3202

Требования предъявляемые буровым растворам

Курсовая

География, геология и геодезия

Введение Процесс промывки при современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и ре...

Русский

2012-10-26

129.99 KB

80 чел.

Введение

Процесс промывки при современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и решающее влияние на эффективность разрушения горных пород долотом, характер и интенсивность проявления различного рода осложнений аварий. Многолетний опыт бурения показывает, что основным профилактическим средством предотвращения поглощений, прихватов инструмента и приборов, от осыпей и обвалов, нефтегазоводо проявлений в скважинах является соответствующий выбор состава и свойства бурового раствора, режима промывки.

К буровым раствором предъявляют ряд требований, обусловливающих как их качество, так и функциональное назначение.

Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

1) быть экологически безопасным, устойчивый к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давлению; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы (растворение, диспергирование) в его состав;

2) предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

3) обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;

4) создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

5) выносить шлам на поверхность, легко освобождаясь от него на очистных устройствах;

6) передавать гидравлическую мощность забойным двигателям;

7) обеспечивать возможность проведения геофизических исследований;

8) облегчать спуско-подъемные операции.


1. Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1 Стратиграфия и литология

Литология и стратиграфия представлены в таблице 1

 1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

Водонефтегазоносность, пластовые температуры и давления по разрезу скважины представлены в таблицах 2 - 5. При разработке рецептур и способа обработки БР необходимо учесть, возможное влияние минерализованных пластовых вод. Также необходимо обеспечить качественное разобщение верхних пресноводных горизонтов во избежание их осолонения.

         1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

Осложнения в основном вызваны нефтегазоводопроявлениями, прихватами осыпями, обвалами, поглощениями и сужением ствола скважины.

Возможные осложнения по разрезу скважины представлены в таблицах 6 – 9. Из приведенных таблиц видно, что с целью предотвращения данных осложнений необходимо контролировать параметры БР и соблюдать технологию бурения.


                                                                                                                                                                                               

 Таблица 1-Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое

Глубина залегания, м

Горная порода

краткое название

описание: полное название, характерные признаки

по вертикали

название

индекс

от

(верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

Четвертичная

Q

0

50

Суглинки, супеси

Торфяники, суглинки, супеси

Атлымская свита

Р2/З

50

300

пески, глины

Чередование песков, глин

Тавдинская свита

Р2/3

300

450

пески, глины

Чередование песков, глин

Люлинворская свита

Р2/2

450

700

глины, опоки

Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые

Талицкая свита

Р1

700

850

глины, алевриты

Глины слюдистые т/серые, черные с прослоями алеврита и песка

Ганькинская свита

К2

850

900

глины

Глины зеленовато-серые слюдистые

Березовская свита

К2

900

1050

глины, алевриты

Глины серые плотные, участками опоковидные, слабо алевритистые

Кузнецовская свита

К2

1050

1100

глины

Глины зеленовато-серые, зеленые алевритистые, содержат редкие прослои алевролиты

Уватская свита

К12

1100

1400

алевролиты, глины, песчаники

Алевролиты серые с зеленоватым оттенком с прослоями аргилитоподобных глин и песчаников с/зернистых темно-серых

х-мансийская свита

К1

1400

1750

глины, алевролиты, песчаники

Песчаники с-серые, глины плотные, т-серые, аргиллитовые с прослоями алевролита

Викуловская свита

К1

1750

2000

глины, алевролиты, аргиллиты песчаники

Песчаники и алевралиты серые м/з с прослоями аргелитов.

Алымская свита

К1

2000

2200

глины, алевролиты, аргиллиты песчаники

Аргиллиты т-серые, битуминозные с прослоями алевритов и песчаников серых, с - серых м/з, глины с растительными остатками.

Черкашинская свита

К1

2200

2880

Глины, алевролиты, аргиллиты песчаники

Чередование глин, алевролитов, аргиллитов и песчаников.

Таблица 2 -Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м.

Тип коллектора

Плотность, г/смЗ

Пористость, %

Проницае-мость, дарси

Глинистость, %

Карбонатность

, %

Предел текучести               ,

МПас

Твер- дость,

МПа

Коэффициент пластичности

Абразивность

Категория породы по промысловой спецификации

от (верх)

до

(низ)

К1

2370

2400

песчан.

2,1

18

0,015

12-18

5-8

9-213

14-234

1,1

III-VIII

C

К1

2520

2635

песчан.

