- •Курсовая работа
- •Курсовая работа по дисциплине “Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы”
- •1. Исходные данные для выполнения курсовой работы
- •2. Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза и выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения
- •2.1 Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза
- •2.2 Выбор параметров промывочной жидкости
- •2.3 Обоснование выбора типа промывочной жидкости по интервалам бурения
- •2.4 Обоснование рецептур буровых растворов (Выбор материалов и химических реагентов для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине)
- •3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине.
- •4. Гидравлический расчёт промывки скважин
- •5. Приготовление буровых растворов
- •5.1 Технология приготовления бурового раствора
- •5.2 Выбор оборудование для приготовления бурового раствора
- •6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин
- •6.1 Контроль параметров буровых растворов
- •6.2 Технология и средства очистки буровых растворов
- •7. Охрана окружающей среды
- •8. Выводы
- •Список использованных источников.
2.4 Обоснование рецептур буровых растворов (Выбор материалов и химических реагентов для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине)
После выбора типов буровых растворов устанавливают их рецептуры с целью обеспечения требуемых технологических свойств бурового раствора. Для обеспечения необходимых свойств буровые растворы обрабатывают химическими реагентами. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе бурения скважины.
Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное её назначение стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы. Эти две задачи взаимосвязаны.
Результаты выбора материалов и реагентов сводятся в таблицу 14.
Таблица 14. Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора
Интервал бурения |
Название раствора |
Плотность раствора, кг/м3 |
Смена раство-ра в интервале |
Название компонента |
Содержание компонента в растворе, кг/м3 |
|
от |
до |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
11 |
0 |
480 |
Полимер глинистый |
1100 |
|
КМЦ-600 Na2CO3 Графит НТФ NaHCO3
|
74,2 0,9 0,25 0,64 0,28 |
480 |
2100 |
Естественный полимер глинистый |
1100 |
Да |
Г/п ПБМА КМЦ-600 Na2CO3 Графит НТФ |
94,4 1,8 0,9 1,2 0,18 |
2100 |
2410 |
Естественный полимер глинистый |
1100 |
Нет
|
КМЦ-600 Na2CO3 Олейновое мыло Стеарат Al |
7 1,7 3,13 0,2
|
3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине.
Для забуривания скважины следует использовать качественный глинистый раствор из бентонитового глинопорашка с добавками химических реагентов.
Объем бурового раствора для бурения интервала под кондуктор:
(11)
где Vпр- объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей,м3
Vбур- объем бурового раствора, затрачиваемый непосредственно на
углубление скважины, м3
(12)
где n – норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3/м;
L – длина интервала, м
Объем бурового раствора, подлежащий химической обработки при бурении интервала ниже кондуктора, в случае смены типа раствора определяется по формуле:
(13)
где Vк- Объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной
колонны(кондуктора), м3
(14)
где dвн.к- внутренний диаметр обсадной колонны )кондуктора), м
Lк – глубина спуска колонны(кондуктора), м
Норма расхода бурового раствора на метр проходки в зависимости от диаметра долота
Дд=0,3937 м n=0,47 м3/м
Дд=0,2953 м n=0,25 м3/м
Дд=0,2159 м n=0,15 м3/м
Объем необходимый для заполнения скважины:
(15)
где Vс- объем бурового раствора для заполнения открытого ствола скважины,
м3
(16)
где dоткр.ств- диаметр открытого ствола скважины (с учетом коэффициента кавернозности), м
Lоткр.ств- длина открытого ствола скважины, м
Также в открытом стволе Vс умножают на коэффициент запаса: a=1,5 при нормальных условиях, а=2 осложненные условия и продуктивный пласт.
Потребность глинопорошка для бурения данного интервала:
(17)
где -норма расхода глинопорашка, кг/м3;
Расход химического реагента:
(18)
где -норма хим. реагента, кг/м3.
Объем глинистого раствора полученного самозамесом:
(19)
где - плотность глины, кг/м3,
- плотность воды, кг/м3,
- плотность бурового раствора, кг/м3,
Мгл- масса чистой глины, кг
(20)
где П – содержание песка, %
Vгл- объем глины переходящей в буровой раствор, м3
(21)
где Lп- мощность глинистой пачки, м
Количество глины для 1м3 бурового раствора:
(22)
где mгл- влажность глины 2-5 %
Количество утяжелителя:
(23)
где qу- количество утяжелителя для 1 м3 бурового раствора, кг/м3
(24)
где - плотность утяжелителя, кг/м3
- плотность утяжеленного бурового раствора, кг/м3
mут- влажность утяжелителя, (0,02-0,05).
