Содержание Введение 1 Исходные данные для выполнения курсовой работы 3
 Скачать 332 Kb.
|
4.Приготовление буровых растворов4.1.Технология приготовления бурового раствораПри приготовлении буровых растворов требуется обеспечить с помощью специальных устройств хорошее диспергирование твердой фазы и перемешивание её с жидкостью. В качестве такого устройства для приготовления раствора из бентонитового глинопорошка использовалась глиномешалка типа МГ-2-4. Исходный раствор готовился по требуемой плотности дисперсионной среды и дисперсной фазы-смеси воды и бентонитового глинопорошка. В процессе бурения приходится обрабатывать буровой раствор химическими реагентами для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии. 4.2.выбор оборудования для приготовления раствораВ современных условиях бурения для приготовления буровых растворов используется следующее оборудование:
При выборе оборудования для приготовления растворов необходимо учитывать комплектование и состав циркуляционных систем буровых установок различных типов. 5.Управление свойствами растворов в процессе бурения5.1.Контроль параметров буровых растворовПоказатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией буровых растворов предприятия с выдачей буровому мастеру результатов и рекомендаций по приведению параметров бурового раствора к указанным в проекте. Для контроля свойств раствора используются приборы, входящие в комплект лаборатории буровых растворов КЛР-1. Комплект включает плотномер, прибор СНС, ВСН-3, цилиндр стабильности ЦС-2, УТ-1 (установку для термообработки буровых растворов), рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВРБ-1, фильтр-пресс ФЛР-3, термометр ТР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, набор реактивов и посуды для химических анализов. С помощью стандартного набора химреактивов и лабораторной посуды должно контролироваться содержание в буровом растворе ионов калия и кальция, коллоидной фазы, песка, проводиться необходимый анализ фильтрата раствора и т.д. Обработка бурового раствора химическими реагентами и утяжелителем проводится в соответствии с разработанной рецептурой и регистрируется в журнале контроля параметров бурового раствора. В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади, согласно РД 39-2-645-81 (Методика контроля параметров буровых растворов) и РД 39-2-985-83 (Методика контроля параметров процесса промывки скважин). Таблица 8 - Периодичность контроля параметров бурового раствора
5.2.Технология и средства очистки буровых растворовЭффективная очистка буровых растворов от выбуренной породы, является важнейшим фактором снижения затрат материалов на регулирование параметров буровых растворов, повышения технико-экономических показателей бурения скважин, улучшения качества вскрытия продуктивных пластов. Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины, в последовательности: скважина-блок грубой очистки (вибросито) - дегазатор - блок тонкой очистки (песко- и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы (гидроциклонные глиноотделители, центрифуга). Широко применяется импортная система очистки американской фирмы DERRIC. В частности, на скважине были установлены вибросита и центрифуга этой фирмы. Вибросита просты в обслуживании имеют две сетки, что обеспечивает более эффективную очистку. Так как бурение скважины требует качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы. Поэтому, прежде чем приступить к забуриванию, следует убедиться в наличии сеток на вибросите с различными диаметрами ячеек в зависимости от интервала бурения и буримости породы, состояния оборудования для приготовления и очистки. На всем протяжении бурения была организована четырехступенчатая очистка бурового раствора.  Рис. 1. Принципиальная схема блока приготовления и очистки бурового раствора: 1-скважина; 2-вибросита; 3-пескоотделитель; 4-ЦСГО; 5-илоотделитель; 6-центрифуга; 7-емкости для раствора; 8-буровые насосы; 9-мерная емкость V=10 м3. 5.3. УПРАВЛЕНИЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ 1. Для роста показателей отработки долот и ускорения процесса разрушения горных пород необходимо уделять чистоте раствора, содержанию и составу его твердой фазы. Для этого нужно использовать различные ингибиторы, позволяющих уменьшить диспергируемость шлама и понизители вязкости. Для улучшения триботехнических свойств добавить смазывающие добавки (РЖС, графит). 2. Для предупреждения потери устойчивости стенки ствола скважины необходимо повысить плотность промывочной жидкости (мел), регулировать показатель фильтрации (КМЦ, ГИПАН). 3. Для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов необходимо ограничить репрессию (контроль плотности раствора, при превышении проектных данных - разбавлять водой), решая вопрос о снижении репрессии на продуктивный пласт при его вскрытии бурением, необходимо создать высокоэффективное амортизирующее наддолотное устройство и включить его в компоновку низа бурильной колонны. Буровой раствор должен обладать низкой скоростью фильтрации бурового раствора в пласт во избежание повреждений коллекторских свойств пласта; Таким образом, заявляемый полимерно-глинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов имеет оптимальную структуру, которая позволяет добиться качественного вскрытия пласта при сохранении проницаемости призабойной зоны и одновременно обеспечить стабильность структурно-реологических и фильтрационных свойств бурового раствора в условиях полисолевой минерализации и в широком диапазоне температур (до 90°С), что обеспечит снижение затрат на регулирование свойств бурового раствора в процессе бурения за счет снижения общего расхода реагентов из-за повышения устойчивости технологических показателей бурового раствора. Таблица 9 - Мероприятия по управлению свойствами растворов по интервалам бурения
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||