2,1

18

0,037

5-8

9-213

14-234

4,5

III-VIII

C

К1

2620

2880

песчан.

2,1

19

0,005

5-8

9-312

14-234

-

III-VIII

C

 

Таблица 3 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Градиент

пластового давления

гидроразрыва пород

горного давления

геотермический

величина, МПа/м

источник получения

величина, МПа/м

источник получения

величина, МПа/м

источник получения

величина, 0С/100 м

источник получения

от

(верх)

до

(низ)

Q-P2/3

0

450

0,1

0,02

расчет

0,022

Расчет

2,8

РФЗ

Р22

450

1130

0,1

расчет

0,02

РФЗ

К21

1130

1740

0,1

0,017

РФЗ

К1

1740

2880

0,099

0,0162

РФЗ


Таблица 4 - Нефтегазоводоностность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м.

Тип коллектора

Полотность,

г/см3

Давление насыщения, МПа

Подвижность,

10-9м2/Пас

Содержание серы,%

Парафина, %

Дебит Qн,

м3/сут

Газовый фактор, м33

Относительн. плотность по воздуху

Динамический уровень в конце эксплуатации.

Температура жидкости в колонне на устье при эксп., 0С

Рекомендуемые в кг/см2

Репрессия при вскрытии

Депрессия при испытании

от

(верх)

до

(низ)

К1(АС10)

2440

2470

поров

0,868

10,5

0,06

1,2/2,5

3,2-58

-

0,9

-

35-40

25

70

К1(АС11)

2600

2650

поров

0,866

0,06

1,2/2,5

19,3-57

67

0,9

-

-

25

75

К1(АС12)

2750

2800

поров

0,863

0,06

1,2/2,5

4,2

-

0,9

10100

-

25

80

Таблица 5 -Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Условия возникновения

Q-P3/2

0

1150

Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка забоя и ствола скважины от шлама.


Таблица 6-Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3

Условия возникновения

от (верх)

до (низ)

Q-P3/2

0

1150

До 5,0

Отклонение параметров бурового раствора от проектных

Таблица 7 -Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Устойчивость пород от вскрытия до начала осложнения, сут.

Интенсивность осыпей и обвалов

Проработка в интервале из-за этого осложнения

Условия возникновения

от

(верх)

до

(низ)

мощность, м

скорость, м/час

Q-P3/2

0

1150

3

интенсивные

450

100-120

нарушение технологии бурения

P3/2-К2

1150

1950

3

слабые

-

Таблица 8 -Прочие возможные осложнения

Интервал по стволу, м

Вид (название осложнения)

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения

от (верх)

до (низ)

1150

1950

Водопроявления, разжижение глинистого раствора

Нарушение режима промывки скважин, разбавление агрессивными пластовыми водами

Таблица 9-Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по стволу, м

Вид проявляемого флюида

Длина ствола газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении, г/см3

Условия возникновения

от (верх)

до (низ)

К21

1150

1950

Вода

-

-

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента

К1 (АС10-12)

2250

2880

Нефть

-

0,866

1 – плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях


1.4. Обоснование комплекса геофизических   иccледований в скважине

С целью всестороннего освещения разреза (выделение пластов -коллекторов и покрышек, определение нефтеносных пластов и их коллекторских свойств, кавернозности и других параметров) в скважинах производится комплекс геофизических исследований. Необходимый перечень геофизических исследований представлен в таблице 10.

                                                                                                  

 Таблица 10 -Геофизические исследования и работы в скважине

Вид исследования 

Масштаб

записи

Интервалы исследования, м

                          1

                2

                       3

1 . Исследования перед спуском кондуктора 

2. Исследования перед спуском эксплуатационной колонны 

Стандартный каротаж + ПС 

1:200 

2320-2880

БКЗ {5 зондов и резистив.) 