Рассчитаем объём бурового раствора для:
Интервал (0-480)м Dд=393,7мм;
Vбур=0,47(480-0)=225,6 м3
Vбр=0,47(480-0)+50=275,6 м3
Интервал (480-2100)м Dд=295,3мм;
Vбур=0,25(2100-480)=405 м3
Vбр=0,25(2100-480)+50+0,785(0,3069)2 50+0,785(0,2953 1,3)2 (480-0) =467,8м3
Интервал (2100-2410)м Dд=215,9мм
Vбур=0,15(2410-2100)=46,5 м3
Vбр=0,15(2410-2100)+50+27,2=118,5м3
Таблица 15-Потребность бурового раствора
Интервал |
Объём приём-ных емкостей Vпр, м3
|
Объём раствора Vбур, м3 |
Объём раствора с учётом пробуренного интервала Vбр, м3 |
0-480 |
50 |
225,6 |
275,6 |
480-1200 |
50 |
405 |
467,8 |
1200-2410 |
50 |
46,5 |
118,5 |
Определим необходимое количество материалов и химических реагентов бурового раствора для каждого интервала для двух вариантов:
Интервал (0-480)м
Vбур=225,6 м3
Qгп=225,6 60,9=13739кг
QКМЦ=225,6 0,8=180,8кг
QNa2CO3=225,6 0,35=78,96кг
QФК=225,6 0,64=144,3 кг
QНТФ=225,6 0,18=40,2 кг
2. Интервал (50-675)м
Vбур=405м3
Qгп=405114,4=46170кг
QКМЦ=405 1,5=607,5кг
QNa2CO3=405 0,7=283,5кг
QФК=4051,2=486кг
QНТФ=0,1893,75=16,9кг
3. Интервал (675-950)м
Vбур=46,5 м3
QКМЦ=46,5 6=279кг
QNa2CO3=46,5 1,27=59 кг
QNaHCO3=46,5 1,2=56,8кг
QФК=46,5 3,3=153,46 кг
QНТФ=46,5 0,2=9,3 кг
Qст.Al=46,5 0,47=21,4 кг
Vгл=0,785(0,2159 1,1)2 175=7,7м3
Мгл=(1-10/100)1900 7,7=13167кг
Определим количество утяжелителя необходимого для утяжеления бурового раствора.
В качестве утяжелителя применяем гематит: =5600 кг/м3, mут=0,05.
Интервал (300-675)
Количество утяжелителя:
Таблица 16-Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления, обработки и утяжеления
Интервал, м |
Коэффи-циент запаса раствора и его ком-понентов |
Тип бурового раствора и его компонентов |
Норма расхода на долото бурового раствора м3/1м проходки и его компо-нентов, кг/м3 в интерва-ле |
Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, кг |
|||||
от |
до |
величина |
источник |
На запас на повер-хность |
На исход-ный объём |
На бурение интервала |
Суммарная в интер-вале |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
0 |
480 |
2 |
Полимер глинистый Бентонит КМЦ-600 Na2СО3 ФК НТФ Известковистый Бентонит КССБ NaOH Ca(OH)2 Полимер глинистый Бентонит PoliPAC R PoliPlus |
0,47 60,9 0,8 0,35 0,64 0,18 0,47 85 40 3 4 0,47 8.8 1,1 5,5 |
11
5
12 |
50
50
50 |
0
0
0 |
23,5
23,5
23,5
|
73,5 1431,15 18,8 8,2 15 4,23 73,5 6247.5 2940 220.5 294 73,5 646,8 80,52 402,6 |
480 |
2100 |
2 |
Полимер глинистый Бентонит КМЦ-600 Na2CO3 ФК НТФ Гипсо-известковистый Бентонит Окзил CaSO4(2H2O) КМЦ-600 NaOH Ca(OH)2 Естественнонаработаннаяглинистая суспензия Sepakoll CE 5158 |
0,25 114.4 1,5 0,7 1.2 0,18 0,25 90 25 18 4 4 2
