Филиал ТИУ в городе НижневартовскЕ

Филиал ТИУ в городе НижневартовскЕ

Кафедра нефтегазового дела

Курсовая работа

по дисциплине: “Буровые технологические жидкости”

на тему:“Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Ершовом месторождении”

БР.КР.21.03.01.ХХХ.2017.ПЗ

Руководитель:		Исполнитель:
К-т. техн. наук, доцент		студент гр. ___
_______Н.А. Аксенова (подпись)		_________/_______________ (подпись)
“____”________2017 (дата)		“____”________2017 (дата)
_______________ (оценка)

Нижневартовск – 2017

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ТюмГНГУ)

Филиал ТюмГНГУ в городе НижневартовскЕ

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Курсовая работа

по дисциплине “Буровые технологические жидкости ”

Задание № БР.КР.21.03.01.ХХХ.2017.ПЗ

Группа БСб______

Студент __ФИО _________________________________

Дата выдачи ______________ Срок предоставления _______________________

Тема курсовой работы: Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Ершовом месторождении

состав пояснительной записки

Титульный лист

Задание

Содержание

Введение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

2. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

2.1 Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов

2.2 Требования к буровым растворам

2.3 Обоснование выбора типа буровых растворов по интервалам бурения

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

2.5 Обоснование рецептур бурового раствора

3. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине.

4 Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта

5 Приготовление буровых растворов

5.1 Технология приготовления бурового раствора

5.2 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

6. Управление свойствами буровых растворов при бурении скважин

6.1 Контроль параметров буровых растворов

6.2 Технология и средства очистки буровых растворов

6.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов

7 Охрана окружающей среды и недр

Выводы.

Список использованных источников

Задание к выполнению принял студент _______________________/__________

Руководитель ____________________________________________/_Н.А. Аксенова

Содержание

	Введение
	Исходные данные для выполнения курсовой работы
	Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения
2.1	Требования к буровым растворам
2.2	Разделение ствола скважины на технологические интервалы по устойчивости пород и осложненности разреза
2.3	Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения
2.4	Обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения
	Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине
	Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам с обоснованием типа и числа буровых насосов
	Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора
	Выбор оборудования для приготовления бурового раствора
	Охрана окружающей среды и недр
	Выводы
	Список использованных источников.

ВВЕДЕНИЕ

Успешная безаварийная проводка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Процесс промывки скважин определяет режим разрушения породы, очистки забоя от обломков породы, охлаждения и смазки бурильного инструмента, транспортирования шлама на дневную поверхность и т.д.. Качественный подбор рецептуры бурового раствора может заметно сократить сроки строительства скважины, так как от качества бурового раствора зависят: скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений связанных с прихватами и устойчивостью ствола скважин, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.

Процесс строительства скважин нельзя рассматривать без учёта последствий воздействия на окружающую среду и принимаемых мер для снижения отрицательных явлений, возникающих под влиянием техногенных нагрузок.

Практикой установлено, что основные проблемы связаны с сооружением кустовых оснований, образованием больших объёмов отходов, возникающих в результате бурения и промывки скважин, в частности бурового шлама, отработанного бурового раствора и буровых сточных вод. В связи с этим, требования к технологии промывки скважин и техническим средствам для приготовления, обработки и очистки буровых растворов должны быть направлены на ликвидацию источников загрязнения окружающей природной среды или на сведение их влияние к минимуму, соответствующему предельной концентрации или предельно допустимому сбросу в природные объекты.

Анализ работ отечественных исследователей позволил сформулировать основные для условий Западной Сибири задачи решение которых, при последующей их реализации, позволило уменьшить техногенное влияние на окружающую природную среду при производстве буровых работ.

1. Разработка конструкции кустовой площадки с экранирующим слоем,

обеспечивающим при не планируемых разливах локализацию буровых сточных вод и жидких отходов бурения.

2. Разработка схемы монтажа бурового оборудования на кустовой

площадке для экологически малоопасной технологии бурения.

3. Применение современных отечественных и зарубежных технических

средств для регулирования и очистки раствора и буровых сточных в замкнутом технологическом цикле.

4. Применение экологически малоопасных реагентов и смазочных

добавок для буровых растворов.