1:200 

2320-2880

Индукционный каротаж 

1:200 

2320-2880

Боковой каротаж 

1:200 

2320-2880

KB + профилеметрия 

1:200 

2320-2880

Микрозонды 

1:200 

2320-2880

Микробоковой каротаж 

1:200 

2320-2880

                                                                                     

Продолжение таблицы 10

                     1

2

                    3

3. Исследования в обсаженном стволе 

В кондукторе 

Цементометрия 

1:500 

0-690 

В эксплуатационной колонне 

Гамма- каротаж 

1:200 

2320-2880

Гамма-каротаж 

1:500 

0-2320

КНК 

1:200 

2320-2880

КНК 

1:500 

0-2320 

АКЦ (USBA) 

1:200 

2320-2880

АКЦ (USBA) 

1:500 

0-2320

СГДТ 

1:200 

2320-2880

СГДТ 

1:500 

0-2320

Локация муфт 

1:200 

2320-2880

Инклинометрия проводится прибором ИОН-1 (непрерывная запись по всему стволу скважины). Контрольные замеры на глубине 90 м, 1100 м,   1300 м, 1500 м, 1700 м, 1900 м, 2100 м, 2300 м, 2500 м, 2800 м  и при ОК.

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды.

Микробоковой каротаж - для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора.

Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия - используется для определения истинного диаметра скважины, определения затрубного пространства, определения участков пакерования.

Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве.

Гамма - гамма цементометрия показывает степень замещения бурового раствора цементным раствором, характер заполнения кольцевого пространства.

АКЦ - показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.


2. Выбор бурового раствора  для бурения  скважин с известными  геолого-техническими  условиями бурения

2.1. Применяемые промывочные жидкости

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них – обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Таблица 11 - Параметры промывочной жидкости взяты из ГТН

Качество глинистого раствора

кондуктор

Эксп. колонна

Эксп. колонна (вскрытие)

Плотность, г/см3

1,16-1,18

1,11-1.14

1,19

Вязкость, сек

30-35

23-25

25-27

ПФ, см3/30 мин

6-8

6-7

4-5

СНС, мгс/см2

15-20/25-35

2-5/15-20

3-5/20-25

2.1.1 Обоснование рецептур растворов по интервалам бурения

 Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном растворе. При бурении под направление для снижения ПФ и увеличении вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ.

 При бурении под кондуктор проходят сквозь слой, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержание низкой температуры, образование прочной фильтрационной корки, создание высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют  КМЦ, КССБ.

        При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема- это сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Для поддержания необходимых значений показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ и КССБ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется карбонат натрия  или гидроксид натрия для поддержания указанных регламентных рН.

2.1.2 Бурение под кондуктор

При бурении под кондуктор используется основной исходный раствор – глинистый буровой раствор  приготовленный из глинопорошка или готовый раствор, поработанный на предыдущих скважинах. Данный тип раствора вполне приемлем для бурения данной площади. Еслм в процессе бурения корректно регулировать свойства(=1,16-1,18 г/см3, УВ=30-35 с, ПФ=6-8 см3/30 мин, СНС=25-35(15-20) дПА, pH=8-9)

Регулирование фильтрационных  характеристик глинистого раствора производится производиться  карбоксилметилцелюллозой  марки КМЦ-600.

Расход на обработку глинистого раствора  составляет 0,1-0,8 % КМЦ-600. Ввод готового раствора КМЦ производится во время циркуляции глинистого раствора  через всасывающую линию буровых насосов. Для этого глиномешалка устанавливается  на приемную емкость буровых насосов.

2.1.3. Бурение под эксплуатационную колону

При бурении под эксплуатационную колону на интервале 700-2400м, используется глинистый раствор.

В интервале 2400-2880 м (при вскрытии продуктивного пласта),следует перейти на ингибированный раствор, так как в интервале предположительно может наблюдаться сужение ствола скважины вследсвие разбухания глин. Для приготовления бурового раствора используются: Бентонитовый глинопорошок, Na2CO3, NaOH, КМЦ-600, полигликоль, КССБ, барит.

Таблица 12 - Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м

Удельный вес,      104 Н/см3

СНС10 дПа

СНС1 дПа

Условная вязкость, сек

Показатель фильтрации, см3/30 мин

рН

от

до

0

700

1,16-1,18

25-35

15-20

30-35

6-8

8-9

700

2400

1,14-1,18

10-15

5-10

23-25

4-6

7-8

2400

2880

1,12-1,14

10-15

5-10

25-27

4-6

7-8

2.2. Обоснование параметров бурового раствора выбранного типа

При проектировании параметров  буровых растворов всегда нужно стремится  к тому, чтобы достигались высокие  скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения. Для повышения  скоростей  бурения плотность, вязкость, содержание твердой фазы, должно быть  минимальным, а показатель фильтрации ограничивается  лишь при разбуриваний интервалов залегания неустойчивых пород и продуктивных пластов. В этих случаях показатель фильтрации не превышает 10 см3 за 30 мин измерения проводятся на приборе ВМ-6.

