Обоснования выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения

Обоснования выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения

Введение

Из всего многообразия проблем, решаемых при бурении глубоких скважин различного назначения, одно из первых мест принадлежит буровым растворам (промывочным жидкостям). Это определяется не только особой важностью технологических функций растворов, но и тем, что они являются средой, в которой происходят процессы разрушения горных пород на забое и формирование ствола скважины в течение длительного периода ее строительства. От соответствия буровых промывочных жидкостей геолого-техническим условиям бурения зависит скорость проходки, предупреждение осложнений и аварий, долговечность бурового оборудования и инструмента, успешное разобщение пластов, эффективность освоения продуктивных горизонтов и, в конечном счете, результативность и себестоимость буровых работ.

Современные промывочные жидкости представляют собой многокомпонентные системы, технология приготовления и управления свойствами которых в настоящее время приобретают все более самостоятельное научное и практическое значение при бурении глубоких скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые.

Промывочные жидкости претерпели долгое и сложное развитие от "буровой грязи" до сложнейших композиций с заранее заданными и регулируемыми физико-химическими и технологическими свойствами.

1. Исходные данные

.1 Характеристика проектной скважины

На площадях Ново-Елховского месторождения по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами Девонской, Каменноугольной и Пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280 - 1930 метров, и представлена в объёме четырёх ярусов, от Эйфельского и Фаменского, и 14 горизонтов - от Бийского до Лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до Кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов-коллекторов, разделённых плотными и глинистыми породами (горизонты Д ₀ - Д _V). Общая толщина терригенной части Девона составляет до 200 метров.

Верхняя часть разреза девона от Саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет в среднем 450 - 500 метров. Толщины горизонтов карбонатного девона имеют большие колебания - от 3 до 125 метров, в литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще Девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов, имеющих, как правило, локальное распространение.

В разрезе палеозоя по степени совпадения и соотношения поверхностей маркирующих горизонтов выделяется несколько структурно-тектонических этажей (СТЭ), каждый из которых имеет свои отличительные особенности. Первый СТЭ - терригенные отложения Девона, второй тектонический этаж - верхняя граница проводится по кровле терригенных отложений нижнего карбона, третий СТЭ - кровля Верей-Каширских отложений, четвёртый СТЭ - кровля Верхнего Карбона. В региональном плане для юго-востока Татарии характерно чёткое совпадение основных тектонических элементов по всем СТЭ. В нижних СТЭ элементы I и II порядков выражены более чётко, в верхних этажах отдельные элементы нивелируются; несовпадение структурных планов отмечается лишь по элементам низших порядков (III и IV), что связано с различной степенью проявления блоковой тектоники фундамента и наличием структур различного генетического типа.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско -Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части которого он отделён узким (1,5 - 3 км) и сравнительно глубоким (50 - 60 м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяжённостью около 100 км.

По терригенным отложениям Девона (первый СТЭ) Акташско -Ново-Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простирания со слегка ундулированной осью. Восточное крыло складки в сторону Алтунино-Шунакского прогиба крутое, наклон слоёв достигает 3-4⁰; на западном крыле, а также Периклиналях складки углы падения пород небольшие - 12-15 минут. С запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде (порядка 10 м) Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всём протяжении; на отдельных участках имеет вид структурного уступа.

Как свод, так и крылья Ново-Елховской структуры, особенно Северная Периклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3-10 м). Ширина складки по стратоизогипсе - 1516 м, соответствующей отметке ВНК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14-18 км, длина 85 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере - Акташская, площадь 34 тыс.га, на своде структуры - Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га, и на юге - Федотовская, площадью 12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку. Лишь на самом севере выделяется Красноярский участок в виде небольшого локального поднятия с амплитудой менее 10 м. Аналогичные поднятия выявлены как на севере, так и на западе от месторождения - это Онбийское, Аксаринское, Уратьминское, Кадыровское и другие, которые считаются отдельными месторождениями.