5. Разработка технологических схем утилизации и захоронения твёрдых

и жидких отходов бурения.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Геологический разрез Ершового месторождения представлен мощной (порядка 3400 м) толщей мезо-кайнозойского осадочного чехла. Разрез осадочного чехла в целом является ти­пичным для Широтного Приобья и включает отложения юpского, мелового, палеогено­вого и четвертичного возрастов. В восточной части месторождения по данным бурения и, отчасти, сейсмического зондирования, отмечается так называемое ”аномальное строение баженовской свиты верхней юры”. Оно выражается в наличии в разрезе этой свиты нескольких битуминизированных глинистых пачек, перемежающихся нормальными песчано-глинистыми интервалами. Для пород, слагающих аномальные разрезы этой свиты, характерно развитие оползневых и флюидальных текстур, трещин, зеркал скольжения. Верхняя часть таких аномальных разрезов сливается с ачимовской пачкой нижнего мела, поэтому обычно вся эта толща обозначается как баженовско-ачимовская и имеет, таким образом, берриас-титонский возраст.

Наиболее детально тектонический план Нижневартовского свода и прилегающих к нему территорий изучен по отражающему горизонту "Ю", соответствующему кровле баже­новской свиты и являющемуся региональным сейсмическим репером. В подавляющем боль­шинстве случаев структурные карты по этому горизонту подтверждаются структурными по­строениями по результатам массового разбуривания площадей. По отражающему гори­зонту “Ю” Ершовая площадь приходится на зону моноклинального повышения структурных поверхностей в сторону Ершового куполовидного поднятия, ослож­ненного серией небольших по размеру и малоамплитудных (до 20-25 м) локальных подня­тий. Эти поднятия в свою очередь осложнены более мелкими структурными элементами, что в целом обуславливает существенную дифференциацию структурных планов при расплывчатом характере очертаний.

В целом тектоника пликативных структурных форм в районе Ершового ме­сторождения характеризуются типичным для Широтного Приобья унаследованным и конседиментационным характером развития.

Рисунок 1 – карта местоположения Ершового местрождения

Ершовое месторождение расположено в Северо-Восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области и удалено от основных административных центров на следующие расстояния (по прямой): от районного центра г.Сургута - 180 км, окружного г.Ханты-Мансийска - 400 км, и от областного г.Тюмени - 800 км.

На самой площади населенный пункт - вахтовый п. Аган. В 45 - 50 км южнее ее , на р. Оби расположены п. Вата и г.Мегион, а в 35 - 40 км юго-восточнее Самотлорское месторождение.

Орографически данная территория представляет сравнительно сложнорасчлененную плетеобразную возвышенность с рельефом аккумулятивного типа, служащую водоразделом рек Оби и Агана.

В пределах месторождения наблюдается сравнительно высокое колебание абсолютных отметок рельефа от +105 до - 65 м от уровня моря. Болота на изученной части нефтеносной площади встречаются редко. Они имеют небольшие размеры и глубину около 0,5 - 2,5 м и занимают не более 10 – 15 % площади.

Озер на рассматриваемой территории нет, но местность интенсивно расчленена мелкими речками, ручейками и временными водостоками. Последние имеют узкие врезанные долины и извилистые русла.

Наиболее крупными из них являются протоки р.Аган - р.Кортен-Ях и р. Он-Еган-Ветлинья, однако обе они не судоходны и не пригодны для перевозки оборудования.

Климат района резко континентальный: лето короткое с максимальной температурой в июле до +30 °С, зима продолжительная, в декабре и январе месяцах морозная до минус 50 °С. Среднее количество осадков в году равно 400 мм, глубина снежного покрова 1-1,5 м.

На возвышенных участках развиты кедровые леса, а на склонах водораздела и в руслах рек - сосновые, еловые и небольшие острова лиственных лесов.

Общие сведения о районе буровых работ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Общие сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Месторождение (площадь)	Ершовое
Год ввода площади в разработку
Административное расположение: -республика
Российская Федерация
-область (край, округ)	Тюменская (Х-Мансийский)
- район	Нижневартовский
Температура воздуха:
-среднегодовая, 0 С	+3,1
-наибольшая летняя, 0 С	+35
-наименьшая зимняя, 0 С	-50
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,4
Продолжительность отопительного периода, сутки
Преобладающее направление ветров	зимой ЮЗ-З летом С-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с
Многолетнемерзлые породы, м	отсутствуют

В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины, сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования, данные представлены в таблицах (2-5).