В связи с опасностью проявления  строго нормируется плотность раствора, остальные параметры  проектируются  исходя из имеющихся  научных знаний и опыта промыслового бурения.

3. Уточнение рецептур буровых растворов

3.1. Постановка задачи

Объектом исследования является интервал бурения под эксплуатационную колонну 2400-2880м.

Необходимость уточнения рецептуры бурового раствора связано с отсутствием данных по показателям качества компонентов на период его приготовления. Связь  между регулируемым параметром раствора и содержаниием реагента анализируется  с помощью вероятностных методов, т.к. зависимость конкретных значений выходного показателя  от переменной  величины X (содержание компонента) имеет случайный  вероятностный характер. По существу, задача сводится к установлению влияния химических реагентов на основные параметры  выбранной модели бурового раствора.

Планирование эксперимента – процедура выбора числа и условий проведения опытов, необходимых для решения постановленной задачи. В нашем случае проводится эксперимент на трех уровнях при k-значениях факторов, и при этом  в процессе эксперимента  осуществляются  все возможные комбинации из k-факторов. Такая постановка опытов  называется полнофакторным экспериментом.

Требуется уточнить рецептуру бурового раствора по эксплуатационную колонну. Для этого исследуем влияние трех химических реагентов: Полигликоль, КМЦ, КССБ.

3.2. Разработка матрицы  планируемого эксперимента

При планировании эксперимента  и анализе его результатов необходимо для каждого фактора выбрать основной уровень и интервал варьирования.

Основной уровень рассчитывается по формуле:

                                           (1)

По следующей формуле (2) рассчитывается интервал варьирования

                                        (2)

Установим границы изменения концентрации () реагентов, (нижний уровень- минимальная концентрация, обозначается -1; верхний уровень- максимальная концентрация, обозначается +1). После выбора параметров оптимизации, факторов и уровней их варьирования производим кодирование факторов.

Таблица 13 - Значения варьируемых факторов

Уровень варьируемых факторов

Обозначение кодовое

КМЦ-500,%

КССБ,%

Полигликоль, 500%

X1

X2

X3

Основной уровень

0

0,3

1,5

4

Интервал варьирования

0,2

0,5

3

Верхний уровень

+1

0.5

2

1

Нижний уровень

-1

0.1

1

7

Таблица 14- Матрица планирования эксперимента

Номер опыта

X0

X1

X2

X3

X1X2

X1X3

X2X3

X1X2X3

1

+1

-1

-1

-1

+1

+1

+1

-1

2

+1

+1

-1

-1

-1

-1

+1

+1

3

+1

-1

+1

-1

-1

+1

-1

+1

4

+1

+1

+1

-1

+1

-1

-1

+1

5

+1

-1

-1

+1

+1

-1

-1

+1

6

+1

+1

-1

+1

-1

+1

-1

-1

7

+1

-1

+1

+1

-1

-1

+1

-1

8

+1

+1

+1

+1

+1

+1

+1

+1

После проведения опытов средние значения ПФ для выбранного раствора запишем в таблицу 16

Таблица 15 - Результаты проведения экспериментов

Номер опыта

1

2

3

4

5

6

7

8

ПФ, см3/30мин

8

8

8

9

8

8

8

9

3.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение

После подготовки матрицы планированного эксперимента выполняются экспериментальные лабораторные работы.

Результаты  опытов вносятся  в таблицу, и проводится  следующая обработка:

  1.  Проверяется однородность полученных дисперсией параллельных опытов
  2.  Рассчитываются коэффициенты  уравнения регрессии, их ошибки и значимость
  3.  Проверяется адекватность выбранной модели
  4.  Определяются оптимальные концентрации исследуемых реагентов

После обработки экспериментальных данных программой STATGRAPHICS получили зависимость ПФ от концентрации применяемых растворов

Y = 6,125 - 1,125*X1 - 1,375*X2 + 0,125*X3 + 0,375*X1*X2 - 0,625*X1*X3+ 0,125*X2*X3      (3)

C помощью программы STATGRAPHICS также получили уровни значимости варьируемых факторов.

Рис. 1.  Уровни значимости варьируемых факторов.

Из графика видно, что ни один из параметров не достигает 95% уровня значимости, тем не менее это не означает, что данные реагенты не эффективны, поэтому для определения оптимальной рецептуры раствора уравнением (3) можно воспользоваться.