Дизъюнктивных нарушений во всех СТЭ не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти во всех СТЭ определяются формой и размером структуры, то есть являются структурными. Ловушек неструктурного типа не обнаружено. К структурному фактору добавляется литологический, как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложнёнными, а в карбонатных отложениях - от массивных до пластовых сводовых литологически осложнённых. Во всех СТЭ локальные поднятия, в том числе и Акташско-Ново-Елховская структура по терригенному девону, заполнены нефтью, полностью до перегиба слоёв на крыльях и Периклиналях поднятий.

.2 Характеристика геологического разреза скважины

Таблица1 -Геолого-технических данных

.2.1 Выбор конструкции скважины

Для бурения данной скважины необходимо применить следующую конструкцию:

Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины. Спускается на глубину от 0 - 30 метров с целью предотвращения осыпей и обвалов в Казанском ярусе на глубине от 0-132 метров и предотвращает размытие устья при циркуляции бурового раствора. Диаметр колонны выбираем 324 мм, толщина стенки 8,5 мм, диаметр долота 393,7 мм.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн. Спускается на глубину от 0 - 311 метров для предотвращения осыпей и обвалов в Казанском ярусе и начало поглощения в Уфимском ярусе на глубине 132 метров. Диаметр колонны выбираем 245 мм, толщина стенки 7,8 мм, диаметр долота 295,3 мм.

Эксплуатационная колонна - служит для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами. Спускается на глубину от 0 - 1158 метров для предотвращения осложнений на протяжении всей скважины и для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивны пласт с целью поддержания давления в нем. Диаметр колонны выбираем 168 мм, толщина стенки 8,9 мм, диаметр долота 215,9 мм.

Бурение ведется до глубины 1185 метров и оставляем открытый ствол, диаметром долота 144 мм.

Таблица 2

2. Расчетно-техническая часть работы

.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин

При бурении под направление от 0 до 30 метров выбираем буровой раствор который должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать обвалы в Казанском ярусе на глубине с 3 до 132 м, предотвращать размыв стенок скважины, создавать противодавление на пласты. Поэтому в качестве промывочной жидкости выбираем Глинистый раствор, так как он глинизирует стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Плотность и вязкость глинистых растворов таковы, что они удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.

При бурении под кондуктор от 30 до 311 метров бурение вести на ЕВС, так как наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Также в этом ярусе может начаться поглощение, то для его ликвидации можно применить различные пакеры или профильные перекрыватели для изоляции этих зон.

При бурении в зоне с наиболее интенсивными осложнениями, такими как поглощение, осыпи и обвалы, водопроявление с глубины 658 по 878 метров в качестве промывочной жидкости предложен ПАВ. Так как он наиболее подходит для создания противодавление на Веревейский горизонт, предотвращения намокания, засорения стенок скважины, предотвращение набухания пород, чувствительных к воде.

При вскрытии продуктивного пласта раствор должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать обвалы в Угленосном горизонте на глубине от 1147 до 1158 метров, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора. Поэтому вскрытие продуктивного пласта лучше вести на ПМР, так как он сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта, качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, устойчивость стенок скважины, бурение без осложнений мощных глинистых интервалов. При бурении открытого ствола переходим на нефть ,так как нефть предотвращает засорение продуктивной залежи и сохраняет коллекторские свойства.

.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.

Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее разнообразие состава характерно для глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным типом промывочной жидкости.

Для разбуривания интервала 0 - 30м используем глинистый раствор. В состав глинистого раствора будут входить следующие компоненты:

Бентонит

КМЦ-600

Вода

- Сульфит натрия (Na2SO3)

Бентонит - раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор предупреждает проникновение пластовых вод, а также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при работе и ускоряет процесс бурения.

КМЦ-600

Как структурообразователь, понизитель фильтрации нужно использовать карбоксилметилцелюлозу. КМЦ 600 представляет собой рассыпающееся белое или слегка кремовое волокнистое вещество, относительно медленно растворяющееся в воде с образованием вязкого коллоидного раствора. Назначение низковязкой КМЦ -снижение водоотдачи буровых растворов средней минерализации при температуре 130-140 ⁰С. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать водоотдачу буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием.

Для разбуривания интервала 658 по 878м используем раствор ПАВ. В состав раствора будут входить следующие компоненты:

Вода

ПАВ

ПАВ

Обладает способностью создавать противодавление на горизонт, предотвращает намокание стенок, засорения стенок скважины, предотвращение набухания пород, чувствительных к воде.

