Содержание:

1. Введение………………………………………………………………………...5

2. Характеристика проектной скважины……………………………………….7

3. Характеристика геологического разреза скважины………………………..8

4. Анализ горно-геологических условий бурения…………………………….11

5. Обоснование расчленения геологического разреза на интервале с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости………………………………………………………………………….13

6. Обоснования выбора типа промывочной жидкости для различных интервалов разреза………………………………………………………………………..20

7. Выбор состава промывочной жидкости……………………………………..23

8. Выбор показателей свойств промывочной жидкости……………………..25

9. Рекомендации по реализации технологического регламента……………31

10. Расчет расхода бурового раствора и материалов для его приготовления и регулирования свойств………………………………………………………….32

11. Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания, обработки промывочной жидкости……………………………35

12. Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости………………………………………………………………………………...45

13. Гидравлический расчет на продуктивный горизонт…………………….52

14. Рекомендации по охране окружающей среды от загрязнения буровым раствором, шламом и сточными водами……………………………………..58

15 Графические приложения:

а) Технологический регламент промывочных жидкостей.

б) Рабочая схема наземной циркуляционной системы.

1. Введение

Промывочные растворы выполняют ряд функций, которые определяют успешность, скорость бурения, а также ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Поэтому роль промывочной жидкости очень велика, особенно для глубокого и сверхглубокого бурения, которое распространено в нашей стране. Функции промывочной жидкости:

• Разрушать забой;

• Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность;

• Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов;

• Предупреждать обвалы стенок скважины;

• Сбрасывать шлам;

• Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование.

Задача курсовой работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований:

1. снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;

2. снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

3. предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

4. доступность и технологическая эффективность химреагентов;

5. экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважины.

В нефтегазовом бурении в последние десятилетия наработан большой опыт проходки не только вертикальных глубоких скважин, но и горизонталь ных участков ствола скважины по продуктивному нефтегазоносному пласту. При этом обычно используются полимерные буровые растворы без бентонита, не загрязняющие продуктивный пласт, но имеющие высокую стоимость из-за высоких затрат на полимерные реагенты. Опыт регулирования реологических свойств растворов для этих целей в последнее время эффективно используется многими сервисными компаниями нефтегазовой специализации в технологиях горизонтально-направленного бурения (ГНБ) для гражданского строительства. Именно поэтому, такие компании традиционно нефтегазового сектора как «MI Swaco», «Baroid», «Phrikolat» и другие, первыми предложили наиболее оптимальные рецептуры бентонито-полимерных составов для технологий ГНБ строительного сектора.

При бурении скважин в нефтегазовом секторе используются промывочные растворы с более высоким содержанием бентонита, чем при бурении горизонтальных скважин по технологии ГНБ. Так в соответствии со стандартом API качество бентопорошка для нефтегазового бурения определяется при концентрации бентонита 6,4 %, тогда как в технологиях ГНБ используются растворы с низким содержанием твердой фазы – обычно не более 3 % бенто нита. Необходимые реологические свойства такого промывочного раствора достигаются введением значительного количества полимерных составляющих, которые и формируют основную часть себестоимости этого продута. По сути, основные свойства таких растворов обеспечиваются полимерными реагентами, а бентонитовая составляющая позволяет существенно снизить затраты на приготовление промывочного раствора и создать фильтрационную корку на стенках скважины.

Основные месторождения республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти. Доля трудноизвлекаемых запасов достигла 80%, против начальных 37%. В современных условиях работы ОАО «Татнефть» объем строительства новых скважин смещается на малые месторождения с высоковязкими нефтями. Потеря продуктивности составляет 30-40% в результате некачественного первичного вскрытия.

В связи с этим возникает довольно серьезная проблема, связанная с качественным первичным вскрытием пласта, с сохранением и повышением естественной проницаемости продуктивного пласта, а также с повышением технико-экономических показателей бурения.

В последнее время ОАО «Татнефть» применяет при строительстве скважин, буровые растворы с гидрофобизированной глинистой составляющей и растворы на основе химически активных ингредиентов, которые позволяют снизить отрицательные последствия вышеперечисленных факторов.