Для расчета процентного содержания реагентов при помощи полученного уравнения регрессии необходимо раскодировать его:

; ;;

;

;

.

Подставим полученные значения  в уравнение (3) и получим

(4)

Для расчета зададимся следующими концентрациями реагентов x1=0,3%; x2=1,5%; x3=4%. При определении показателя фильтрации были выбраны средние концентрации Полигликоль, КМЦ и КССБ. Подставим эти значения в уравнение (4) и получим значение Yр=6,3 см3/30 мин.

Приготовим раствор с полученной рецептурой, имеющим параметры, представленные в табл. 16.

Таблица 16 - Параметры оптимального бурового раствора  при бурении  под эксплуатационную колонну

Тип раствора

Параметры бурового раствора

Плотность

г/см3

Вязкость

ПФ, см3/30 мин

СНС, мг/см3

Толщина корки, мм

pH

1

мин

10 мин

Глинистый

1,21

8

6

26,3

26,9

1

10

Полученный раствор имеет показатель фильтрации Yэ=6см3/30 мин, а Yр=6,3 см3/30 мин. Раствор полученный опытным путем удовлетворяет требованиям ГТН, поэтому раствор с данной рецептурой можно использовать при бурении под эксплуатационную колонну.

4. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

Определим потребное количество бурового раствора V, для бурения скважины.

                              (12)

где  VП – объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, VП=50 м3,

a – коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5,

VС – объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором,

VБ – объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.

    (13)

где Di –   диаметры скважины по интервалам бурения,    [ 2 ]

 li – длины интервалов скважины постоянного диаметра.

                                                              (14)

где ni – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки по интервалам бурения.

Тогда количество бурового раствора, потребного для бурения скважины будет равно:

Количество глинопорошка определяется по формуле:

      (15)

где  qг – количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м3 глинистого раствора.

                       (16)

где  Г – плотность сухого глинопорошка, Г=2,6 г/см3,

 В – плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора, В=1,0 г/см3,

 Р – плотность бурового раствора, Р=1,21 г/см3,

m – влажность глинопорошка, m=0,07.

Количество воды для приготовления бурового раствора определяется по формуле:

         (17)

где qВ – количество воды для приготовления 1 м3 бурового раствора.

                               (18)

Полученные данные для наглядности сведем в таблицу 17.

Таблица 17

От

До

Di, мм

Li, м

VС, м3

VБ, м3

V, м3

qг, кг/м3

QГ, м3

qВ, кг/

м3

QВ, м3

1

0

50

324

50

3,66

3,65

59,14

366,9

131687,7

843

49,8

2

50

710

245

710

33,45

48,49

80,28

67,7

3

710

2880

168

2880

63,8

105,41

183,14

154,4

2880

101

157,55

358,92

131686,7

271,9

                                5. Приготовление буровых растворов

5.1. Технология приготовления бурового раствора

Процесс приготовления  буровых растворов включает в себя  три технологические операции:

  1.  Приготовление исходного раствора;
  2.  Обработка его  реагентами  для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии;
  3.  Обеспечение  требуемой плотности  в случае разбуривания  пластов  с аномальными давлениями.

Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением, как  правило, дисперсной среды  и дисперсной фазы. Например при приготовлениях глинистых растворов – смесь воды и глины (глинистая суспензия). Технология обработки раствора реагентами  должна  предусматривать очередность и способ ввода  реагентов; их дозирования и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров.

5.2. Выбор оборудования  для приготовления растворов

В современных условиях бурения для приготовления БПЖ используются следующее оборудование: блок приготовления раствора БПР-70 или БПР-40 с выносными гидроэлектрорными  смесителями и загрузочными воронками, емкости циркулярной системы с гидравлическими и  механическими перемешивателями, диспергатором и насосами.

Для буровой установки БУ-3000 выбирается  следующее оборудование  для приготовления растворов: Резервуары для размещения бурового раствора, сито вибрационное, дегазатор, пескоотделитель, илоотделитель, глиноотделители, диспергатор, блок типа БПР-40, блок для хранения жидких химических реагентов, перемешиватели.