Для разбуривания интервала 1147 до 1158 м используем полимерно меловой раствор. В состав ПМР будут входить следующие компоненты:

Вода

Мел

Si Na

УЩР

КССБ

- Полимер

УЩР

Углещелочной реагент применяют для снижения водоотдачи, вязкости и СНС промывочных жидкостей. Недостатками УЩР является чувствительность обработанных им промывочных жидкостей к действию агрессивных электролитов - ионов многовалентных металлов; при повышенной минерализации среды может возрастать водоотдача и даже выпадать твердая фаза. Кроме того, растворы, обработанные УЩР, повышают липкость корок на стенках скважины. При небольших концентрациях уменьшать вязкость глинистых растворов. Уменьшает водоотдачу, повышает стабильность и вязкость, снижает статическое напряжение сдвига глинистого раствора. УЩР не следует применять для обработки глинистых растворов в условиях сильных осыпей и высокой минерализации, так как при этом чрезмерно возрастает вязкость. Добавка углещелочного реагента (УШР), содержащего 15 г угля и 2 г NaOH на 100 см3 воды, приводит к снижению скорости коррозии как стали, так и алюминиевых сплавов.

КССБ

·              Предназначен для снижения фильтрации растворов различных типов (известковых, хлоркальциевых), а также минерализованных;

·              При высокой забойной температуре в пресных водах обеспечивает поддержание низкой водоотдачи;

·              При обработках совместим с другими реагентами. В зависимости от минерализации и температуры добавка КССБ изменяется от 1 до 3%(в пересчете на сухой продукт);

Полимеры

полимеры добавляют в буровой раствор для того, чтобы еще больше увеличить его вязкость до необходимого уровня. Но иногда полимеры могут использоваться отдельно от раствора. В зависимости от необходимости получить определенный раствор, полимеры добавляют для придания буровому раствору маслянистости, вязкости, для сдерживания глинистого сланца и обычной глины, для того, чтобы не образовались окатыши. Помогают полимеры также и контролировать потерю воды.

Si Na

Жидкое стекло () относится к гидролитическим щелочам и предназначено для предупреждения набухания и гидратации, особенно кальциевых глин, так как фильтрат бурового раствора оказывает крепящее действие, возрастающее с увеличением концентрации жидкого стекла (до 5.0%) . Это объясняется его взаимодействием с обменным кальцием глин с образованием кальцисиликатного цемента. Эффективна обработка гипаном и 2-5% жидкого стекла, а также применение малосиликатных буровых растворов и силикатных ванн. Добавка жидкого стекла 2-5% увеличивает коллоидность глин за счет обогащения их силикатами, повышает термостойкость растворов обработанных КМЦ до 180º С и является сильным структрурообразователем, поэтому оно используется при ликвидации поглощений в составе быстросхатывающихся смесей. Небольшие добавки жидкого стекла (0.1-1.0%) интенсивно снижают вязкость пресных буровых раствров при обычных и высоких температурах. Жидкое стекло связывает катионы поливалентных металлов, образуя труднорастворимые соединения, что может предотвратить «порчу» раствора и использоваться при ликвидации поглощений. Следует учесть, что силикатная обработка и известкование несовместимы, ввиду образования осадка в виде труднорастворимого силиката кальция. Так как силикаты натрия и калия имеют щелочную реакцию (рН около 12), то при работе с ними необходимо соблюдать меры предосторожности.

.3 Выбор показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин

промывочный бурение скважина

Углещелочной реагент:

Реагент выпускается в виде порошка темно-бурового цвета по ТУ 39-1223-87 с влажностью 25%, плотностью 1.2-1.3 , насыпанной массой 0.6-0.7 , при этом суспензия 10%-ного бентонита, обработанная 5% УЩР (на сух.), должна иметь фильтрацию не более 8 .

УЩР обладает многофункциональными свойствами: является интенсивным пептизатором глинистой фазы, понизителем фильтрации и вязкости, эмульгатором и регулятором . Экспериментальная термостойкость УЩР при снижении фильтрации пресных растворов составляет до 200º С при его добавке до 5% (сух.), а реальная - до 120º С, так как в фильтрате почти всегда имеются различные соли от 0.1 до 0.5%.

