріння від 0 до 3950м.
застосовуються бентонітовий порошок ПБМБ стандартною вологістю 5%.

Так як максимальна густина розчинів в цьому інтервалі 1170кг/м3, то
обважувач застосовуватись не буде.

В інтервалі 3950-5600 для приготування розчинів буде застосовуватись
також глинопорошок ПБМБ вологістю 5%. З нього у відповідності із
завданням буде приготовлено розчин густиною 1110кг/м3. Обваження
соленасиченого розчину буде проводитись NaCl безводним та баритним
обважнювачем стандартної вологості 5%.

Розрахунок необхідної кількості глинопорошку з відповідності з [4]
проводимо за формулою 7.1

(7.1)

де VБР – об’єм бурового розчину, м3

(гл, (бр, (в – густина відповідно глинопорошку, бурового розчину і води,
кг/м3

n – вологість глинопорошку в долях одиниці.

Кількість реагента розраховується за формулою 7.2

Q=Vбр·n + Vбр·n’ (7.2)

де n, n’ – відповідна норма розходу хімічного реагента на приготування
та повторну обробку.

Інтервал 0-380м.

Qкмц=363·(5+0,5)=93138 кг

Qпвлр=363·(25+3)=10164

Qграфіт=363·4=1452 кг

QNaCO3=363·(7+1)=2904 кг

Вхідні формули 7.1; 7.2

Qкмц=735·(5+0,5)=4043 кг

Qкссб=735·(10+1)=8085 кг

Інтервал 380-2150

Qгіпан=735(20+1)=15435 кг

QТ-80=735(30+2)=23520 кг

Qпвлр=735(20+2)=16170 кг

Qпаа=735(0,5+0,1)=441 кг

Інтервал 2150-3950

QСаСІ2=1401(20+2)=30822 кг

Qкссб=1401(50+5)=77055 кг

QТ-80=1401(10+1)=1541 кг

Qграфіт=1401·20=28020 кг

Інтервал 3950-5600

Розрахунок кількості глинопорошку для соленасиченого розчину має свої
особливості. При вмісті 1 м3 розчину 230 кг NаСІ густина розчину складає
1175 кг/м3

В розглядовому інтервалі густина розчину повинна складати

1270 кг/м3

Тому при розрахунку необхідної кількості глинопорошку для приготування
розчину зробимо припущення, що густина води, в якій диспергується глина
складає 1175 кг/м3

Тобто на 1м3 необхідно витратити 185 кг. глинопорошку, що відповідає
рекомендованій в [2] рецептурі. Тому обважнювати розчин немає
необхідності.

Не видається можливим виконати вказану в завданні умову, тобто змінювати
розчин після досягнення густини глинистої суспензії 1110 кг/м3, бо в
такому разі вміст NаСІ буде значно нижчим від насичення, і розчин не
буде відповідати рецептурі соленасиченою.

При розрахунку кількості хімічних реагентів враховуємо що на повторні
обробки буде витрачатись 10%, від кількості, необхідної для
приготування.

QNaCl=921·230·7,1=233013 кг.

QNa2CO3=921·20·1,1=2062 кг.

Qкмц=921·20·1,1=20262 кг.

Qкссб=921·10·1,1=10131 кг.

QNaOH=921·10·1,1=10131 кг.

Якщо не врахувати, що засолення розчину приводить до збільшення густини,
то

Маса баритового обважнювача в цьому випадку буде розрахована за формулою

Але у відповідності з вищесказаним, цей результат розрахунку у
підсумкову таблицю не заносимо.

Пояснення: Переходити на соленасичений розчин перед спуском проміжної
колони недоцільно, так як після розбурювання цементного каменя він
потребує додаткової хімічної обробки.

Набагато доцільніше добурити інтервал на високо кальцієвому розчині,
розбурити цементний камінь, а після цього перейти на стабілізований
соленасичений розчин. Тому змін в таблиці 7.2 не вносимо.

Для виконання завдання проведемо розрахунок об’єму розчину для інтервалу
3850-3950 та розрахунок необхідної кількості хімічних реагентів для
цього інтервалу.

Результати розрахунку необхідної кількості матеріалів.

Таблиця 7.2

Назва На інтервал, т На свердловину, м

0-380 380-2150 2150-3950 3950-5600

ПБМБ 93,1 63,8 251,8 170,9 579,6

КМЦ-500 2,0 4,04 – 20,3 26,34

ПВЛР 10,2 16,2 – – 26,4

Графіт 1,45 – 28,0 – 29,45

Гіпан – 15,4 – – 15,4

Т-80 – 23,5 15,4 – 38,9

ПАА – 0,5 – – 0,5

CaCl2 – – 30,8 – 30,8

КССБ – 8,09 77,1 10,1 95,3

NaCl – – – 233,0 233,0

Na2CO3 2,9 – – 20,3 23,2

NaOH – – – 10,1 10,1

Додатковий розрахунок

Інтервал 3850-3950

Необхідний об’єм розчину

Так як густина соленого розчину NаСІ складає 1175кг/м3, а густина
розчину в інтервалі – 1170 кг/м3, то скористатись рекомендованою
рецептурою [2] для стабілізованого соленасиченого розчину неможливо, так
як від глини залежить густина. Використати як структуроутворювачі
полімерні реагенти в соленасичених розчинах неможливо, бо вони
розріджують. Тому виконати поставлене завдання неможливо.