6. Управление свойствами буровых растворов в процессе  бурения скважин

В процессе  бурения скважин параметры буровых растворов  выходят за пределы  регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов, уменьшением потребных концентраций  химических реагентов  из-за адсорбционных потерь, различных видов деструкций, образования нерастворимых  осадков  и др. что, в конечном  счете,  может привести дестабилизации промывочной жидкости (ухудшению показателей: фильтрационных, реологических и структурно-механических), ухудшению показателей её специфических свойств (противоизносных, противозадирных антифрикционных, антикоррозионных и др.)

Разрабатываются мероприятия по предупреждению  выхода параметров  буровых растворов в процессе проводки скважины за пределы рабочих значений. Руководствуясь известными принципами  управления  свойствами  промывочных растворов, выбираются  т или иные  технологические и технические средства управления свойствами  буровых растворов. При этом  решаются  следующие вопросы:

  1.  Устанавливается  периодичность  и выбираются средства контроля  параметров растворов
  2.  Обосновываются технология и средства очистки
  3.  Производится  выбор технологии и  средств повторных химических обработок раствора

6.1. Контроль параметров буровых растворов

В процессе бурения и промывки скважины  свойства бурового раствора должны контролироваться  с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади. Показатели свойств бурового раствора  не реже  одного раза  в неделю должны контролироваться  лабораторией  бурового предприятия с выдачей начальнику буровой результатов  и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.

Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при возобновлении промывки  скважины после СПО, геофизических  исследований, ремонтных работ и простоев  начинать контроль плотности  и вязкости, газосодержания бурового раствора  следует сразу после восстановления циркуляции. Не допускается  отклонение  плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем  на 20 кг/м3  от установленного  проектом величины.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен  производиться  контроль  бурового раствора на газонасыщенность.

Таблица 18 - Периодичность контроля параметров БПЖ

Параметр

Частота измерений  параметров

Неосложненное бурение

Бурение в осложненных условиях

При осложнении или при выравнивании раствора

Плотность, УВ

Через 1ч

Через 0,5ч

Через 5-10 мин

Показатель фильтрации

1-2 раза в смену

2 раза в смену

Через 1 ч

СНС

1-2 раза в смену

2 раза в смену

Через 1 ч

Температура

-

2 раза в смену

Через 2 ч

Содержание песка

2 раза в смену

2 раза в смену

-

6.2. Технология  и средства  очистки БПЖ

Эффективная очистка БПЖ от выбуренной породы  является  важнейшим  фактором  снижения затрат  материалов на регулирование параметров БПЖ, повышения  технико-экономических показателей бурения скважин, улучшения  качества вскрытия  продуктивных пластов.

Очистка БПЖ 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).

При выборе оборудования  для  очистки раствора учитываются конкретные условия бурения и следующие требования:

  1.  Каждый  аппарат (или ступень) должны обладать пропускной способностью, превышающий максимальный расход бурового раствора.
  2.  В циркуляционной системе аппараты  для очистки должны  работать в строго указанной выше последовательности. Если в ступени тонкой очистки  почему-либо  перестал работать пескоотделитель, то  илоотделитель начинает работать в режиме пескоотделителя. И тонкодисперсные частицы (ил) остаются в растворе.
  3.  Каждое устройство должно выполнять вполне определенную функцию  и  использоваться  только при необходимости. нагрузку  по  очистке на каждый аппарат следует планировать исходя  из предельных размеров удаляемых частиц шлама:
  4.  Для вибросита > 75мкм, для пескоотделителя > 40мкм, для илоотделителя > 25мкм, для центрифуги > 5мкм.
  5.  Для очистки  неутяжеленного раствора надо применять  трехступенчатую: вибросито (1-ая ступень), гидроциклонный сепаратор (2-ая ступень). Если раствор обогащен глиной в качестве неполной третей ступени используются глиноотделители.

При выборе оборудования  следует учитывать следующие  нормы  на технологические  параметры по ступеням очистки.

На I ступени (сито ВС-1)

Подача  раствора, л/с, не более

90

Потери раствора,

0,5

На II ступени (ПГ-50)

Подача раствора в один гидроциклон л/с, не более

12

Давление на входе  гидроциклона, МПа не более

0,25

Потери раствора, % не более

1,5

На II ступени (ИГ-45)

Подача раствора в один гидроциклон л/с, не более

3

Давление на входе  гидроциклона, МПа не более

0,28

Потери раствора, % не более

2

            Рис. 2. 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.