Снижение эффективности УЩР в этих условиях объясняется в основном коагуляцией гуматов из-за воздействия солей NaCl, технологически обоснованная добавка которого в пресные растворы и с минерализацией не более 1% NaCl составляет от 2 до 4% при температуре от 120 до 80º. При большем содержании таких солей (до 3% NaCl) реагент малоэффективен, а при наличии солей кальция и магния полностью теряются его стабилизирующие и разжижающие свойства, вследствие образования солей этих металлов, плохо растворимых в воде. При производстве гранулированного гуматного реагента, полученного по жидко-фазному способу, он более устойчив к солям Ca (до 0.1%), чем УЩР, произведенным по классической технологии. Для повышения термостойкости УЩР в буровой раствор добавляются 0.05 - 0.25 % хроматов и бихроматов Na или К (только при температуре более 70º С), при этом повышается порог коагуляции от воздействия солей, однако СНС остается близким к нулю и для его повышения нужно вводить бентонит. Температура влияет и на свойства УЩР. Так, при 15º С содержание гуминовых веществ в жидком УЩР составляет всего 1.31 %, а при 30º С 2.43 %. Поэтому на буровых в случае низкой неэффективности жидкого УЩР его растворение производится в подогретой воде, а для более полной растворимости и вытяжки гуминовых кислот добавляются кальцинированная и каустическая сода.

КССБ:

-Массовая доля воды, не более 10,0%

Растворимость, не менее 90,0%

Водородный показатель (рН) 1%-ного водного раствора         7,0-9,0

Величина снижения фильтрации, не менее 50,0%

.4 Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора

Геологический разрез Татарстана, в частности Ново-Елховского месторождения, сложен в основном устойчивыми горными породами поэтому, до продуктивного горизонта в качестве буровой жидкости можно применить естественную техническую воду (ЕВС).

Для улучшения качества буровые растворы обрабатывают химреагентами.

По влиянию на структурно-вязкостные свойства и показатель фильтраций все реагенты, добавляемые к буровому раствору можно разделить на три группы:

1)      реагенты - стабилизаторы: к этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;

2)      реагенты - структурообразователи: к ним относятся все щелочные электролиты - кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натрий;

)        реагенты - коагуляторы: к этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.)

В интервале от 30 до 888 м и от 916 до 1125 применяется техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента.

С глубины 1147 до 1158 м, с целью качественного вскрытия продуктивного горизонта и создания достаточного противодавления на него, а также для предотвращения обваливания неустойчивых пород в качестве буровой жидкости применяем полимер-меловой раствор, способный образовывать малопроницаемую фильтрационную корку в отложениях коллекторов, удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы, регулировать структурно-механические и фильтрационные показатели.

При этом добавляют следующие химические реагенты: Вода: Мел, Si Na, УЩР, КССБ, Полимер

УЩР

Углещелочной реагент применяют для снижения водоотдачи, вязкости и СНС промывочных жидкостей. Недостатками УЩР является чувствительность обработанных им промывочных жидкостей к действию агрессивных электролитов - ионов многовалентных металлов; при повышенной минерализации среды может возрастать водоотдача и даже выпадать твердая фаза. Кроме того, растворы, обработанные УЩР, повышают липкость корок на стенках скважины. При небольших концентрациях уменьшать вязкость глинистых растворов. Уменьшает водоотдачу, повышает стабильность и вязкость, снижает статическое напряжение сдвига глинистого раствора. УЩР не следует применять для обработки глинистых растворов в условиях сильных осыпей и высокой минерализации, так как при этом чрезмерно возрастает вязкость. Добавка углещелочного реагента ( УШР), содержащего 15 г угля и 2 г NaOH на 100 см3 воды, приводит к снижению скорости коррозии как стали, так и алюминиевых сплавов.