Таблица 2 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и

коэффициент кавернозности

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффи-циент каверноз-ности интервала (средневз-вешанная величина)
от (кроля)	до (подошва)	название	индекс	угол
град	мин
		Четвертичные отл.	Q	-	-	1,3
		Журавская свита	Р2/3	-	-	1,3
		Новомихайловская свита	Р2/3	-	-	1,3
		Алтымская свита	Р1/3	-	-	1,3
		Чеганская свита	Р1/3-Р3/2	-	-	1,3
		Люлинворская свита	Р2/2	-	-	1,3
		Талицкая свита	Р1	-	-	1,3
		Ганькинская свита	К2	-	-	1,25
		Березовская свита	К2	-	-	1,25
		Кузнецовская свита	К2	-	-	1,25
		Покурская свита	К1 +К2	-		1,25
		Алымская свита	К1	-		1,25
		Вартовская свита	К1			1,25
		Мегионская свита	К1			1,25
		Баженовская свита	J3			1,25
		Георгиевская свита	J3			1,25
		Васюганская свита	J3			1,25

Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода, краткое название	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
от (верх)	до (низ)
Q			пески, суглинки, супеси, глины, торфяники	Супеси серые, пески желтовато-серые, суглинки вязкие
Р2/3			пески, суглинки, глины	Глины з/серые с прослойками песка м/з
Р2/3			глины, суглинки, пески	Переслаивание глин и песков серых м/з глинистых
Р1/3			пески, алевролиты	Пески серые с/з и м/з, глины серые с прослоями бурых углей
Р1/3-Р3/2			глины, алевролиты	Глины серые с линзами алевролитового материала
Р2/2			глины, опоки	Глины опоковидные, опоки серые
Р1			глины, алевролиты	Глины т/серые с линзами алевролитов
К2			глины, опоки	Глины серые, диатомовые, известковистые, опоки серые, глины з/серые с прослоями углей, глины з/серые алевритистые
К2-К1			пески, песчаники, алевролиты, глин	Чередование песков, глин, песчаников р/з и глин серых алевритистых
К1			глины, алевролиты, песчаники	Аргиллиты серые слюдистые, песчаники т/серые м/з, алевролиты м/з крепкие серые, песчаники серые крепкие р/з кварцевые с прослоями алевролитов серых плотных, аргиллиты серые алевритистые с включениями растительного детрита
J3			аргиллиты	Черные битуминозные аргиллиты, иногда с конкрециями известняков
J3			аргиллиты, глины	Аргиллиты т/серые с включениями глауконита, глинисто-известковистые породы и глауконит
J3			аргиллиты, песчаники	Песчаники с линзами аргиллитов, с включениями углистого детрита, пирита, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов

Таблица 4 - Физико-механические свойства горных пород

Интервал,м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницае-мость, Дарси	Глинис-тость, %	Карбонат-ность, %	Твердость, кгс/см2	Абразив-ность (класс)	Категория пород по промысло-вой класси-фикации	Коэффи-циент плас-тичности
0-40	Пески, супеси	1,8 1,9		0,6 -		1-2 -	- -	1-2	М	1,1-4,5 -“-
40-300	Пески, глины	1,9 1,8		0,6 0,001		1-2 1-2	- -	1-2	М	-“- -“-
300-950	Глины, опоки	1,9 1,5		0,001 0,01		1-2 -	-		МС	-“-
950-1700	Песчаники Глины Алевролиты	2,01 1,9 2,0		0,44-0,8 0,001 0,05	6-16	3-7 3-7 3-7	14-230 - 20-160	3-8 1-4	МС	1,1-4,5 -“- 1,6-4,3
1700-2210	Песчаники Алевролиты Аргиллиты	2,01-2,16 2,0 2,5	23-21	0,1-0,2 0,03 0,01	6-12	5-7 6-7	25-230 25-170 40-210	3-8 1-4 1-3	С	1,1-4,5 1,6-4,3 1,8-4,2
2210-2600	Алевролиты Аргиллиты	2,0-2,1 2,5-2,6	11-9	0,02 0,01		2-4 1-3	30-180 45-220	1-4 1-3	С	1,6-4,3 1,8-4,2
2600-2700	Аргиллиты Песчаники	2,6 2,18		0,01 0,03	12-16	1-3 3-4	45-220 30-200	1-3 3-8	С	1,8-4,2 2,5-4,5