        7. Мероприятия по экологической безопасности

применения растворов

Задача охраны природы при разработке нефтяных и газовых залежей состоит в предотвращении потерь природного газа, нефти и выполнении специальных мероприятий по защите окружающей среды – воздушного бассейна, водоемов и земной поверхности от вредного воздействия отходов производства, а также защиты земель от эрозии. Для исключения или сведения к минимуму вредного воздействия на окружающую среду при различных видах работ на лицензионном участке предусмотрен комплекс специальных мероприятий.

Строительство скважины возможно с использованием традиционных технологий и материалов. Однако требуется применять эффективную систему очистки бурового раствора и утилизации отходов бурения, исключая попадание их на рельеф местности. Применяемые химические реагенты и материалы должны быть малоопасными с экологической точки зрения и должны иметь установленные значения ПДК для водоемов санитарно-бытового и рыбохозяйственного назначения. При отсутствии ПДК и методов анализов веществ в буровых сточных водах, использование их для приготовления (обработки) бурового и тампонажного растворов запрещается.

Физико-географические условия работы при строительстве скважины по рабочему проекту, предъявляют ряд требований комплексу природоохранных мероприятий по защите почв и водных объектов при строительстве скважины. Общее руководство организаций работ по выполнению природоохранных мероприятий и по контролю в соответствии с требованиями законодательных актов и нормативных документов осуществляет руководитель предприятия или главный инженер.

Бурение скважины при определенных условиях может сопровождаться:

- химическим загрязнением почв, грунтов, горизонтов подземных вод, поверхностных водоемов, атмосферного воздуха веществами и химическими реагентами, используемыми при проводке скважины, а также пластовым флюидом;

- физическим нарушением почвенно-растительного покрова, грунтов зоны аэрации, природных ландшафтов на буровых площадках и по трассам линейных сооружений;

- изъятием водных ресурсов и т.д..

Возможные основные источники и виды негативного воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважины следующее:

- автодорожный транспорт, строительная техника;

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- отходы бурения;

- тампонажные растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки;

- горюче-смазочные материалы;

- продукты сгорания топлива;

- хозяйственно-бытовые отходы вывозятся на свалку ближайшего населенного пункта;

- перетоки пластовых флюидов по затрубному пространству скважины из-за некачественного цементирования колонн;

- продуктов аварийных выбросов скважины.

7.1 Природоохранные мероприятия при строительстве скважины

Для предотвращения загрязнения пресноводного комплекса и окружающей среды буровыми растворами, компонентами для его приготовления и обработки в проекте предусмотрено:

1. Конструкция скважины разработана в соответствии с требованиями “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, 1998 г.

2. Цементирование обсадных колонн при строительстве скважины также отвечает требованиям “Правил безопасности” по высоте подъема цемента. Обсадные колонны спускаются в один прием и цементируются на всю длину интервала, эксплутационная колонна цементируется в две ступени с установкой муфты ступенчатого цементирования.

3. Для исключения загрязнения водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения вскрытие их осуществляется с использованием промывочной жидкости, приготовленной на основе нетоксичных материалов.

4. В целях предотвращения загрязнения окружающей природной среды в результате возможных нефтепроявлений устье скважины после крепления кондуктором оборудуется противовыбросовой установкой.

5. Опасность загрязнения атмосферного воздуха углеводородами минеральная, так как в разрезе скважины отсутствуют горизонты с аномально высоким пластовым давлением, а бурение с превышением гидростатического давления над пластовым исключает нефтепроявлений в процессе углубления скважины.

7.2 Сбор, утилизация и захоронение отходов строительства скважин

Для предупреждения попадания в почву, поверхностные и пластовые воды отходов и испытания скважин, хозбытовых стоков, загрязненных ливневых стоков с участка буровой, организуется система накопления и хранения отходов бурения, включающая:

Строительство обваловки площадки, ограждающей отведенный участок от попадания на него склонового поверхностного стока с устройством проезда для транспорта. Высота обваловки зависит от характера местности, но не должна быть меньше 1 м. Строительство накопительных шламовых амбаров. Грунт от амбаров используется для обваловки площадки буровой.

Амбары должны быть двухсекционными, при этом первая секция является накопительной, в которую сбрасывается шлам, отработанный буровой раствор и вода, а вторая секция отстойной, в которую поступает лишь жидкая часть отходов бурения, где и происходит отстаивание с целью их повторного использования в системе оборотного водоснабжения буровой. Накопительная и отстойная секции амбара должны соединяться между собой с помощью труб.