КССБ

·              Предназначен для снижения фильтрации растворов различных типов (известковых, хлоркальциевых), а также минерализованных;

·              При высокой забойной температуре в пресных водах обеспечивает поддержание низкой водоотдачи;

·              При обработках совместим с другими реагентами. В зависимости от минерализации и температуры добавка КССБ изменяется от 1 до 3%(в пересчете на сухой продукт);

Полимеры

Полимеры добавляют в буровой раствор для того, чтобы еще больше увеличить его вязкость до необходимого уровня. Но иногда полимеры могут использоваться отдельно от раствора. В зависимости от необходимости получить определенный раствор, полимеры добавляют для придания буровому раствору маслянистости, вязкости, для сдерживания глинистого сланца и обычной глины, для того, чтобы не образовались окатыши. Помогают полимеры также и контролировать потерю воды.

Si Na

Жидкое стекло () относится к гидролитическим щелочам и предназначено для предупреждения набухания и гидратации, особенно кальциевых глин, так как фильтрат бурового раствора оказывает крепящее действие, возрастающее с увеличением концентрации жидкого стекла (до 5.0%) . Это объясняется его взаимодействием с обменным кальцием глин с образованием кальцисиликатного цемента. Эффективна обработка гипаном и 2-5% жидкого стекла, а также применение малосиликатных буровых растворов и силикатных ванн. Добавка жидкого стекла 2-5% увеличивает коллоидность глин за счет обогащения их силикатами, повышает термостойкость растворов обработанных КМЦ до 180º С и является сильным структрурообразователем, поэтому оно используется при ликвидации поглощений в составе быстросхатывающихся смесей. Небольшие добавки жидкого стекла (0.1-1.0%) интенсивно снижают вязкость пресных буровых раствров при обычных и высоких температурах. Жидкое стекло связывает катионы поливалентных металлов, образуя труднорастворимые соединения, что может предотвратить «порчу» раствора и использоваться при ликвидации поглощений. Следует учесть, что силикатная обработка и известкование несовместимы, ввиду образования осадка в виде труднорастворимого силиката кальция. Так как силикаты натрия и калия имеют щелочную реакцию (рН около 12), то при работе с ними необходимо соблюдать меры предосторожности.

Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт

где а = 1,5 - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,2.

Принимаем плотность бурового раствора 1,29 г/см³.

Согласно условию безопасного бурения кгс/см ², должно быть больше на 10 - 15%.

Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины

где - объем приемной емкости =70 м 3;

 - объем желобной системы = 9 м3.

Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале

бур =n×(L1 )

гдеL1 - интервал бурения  долотом диаметром 215,9 мм на ПМР растворе;=0,13 м3/1 м - норма расхода буровой жидкости на 1 м проходки.

Принимаем для закачивания скважины 1 долбления т.е. расход долот = 1

где - объем кондуктора;

- объем скважины.

а=1,5 - коэффициент  учитывающий запас раствора.

Определяем объем кондуктора

Определяем объем скважине

где K = 1,2 - коэффициент кавернозности

Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 мелового раствора заданной плотности определяется

Количество воды необходимой для приготовления всего мелового определяется

 т3

Определим количество химических реагентов:

кссб=168,6∙3= тполимер=168,6∙3=0,505 тущр=168,6∙2,2=0,37 тNa=168,6∙2=0,34 т

Определим объем утяжелителя

Для вскрытия горизонтальной части ствола применяем в качестве жидкости нефть в количестве объема на скважину.

Все полученные данные заносим в сводную таблицу 7.

Таблица 7 - Сводная таблица результатов

3. Специальная часть «Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов»

.1 Назначение, классификация и области применения буровых растворов

Понятие «буровой раствор» охватывает все рабочие агенты, используемые для разрушения пород и удаления выбуренной породы из ствола скважины.

Буровой раствор - это неотъемлемый элемент технологии бурения. Технология промывки ствола скважины непосредственно связана с такими науками как геология, химия, физика, а также с инженерными расчетами. Целью разработки и использования буровых растворов является успешное заканчивание каждой скважины при минимальных расходах.

Главные компоненты буровых растворов

Системы буровых растворов классифицируются по составу дисперсионной среды, которой могут служить вода, нефть или нефтепродукты и газ.