QNaCl=1401·230·7,1=2287833 кг

QNa2CO3=1401·20·1,1=30822 кг

Qкмц=1401·20·1,1=30822 кг

Qкссб=1401·10·1,1=15411 кг

QNaOH=1401·10·1,1=15411 кг

Так як об’єм розчину в інтервалі 3850-3950 більший, ніж в інтервалі
3950-5600, то він буде використаний і в на дальшому бурінні. Але,
виходячи з реальних умов, цей розрахунок сенсу немає.

8. Охорона навколишнього середовища.

Охорона навколишнього середовища має чи не найважливіше місце у
будівництві свердловин.

Тому у зв’язку з цим розглядають такі міроприємства:

І. Загально будівельні питання.

Перед початком будівництва бурової всю зону відведеної ділянки необхідно
позначити добре видними знаками. Ніяких робіт за границями відведеної
ділянки не проводити. З метою недопущення шкоди при використанні
під’їзних шляхів до бурової і інших об’єктів, позначити маршрути руху
встановленням відповідних вказівників.

Під’їзні шляхи і комунікації між ділянкою під бурову і існуючими
транспортними і інженерними сітками на землях сільськогосподарського
призначення або лісових угіддях повинні прокладатися по оптимальних –
найкоротші віддалі з максимальним використанням існуючої польової,
дорожньої та інженерної сіток.

Вся територія відведена під будівництво бурової, повинна бути огороджена
відповідною канавкою; обваловую, яка попереджує попадання талих і
зливових вод на територію бурової і в очисні споруди.

Дно і стінки отворів в проникливих горизонтах необхідно ізолювати
протифільтраційними екранами з щільної, в’язкої глини або
водонепроникних плівкових або рулонних матеріалів. Площадка під буровою
повинна бетонуватися і оточуватися лотками, зв’язаними в єдину стічну
систему. Площадка під паливо – масло установку. Битонується і
обваловується грунтом на висоту 0,5 м.

Для зберігання хім. реагентів і сипучих глино матеріалів повинні
обладнуватися криті сараї з бетонними підлогами. Для зберігання рідких
хім. реагентів повинні монтуватися металеві ємності.

При бурінні в районах водозаборів або охоронних зон, курортів необхідно
застосовувати безамбарний спосіб буріння, коли всі майданчики можливого
забруднення бетонують або екранують іншим типом покриття, а всі відходи
буріння вивозять за межі бурової в спеціальні місця захорони.

ІІ. Техніко технологічні міроприємства.

При приготуванні і обробці бурових розчинів, транспортів і зберігання
хім. реагентів, нафтопродуктів, порошкоподібних матеріалів. Не допускати
розливу витоку і розчину токсичних речовин на земельних ділянках і
під’їзних шляхів.

Для збереження товстих пластових вод обробку бурового розчину під
кондуктор проводити тільки нетоксичними реагентами. Кондуктор це
монтувати до устя.

Для попередження забруднення повітряного середовища і зниження рівня
шуму викидні труби дизелів обв’язуються в загальний колектор і
обладнується блок-глушителем іскрогасником.

До початку будівництва бурової попередити витік бурового розчину при
СПО.

ІІІ. Раціональне використання землі.

До початку будівництва бурової на відведеній ділянці здійснити зняття
родючого ґрунтового шару землі і його складування на межі ділянки. При
наготуванні ґрунтового шару необхідно прийняти міри, які виключають
погіршення його якості (змішування з підстилаючими породами, забруднення
рідинами і хім. реагентами і інші), а також попереджують розмивання і
видування складового родючого шару грунту, шляхом закріплення поверхні і
сівбою швидкоростучих трав.

Після закінчування випробовування свердловин і демонтажу бурового
обладнання проводиться звільнення від всіх тимчасових пристроїв і споруд
(збирання фундаментів, бетонних покрить і лотків), і прибирання всієї
території від металолому, лісоматеріалів, стальних канатів, паперової
тари, будівельного сміття і т.д. Прибирання залишків сміття і
забрудненого грунту проводиться бульдозером на глибину 15 см.
Забруднений складається поблизу шламового амбару.

Забороняється випуск стічних вод з амбарів в яри, водоймища, на с.г.
землі і лісові угіддя.

Рідкі відходи буріння: шламова пульпа, відпрацьований буровий розчин і
стічні бурові води повинні бути захороненні на площадці бурової або
вивезені в спеціальні місця захоронення. Забруднений грунт і сміття
захороняти в шламовому амбарі. На спланованій площадці з місця
складування повертається і укладається рівномірним шаром родючий грунт.

Список літератури.

Булатов А.І., Пеньков А.І., Просьолков Ю.М. “Справочник по промывке
скважен” – М.Недра, 1984р.

“Эдиние технические правила при строительстве скважен”, М. ВНИИБТ,
1983р.

Методическиэ указания для провидения практических занятий по дисцеплине
“Буровиэ промивочные житкости” Івано-Франківськ 1989р.

Похожие документы
Обсуждение
    Заказать реферат
    UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2018