Таблица 5 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент
от (верх)	до (верх)	пластового давления	гидроразрыва пород	горного давления	геотермический
величина кгс/см2	источник получения	величина кгс/см2	источник получения	величина кгс/см2	источник получения	величина кгс/см2	источник получения
Q-P1/3			Рпл=Ргидр	0,20	расчет	0,22	расчет		РФЗ
P2-К2			0,100	РФЗ	0,20	расчет	0,22	расчет		РФЗ
К2 –К1			0,100	РФЗ	0,17	расчет	0,22	расчет		РФЗ
К1 -J3			0,100	РФЗ	0,16	расчет	0,22	расчет		РФЗ
J3			0,076	РФЗ	0,16	расчет	0,23	расчет		РФЗ
__________________________________________________ Примечание РФЗ- фактические замеры в скважине.

В разделе приводятся данные по нефтеносности и водоносности в таблицах (6,7). Данные по газоносности отсутствуют.

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс стратигр. подразд.	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м³	Подвижность , Мпа·с(Дарси на сантипуаз)	Содержание серы,%/парафина,%	Дебит, м³/сут (НД)
от (верх)	до (низ)
К1(АВ1-3)			поров.		0,104	0,99/33	10-40
К1(АВ2-3)			поров.		0,104	0,99/33	10-40
К1(БВ4-8)			поров.		0,11	0,8/0,9	До 200
К1(БВ0-5)			поров.		0,087	1,8/0,8
К1(БВ6-8)			поров.		0,05	1,5/5,3	До 160
К1(БВ9-10)			поров.		0,04	0,8/2,3
К1(БВ19-22)			поров.		0,04	1,7/2,2	3-5
J3 (ЮВ1)			поров.		0,06	1,8/2,4

Продолжение таблицы 6

Пластовое давление, МПа	Газовый фактор , м3/т	Относительная по воздуху плотность газа	Динамический уровень в конце эксплуатации, м	Температура жидкости в колонне на устье скважине при эксплуатации, град	Рекомендуемые в МПа
репрессия при вскрытии	депрессия при испытании
		1,015	-	30-35
17,5		1,015	-	30-35
17,9		1,018	-	30-35
18,8		0,95	-	30-35
21,1		0,90	-	30-35
23,5		0,95	-	30-35
24,8		0,98	-	30-35
		0,95		30-35

Таблица 7 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Пластовое давление, МПа	Плотность, кг/м³	Химический состав в мг/л	Минерализация г/л
анионы	катионы
от (верх)	до (низ)			Na+ (К+)	Mg++	Ca++
Q-P1/3			Поровый	0-3							0,1-0,2
К2-К1			Поровый	9,5-17							16-20
К1 -J3			Поровый	17-26				92,5	1,1	6,4	17,2
J3			Пор. тр.	19,8-20,5			12,6	94,2	1,66	4,14
J3(ЮВ1)			Пор. тр.	20,1			1,0

Поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, нефтеводопроявления, прихватоопасные зоны и прочие возможные осложнения представлены в таблицах (8-11). Параметры, характеризующие возможные осложнения указаны на основе статических данных для наиболее представленных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий и представлены в таблице (12).

Таблица 8 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч	Условия возникновения, в т.ч. допустимая репрессия
от (верх)	до (низ)
Q – P1			до 5	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

Таблица 9 - Осыпи и обвалы стенок

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал ,м	Время до начала осложнения, сутки	Интенсивность обвалов и осыпей	Мощность, м	Скорость, м/час	Условия возникновения
От (верх)	До (низ)
Q – P1				интенс.		100-120	нарушение технологии бурения, превы­шение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений.
Р1–К1				слабые		100-120