Когда главным компонентом является жидкость (вода, нефть или нефтепродукты), термин буровые растворы относится к суспензии твердых веществ в этой жидкости - это буровые растворы на водной или углеводородной основе.

Одновременное присутствие обеих жидкостей (воды и нефти) приводит к образованию эмульсии при условии перемешивания и наличия соответствующего эмульгатора. От химической природы эмульгатора зависит тип образующейся эмульсии: «нефть в воде», которую обычно называют нефтеэмульсионным раствором, или «вода в нефти», которую обычно называют «инвертной» эмульсией.

Вода была первым буровым раствором и все еще остается главной составляющей большинства буровых растворов. Вода может содержать несколько растворенных веществ: щелочи, соли и поверхностно-активные вещества, органические полимеры, капли эмульгированной нефти, а также различные нерастворимые вещества: барит, глина, выбуренная порода, находящиеся во взвешенном состоянии.

В буровых растворах на углеводородной основе в качестве дисперсионной среды служат нефть или нефтепродукты, чаще всего это дизельное топливо. Так как в таком растворе неизбежно присутствие воды (попадает в процессе бурения), углеводородная фаза должна содержать водоэмульгирующие добавки. Если воду добавляют специально, растворы на углеводородной основе называют инвертноэмульсионными растворами (ИЭР). В такой раствор вводят различные добавки, повышающие вязкость, несущую способность, а также барит. Эмульгированная вода может содержать щелочи и соли.

Буровые растворы на газовой основе можно подразделить на следующие категории:

•        сухой газ;

•        влажный газ, в котором капельки воды или глинистого раствора перемещаются потоком воздуха;

•        пена: пузырьки воздуха окружены пленкой воды, содержащей стабилизирующее пену вещество;

•        загущенная пена содержит упрочняющие пленку материалы: полимеры или бентонит.

Наиболее широкое применение нашел воздух, иногда природный газ, выхлопные газы.

Функции бурового раствора

1.      Разрушение забоя скважины, особенно при разбуривании рыхлых пород, когда их размыв струей бурового раствора из насадок долота вносит не меньший вклад, чем механическое разрушение забоя долотом.

2.      Основной функцией бурового раствора является удаление выбуренной породы с забоя, транспортирование ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечение возможности ее отделения на поверхности.

3.      Предотвращение притоков флюидов (нефти, газа, пластовой воды) из разбуриваемых проницаемых пластов.

4.      Поддержание устойчивости необсаженных интервалов в стволе скважины.

5.      Охлаждение и очистка долота.

6.      Уменьшение трения между бурильной колонной и стенками ствола скважины.

7.      Образование тонкой фильтрационной корки, которая перекрывает поры в разбуриваемых породах.

8.      Создание условий для сбора и интерпретации информации, которую можно получить при анализе бурового шлама, кернов и геофизических исследований (ГИС).

Основные параметры буровых растворов

Плотность (ρ, г/см3) - это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая - раствор без газообразной фазы.

Условная вязкость (Т, сек) - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствора и характеризующая подвижность бурового раствора.

Статическое напряжение сдвига (СНС, мгс/см2) - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры бурового раствора в покое. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения ее во времени.

Фильтрация (Ф, см3/30 мин) - величина, определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за 30 минут при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

Коэффициент трения (Ктр) - величина, определяемая отношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в среде бурового раствора к прилагаемой нагрузке.

Коэффициент вспенивания - это величина, определяемая отношением объема вспененного раствора к объему исходного раствора.

Толщина фильтрационной корки (К, мм) - фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.

Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.

.2 Критерии выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта обычно выбирают с учетом следующего соотношения плотности жидкости и коэффициента аномальности: для скважин глубиной до 1200 м ρ₀/k_a =1,10-1,15; для более глубоких скважин 1,05. В действительности довольно часто эти рекомендации не выполняются, а значения ρ₀/k_a достигают 1,15-1,3. Между скважиной и приствольной зоной продуктивного пласта, таким образом, почти всегда возникает большая разность давлений. Под влиянием большого дифференциального давления в продуктивные пласты проникает не только фильтрат промывочной жидкости, но также твердая фаза ее, особенно, если в пластах имеются трещины или иного рода крупные каналы.