0,25 2,86 |
11
5
12
|
50
50
50
|
77,35
77,35
77,35 |
93,75
93,75
93,75 |
221,1 10725 140,6 65,6 112,5 16,9 221,1 19899 5527,5 3979,8 884,4 884,4 442,2
221,1 726,63
|
2100 |
2410 |
|
Естественный полимер- глинистый КМЦ-600 НТФ ФК-2000+ Na2CO3 NaHCO3 Стеарат аллюм. Хлор-кальциеывй Бентонит КССБ КМЦ-600 Ca(OH)2 CaCl2 Естестественнонаработанная глинистая суспензия. BWREO POL SL Унифлок |
0,15 6 0,2 3,3 1,27 1,2 0,47 0,15 120 50 20 5 6
0,15 4,8 2,4 |
11
5
12
|
50
50
50
|
27,3
27,3
27,3 |
41,3
41,3
41,3 |
118,5 247,5 8,25 136 52,4 49,5 19,4 118,5 14220 3555 2370 592,5 711
118,5 5735,4 2867,7 |
Таблица 17-Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину
Название компонентов бурового раствора по вариантам |
ГОСТ, ТУ, ОСТ, МРТУ и т.д. на изготовление |
Потребность компонентов бурового раствора, т |
Суммарная на скважину |
|||||||
Для бурения технологиеского интервала (номер)
|
Номера колонн |
|||||||||
1
|
2 |
3 |
4 |
5 |
1 |
2 |
3 |
|
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бентонит |
ОСТ 39-202-86 |
1,4 |
23,81 |
|
|
|
1,4 |
23,8 |
|
25,2 |
КМЦ-600 |
ТУ 6-55-221-1453-96 |
0,019 |
0,233 |
0,069 |
0,675 |
0,9 |
0,019 |
0,302 |
1,575 |
1,896 |
ФК-2000 Плюс |
ТУ 2458-001-49472578098 |
0,015 |
0,187 |
0,226 |
0,372 |
0,723 |
0,015 |
0,413 |
1,095 |
1,523 |
НТФ |
ТУ 2499-347-05763441-2000 |
0,004 |
0,027 |
0,013 |
0,023 |
0,029 |
0,004 |
0,040 |
0,052 |
0,096 |
Na2CO3 |
ГОСТ 5100-85Е |
0,008 |
0,109 |
0,087 |
0,143 |
0,189 |
0,008 |
0,196 |
0,332 |
0,536 |
NaHCO3 |
ТУ 2156-76Е |
|
|
|
0,135 |
0,224 |
|
|
0,359 |
0,359 |
Стеарат Al |
Импорт |
|
|
|
0,052 |
0,07 |
|
|
0,122 |
0,122 |
Варинт 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бентонит (палыгорскит) |
ОСТ 39-202-86 |
6,2 |
6,6 |
14,2 |
25 |
95,3 |
6,2 |
20,8 |
120,3 |
147,3 |
КССБ |
ТУ 39-094-75 |
2,9 |
2,67 |
3,56 |
6,9 |
7,8 |
2,9 |
6,23 |
14,7 |
23,83 |
NaCl |
|
|
|
|
|
21,8 |
|
|
21,8 |
21,8 |
NaOH |
ГОСТ 2263-79 |
0,2 |
1,48 |
|
|
0,83 |
0,2 |
1,48 |
0,83 |
2,51 |
CaSO42H2O (гипс) |
|
|
3,9 |
|
|
|
|
3,9 |
|
3,9 |
КМЦ-600 |
ТУ 6-55-221-1453-96 |
0,58 |
2,58 |
2,3 |
0,56 |
8,78 |
0,58 |
4,88 |
9,34 |
14,46 |
Сa(OH)2 |
ГОСТ 9179-77 |
0,29 |
0,44 |
0,6 |
|
|
0,29 |
0,104 |
|
1,33 |
Полиакрилат |
|
|
|
|
|
27 |
|
|
27 |
27 |
Окзил |
|
|
5,51 |
|
|
|
|
5,51 |
|
5,51 |
KOH |
ГОСТ 9285-78 |
|
|
|
1,16 |
|
|
|
1,16 |
1,16 |
KCl |
ГОСТ 4568-95 |
|
|
|
13,4 |
|
|
|
13,4 |
13,4 |
УЩР |
|
|
|
|
|
7,65 |
|
|
7,65 |
7,65 |
Na2SiO3 |
|
|
|
|
|
17,4 |
|
|
17,4 |
17,4 |
CaCl2 |
|
|
0,93 |
0,71 |
|
|
|
1,64 |
|
1,64 |
МК |
|
|
|
|
2,4 |
|
|
|
2,4 |
2,4 |
нефть |
|
|
|
|
|
38,4 |
|
|
38,4 |
38,4 |