Объемы амбаров определяются согласно РД 39-133-94. Амбары должны иметь по периметру обваловку из минерального грунта высотой не менее 0,5 м и защитно-охранное ограждение из стальной проволоки 5 мм2 высотой 1,2 м в два ряда. Дно и стенки амбаров должны гидроизолироваться согласно “Технологическому регламенту по гидроизоляции шламовых амбаров с применением глинистого раствора с отверждающими компонентами”. По мере заполнения амбара вода должна быть очищена (осветлена) при помощи коагулянта и повторно использована на технические нужды, для чего в проекте предусмотрен специальный насос с соответствующей обвязкой и обогревом.

Продукты освоения собираются в металлические емкости, отстаиваются, нефть и пластовая вода поступает в нефтесборный коллектор, буровой раствор попадается в шламовый амбар, где проходит обработку.

Перевозка материалов для буровых и цементных растворов должна производиться в исправной таре транспортом, исключающим ее повреждение. Хранение материалов осуществляется в закрытом помещении (контейнерах, БПР-блоках приготовления раствора, передвижных складах).

8. Литература

1. Конесев Г.В., Матюшин П.Н. и др. Курсовая работа по буровым растворам: учебно-методическое пособие по дисциплине «Буровые промывочные жидкости». – Уфа: УГНТУ, 2000. 46 с.

2. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М.. Справочник по промывке скважин—М.: Недра, 1984. 317 с

3. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник.-3-е изд., перераб. И доп. -М.: Недра, 1990. -302с.

5. Материалы практики в ЗАО «Сибирская сервисная компания»


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

83689. ОСОБЕННОСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОПУЛЯРНОСТИ СОЦИАЛЬНЫХ СЕТЕЙ РУНЕТА СРЕДИ РАЗЛИЧНЫХ СОЦИАЛЬНЫХ ГРУПП 305.81 KB
  Телекоммуникации с помощью социальных сетей принципиально новый пласт социальной реальности более подвижная и адаптивная форма организации способная развиваться вместе со своим окружением и эволюцией узлов которые составляют сети. Однако бум в развитии онлайновых социальных сетей начался в 2003-2004 гг.
83690. Исследование потребительских предпочтений молочной продукции на примере холдинга «Афанасий» 98.13 KB
  Качественные методы маркетинговых исследований направлены на изучение взглядов, отношений, мнений и интересов потребителей. Качественные методы позволяют исследователю разобраться в сложной и многообразной природе действий покупателей.
83693. Холодоснабжение Кафе общего типа на 50 мест, с самообслуживанием, работающей на полуфабрикатах 545 KB
  Подбор и расчет камеры наиболее экономичной для предприятия общественного питания. Реализация данной цели предполагает решение следующих задач: подобрать современную сборную щитовую камеру; определить теплопритоки через ограждения от термообработки продуктов и эксплуатации камеры...
83695. По‏нятие и о‏со‏бенно‏сти Федерально‏го‏ ко‏нституцио‏нно‏го‏ зако‏на в Ро‏ссийско‏й Федерации 154.02 KB
  Для то‏го‏ что‏бы дать характеристику любо‏й о‏трасли прaва нео‏бхо‏димо‏ о‏пределить о‏со‏бенно‏сти со‏ставляющих ее но‏рм. Рассматривая по‏нятие ко‏нституцио‏нно‏-право‏вых но‏рм, нужно‏ прежде всего‏ о‏тметить, что‏ им сво‏йственны и о‏бщие признаки, присущие всем право‏вым но‏рмам, безо‏тно‏сительно‏ к их о‏траслево‏й...
83696. СОВРЕМЕННЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ СОЗДАНИЯ БАТИКА 8.74 MB
  Путь подготовки ткани для росписи был многоступенчатым: вымачивание, отбеливание, затем кипячение. Сам процесс, состоящий из следующих одна за другой операций: покрытие горячим воском — крашение — сушка, повторяющихся для каждого цвета, отличался сложностью и длительностью, требовал мастерства итерпения.
83697. Деньги и цена. Денежное обращение и его законы 238.5 KB
  Деньги это неотъемлемая и существенная часть финансовой системы каждой страны. Называются ли они долларами, рублями, гривнами, фунтами или франками, деньги служат средством оплаты, средством сохранения стоимости и единицей счёта во всех экономических системах.