Проникновение в пласт промывочной жидкости и ее фильтрата ведет к изменению прежде всего структуры перового пространства и проницаемости приствольной зоны. Степень этого изменения зависит от ряда факторов и уменьшается по мере удаления от скважины. В гранулярном пласте всю область, в которую проникли промывочная жидкость и ее фильтрат, условно можно подразделить на две зоны: зону кольматации, примыкающую к скважине, и зону проникновения фильтрата.

Зона кольматации - это тот участок вокруг скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы промывочной жидкости. Толщина этой зоны зависит в основном от соотношения гранулометрического состава дисперсной фазы промывочной жидкости и структуры порового пространства распределения пор по размерам) пласта, а также, вероятно, от перепада Давлений в период бурения и от продолжительности воздействия промывочной жидкости на породу. В гранулярных коллекторах наиболее тонкие частицы дисперсной фазы проникают по наиболее крупным поровым каналам, частично закрывают их, уменьшают площадь сечения и превращают крупные каналы в средние и мелкие. Хотя пористость породы в зоне кольматации при этом уменьшается незначительно, проницаемость снижается резко. Имеются данные о том, что наиболее тонкие частицы дисперсной фазы глинистых растворов могут проникать в поры с радиусом более 1,6-6 мкм. Исследования показывают, что, если диаметр пор dп породы меньше утроенного диаметра dч частиц твердой фазы промывочной жидкости, последние создают на поверхности стенок скважины фильтрационную корку и почти не проникают в пласт. Если Зdч<dп<10dч, частицы твердой фазы проникают неглубоко в породу, закрывают поры и создают фильтрационную корку в самой породе. Толщина такой зоны обычно не превышает 1-2 см. Если же диаметр пор превышает 10dч, частицы могут проникать глубоко в пласт, па несколько десятков сантиметров и более. В трещиноватый коллектор твердая фаза промывочной жидкости может проникать на очень большое расстояние, иногда -на десятки метров от скважины. В результате частичного отфильтровывания дисперсионной среды из промывочной жидкости на поверхности трещин образуются фильтрационные корки. Таким образом, трещины оказываются заполненными застудневшей промывочной жидкостью и фильтрационной коркой.

Удалить из пласта застудневшую промывочную жидкость, фильтрационные корки и другие частицы твердой фазы при освоении скважины удается лишь частично. Проницаемость зоны кольматации в результате проникновения дисперсной фазы промывочной жидкости нередко снижается в 10 раз и более. Влияние фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства более сложно:

Во-первых, проникая в пласт, фильтрат жидкости на водной основе увлажняет породу. Часто в фильтрате содержатся химические вещества, способствующие увеличению гидрофильности породы и, следовательно, количества физически связанной воды. Но увеличение толщины гидратных оболочек ведет к уменьшению эффективного сечения поровых каналов, а повышение водонасыщенности - к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и газа.

Во-вторых, как правило, в продуктивных пластах имеется некоторое количество глинистых минералов. Под влиянием водного фильтрата многие из глинистых минералов гидратируют и увеличиваются в объеме, набухают. Под воздействием водного фильтрата может происходить также дезинтеграция глинистых частиц и одновременно гидратация. Дезинтеграции способствуют щелочи, часто содержащиеся в промывочной жидкости. В результате дезинтеграции увеличиваются суммарная поверхность глинистых частиц и количество связанной воды. Оба процесса - гидратация и дезинтеграция - ведут к уменьшению эффективного сечения норовых каналов, закрытию некоторых из них и уменьшению проницаемости.

В-третьих, проникая в продуктивный пласт, фильтрат оттесняет от скважины пластовую нефть (газ). Фильтрат обычно имеет меньшую вязкость, чем нефть. Продвигаясь по поровым каналам и микротрещинам, он встречает меньшее гидравлическое сопротивление и на некоторых участках движется быстрее, чем нефть. Наиболее благоприятствуют такому опережающему движению водного фильтрата участки норовых каналов с явно выраженной гидрофильной поверхностью. Было бы ошибочным представлять, что фильтрат движется по порам подобно поршню и вытесняет из них нефть и газ полностью. Совершенно четкой границы между зоной, занятой фильтратом, и чисто нефтяной (газовой) частью пласта нет. По крайней мере, в части приствольной области образуется смесь водного фильтрата и пластовой нефти; в поровых каналах этой области жидкая среда разбита на капельки водного фильтрата и нефти (эмульсия). При движении же эмульсии в пористой среде возникают значительно большие гидравлические сопротивления, нежели при фильтрации однородной жидкости. В случае образования водонефтяной эмульсин гидравлические сопротивления фильтрации нефти к скважине возрастают, а фазовая нефтепроницаемость уменьшается.