Таблица 10 - Нефтеводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал ,м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)	Плотность смеси при проявлении, кг/м³	I. Условия возникновения
от (верх)	до (низ)
К2-К1			вода	-	Условия возникновения снижение гидростатического давления в скважине из-за: - недолива жидкости; - подъема инструмента с "сальником"; - снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины
К1(АВ1-3)			нефть
К1(АВ2-3)			нефть
К1(БВ4-8)			нефть
К1(БВ0-5)			нефть
К1(БВ6-8)			нефть
К1(БВ9-10)			нефть
К1(БВ19-22)			нефть
J3 (ЮВ1)			нефть

Таблица 11- Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал ,м	Репрессия при прихвате, МПа	Возможные условия возникновения
от (верх)	до (низ)
Q—P1			-	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и CIIO
К2-К1			-

Таблица 12 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения	Характеристика (параметры осложнения и условия возникновения)
от (верх)	до (низ)
К2-К1			Разжижение глинистого раствора	Нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами.
К1 -J3			Сужение ствола скважиныскважины	Разбухание глин ввиду некачественного бурового раствора.

Требования к буровым растворам

Основное требование к буровым промывочным жидкостям обозначено «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 2013): «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов».

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических требований и ограничений:

облегчать разрушение породы долотом или, по крайней мере, не затруднять процесс разрушения и удаления обломков с поверхности забоя;

- не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов;

- не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования;

- обеспечивать получение достоверной геолого-геофизической информации при бурении скважины;

- не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр;

- обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления;

- обладать низкими пожаровзрыво-опасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами;

- быть экономичной, обеспечивая низкую стоимость метра проходки.

Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложнённости разреза

Разделение геологического разреза начинается с анализа состава пород, слагающих разрез. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал является однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близкой по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений. Нужно уделять особое внимание на достигнутый уровень технологии бурения. При выделении в разрезе технологического интервала должны учитываться возможности самопроизвольного искривления скважин или решение специальных задач при наклонно-направленном бурении.

Выделяем следующие интервалы, исходя из данных условий:

Вариант №1

I. Интервал (0-50)м D_д=393,7мм

V_бр=0,47(50-0)+50=73,5 м³

II. Интервал (50-675)м D_д=295,3мм

V_бр=0,25(675-50)+50+0,785(0,3069)² ×50+0,785(0,2953 ×1,3)² (50-0) × ×2=215,7м³

III. Интервал (675-950)м D_д=215,9мм

V_к=0,785 0,2267² 675=27,2м³

V_бр=0,15(950-675)+50+27,2=118,5м³

IV. Интервал (950-1700)м D_д=215,9мм

V_бр=0,15(1700-950)+50+27,27+0,785(0,2159 ×1,1)² × (950-675) 2=214,13м³

V. Интервал (1700-2700)м D_д=215,9мм

V_бр=0,15(2700-1700)+50+27,2+0,785(0,2159× 1,1)²× (1700-675)2=318 м³

Таблица 19-Потребность бурового раствора

Интервал	Объём приём-ных емкостей Vпр, м3	Объём раствора, затрачиваемый на данный интервал Vбур, м3	Объём раствора с учётом пробуренного интервала Vбр, м3
0-50		23,5	73,5
50-675		93,75	215,7
675-950		41,25	118,5
950-1700			214,1
1700-2700

Определим необходимое количество материалов и химических реагентов бурового раствора для каждого интервала для двух вариантов:

Вариант №1
1. Интервал (0-50)м Vбур=23,5 м3 Qгп=23,5× 60,9=1431,15кг QКМЦ=23,5 ×0,8=18,8кг QNa2CO3=23,5× 0,35=8,2кг QФК=23,5 ×0,64=15 кг QНТФ=23,5× 0,18=4,2 кг		2. Интервал (50-675)м Vбур=93,75м3 Qгп=93,75 ×114,4=10725кг QКМЦ=93,75× 1,5=140,6кг QNa2CO3=93,75× 0,7=65,6кг QФК=93,75 ×1,2=112,5кг QНТФ=0,18×93,75=16,9кг
3. Интервал (675-950)м Vбур=41,25 м3 QКМЦ=41,25 ×6=247,5 кг QNa2CO3=41,25 × 1,27=52,4 кг QNaHCO3=41,25 × 1,2=49,5 кг QФК=41,25 × 3,3=136 кг QНТФ=41,25 × 0,2=8,25 кг Qст.Al=41,25 ×0,47=19,4 кг Vгл=0,785(0,2159 1,1)2 ×175=7,7м3 Мгл=(1-10/100)1900× 7,7=13167кг		4. Интервал (950-1700)м Vбур=75м3 QКМЦ=75× 6=450кг QNa2CO3=75 ×1,27=95,3кг QNaHCO3=75× 1,2=90кг QФК=75× 3,3=247,5кг QНТФ=75× 0,2=15кг Qст.Al=75× 0,47кг Vгл=0,785(0,2159 1,1)2 ×225=10м3 Мгл=(1-10/100)1900 ×10=17100кг
5. Интервал (1700-2700) Vбур=15м3 QКМЦ=15× 6=90кг QNa2CO3=15 ×1,27=19,1кг QNaHCO3=15 ×1,2=18кг QФК=15 ×3,3=40,5кг QНТФ=15× 0,2=3кг Qст.Al=15× 0,47=7,1кг Глинистые пачки в интервале отсутствуют.
Вариант №2
1. Интервал (0-50)м Vбр=73,5 м3 Qгп=73,5 ×85=6247,5кг QКССБ=73,5× 40=2940кг QCa(OH)2=73,5×4=294 кг QNaOH=73,5× 3=220,5 кг Qвода =920 ×73,5=67620 л		2. Интервал (50-675)м Vбр=221,1м3 Qгп=221,1× 90=19899кг QОкзил=221,1× 25=5527,5кг QNaOH=221,1× 4=884,4 кг QКМЦ=221,1× 4=884,4 кг QCa(OH)2=221,1×2=442,2 кг QCaSO4(2H2O)=221,1× 18=3979,8 кг Qвода=221,1× 957=211592,7 л
3. Интервал (675-950)м Vбр=118,5м3 Qгп=118,5×120=14220кг QКССБ=118,5× 30=3555 кг Qкмц=118,5 ×20=2370кг QCa(OH)2=118,5 ×5=592,5 кг QCaCl2=118,5× 6=711 кг Qвода=118,5× 919=108901,5 л		4. Интервал (950-1700)м Vбр=198,7 м Qгп=198,7 ×70=13909 кг QМК=198,7× 12=2384,4 кг QKOH=198,7 ×3=596,1 кг QKCl=198,7 ×40=7948 кг Qвода=198,7 ×935=185784,5 л
5. Интервал (1700-2700) Vбур=262 м3 Qгп=262 ×45=11790кг QКМЦ-600=262× 5=1310 кг QПАА=262× 50=13100 кг Qнефть=262× 80=20960 кг Qвода=262× 850=222700 л		5.

Определим количество утяжелителя необходимого для утяжеления бурового раствора.

В качестве утяжелителя применяем гематит: =5600 кг/м³, m_ут=0,05.

Интервал (300-675)

Количество утяжелителя:

Таблица 20-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
			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 0,47 8.8 1,1 5,5				23,5   23,5   23,5	73,5 1431,15 18,8 8,2 4,23 73,5 6247.5 220.5 73,5 646,8 80,52 402,6
			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   0,25 2,86			77,35   77,35   77,35	93,75   93,75   93,75	221,1 140,6 65,6 112,5 16,9 221,1 5527,5 3979,8 884,4 884,4 442,2   221,1 726,63
			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 0,2 3,3 1,27 1,2 0,47 0,15   0,15 4,8 2,4			Наши рекомендации Дождь в городе Набережночелнинский филиал Филиал в г. домодедово Дайте сравнительный анализ образа жизни в деревне, городе, малом городе и поселке Филиал факультета заочного образования в городе Мозырь Можно ли, обучаясь в филиале института в одном городе, перевестись в такой же филиал того же института, но в другом городе? Тема 5. Особенности организации местного самоуправления и местного управления в городе Москве. Перспективы развития местного самоуправления в городе Москве Кубанский государственный университет филиал в г. Славянске-на-Кубани. Кубанский государственный университет филиал в г Филиал ТюмГНГУ в городе НижневартовскЕ Мероприятия по оздоровлению экологической обстановки в городе Нижневартовске в годах ← Предыдущая страница | Следующая страница →