В-четвертых, в фильтрате промывочной жидкости содержатся в растворенном виде различные химические вещества. Некоторые из них при взаимодействии с веществами, присутствующими в продуктивном пласте, могут давать нерастворимые осадки. Например, если в пласт в качестве фильтрата поступает жесткая вода, содержащая значительное количество ионов кальция, часть органических веществ может выпасть в осадок (скажем, в виде кальциевых мыл). В результате часть поровых каналов может быть закрыта, сечение других каналов - сужено.

В водном фильтрате всегда содержится большое количество воздуха. Кислород воздуха может окислять некоторые компоненты пластовой нефти и способствовать выпадению в осадок образующихся при этом смолистых веществ. Возможно, что в отдельных случаях парафины, асфальтены и смолы выпадают в осадок вследствие уменьшения температуры приствольной зоны при промывке скважины.

Снижение проницаемости коллектора под воздействием фильтрата промывочной жидкости, как правило, гораздо меньше, чем в результате кольматации частицами твердой фазы. Однако глубина проникновения фильтрата в пласт во много раз больше толщины зоны кольматации. Наиболее интенсивно фильтрат проникает в пласт в период бурения и промывки скважины. После прекращения промывки скорость проникновения фильтрата уменьшается как вследствие образования малопроницаемой корки на стенках скважины, так и в результате уменьшения порового давления в промывочной жидкости в покое.

Чем меньше скорость бурения, тем продолжительнее воздействие потока промывочной жидкости. Но с увеличением продолжительности воздействия и динамической водоотдачи растет радиус зоны загрязнения. С повышением температуры в скважине уменьшается вязкость фильтрата и соответственно возрастают динамическая водоотдача и радиус зоны загрязнения.

Отфильтровывание под влиянием разности давлений является главной, но не единственной причиной проникновения дисперсионной среды промывочной жидкости в продуктивный пласт. Она может поступать, хотя и в гораздо меньших количествах, также под влиянием других факторов, таких, как осмотическое давление, капиллярные силы.

Осмотическое давление возникает на контакте двух растворов с разной минерализацией, разделенных полупроницаемой перегородкой; оно тем выше, чем больше разность концентраций. В скважине роль полупроницаемой перегородки выполняет фильтрационная корка, образующаяся на проницаемых стенках. Высокое осмотическое давление возникает в случае разбуривания продуктивного пласта, содержащего минерализованную воду, с использованием промывочной жидкости на пресной воде.

Капиллярное давление обратно пропорционально радиусу поровых каналов. В продуктивном пласте на значительном расстоянии от водонефтяного (газоводяного) контакта многие капиллярные и субкапиллярные поры заполнены углеводородами. При вскрытии пласта бурением с применением промывочной жидкости на водной основе равновесие капиллярных сил нарушается, и водная фаза начинает внедряться в тонкие нефтегазонасыщенные поры, оттесняя из них углеводороды в крупные поры. Процесс капиллярного впитывания может продолжаться до наступления равновесия капиллярных давлений. Наиболее интенсивно капиллярное впитывание протекает в газонасыщенных породах, в нефтенасыщенных породах этот процесс идет медленнее.

В период промывки скважины роль внедрения дисперсионной среды под влиянием осмотических и капиллярных сил незначительна по сравнению с ролью фильтрации под влиянием избыточного давления. В период же покоя картина может существенна измениться; в некоторых случаях, например, если продуктивный пласт малопроницаем, роль капиллярных сил и осмотического давления может быть, по-видимому, превалирующей.

При большой продолжительности воздействия промывочной жидкости с высокой водоотдачей водонасыщенность узкой зоны, примыкающей к скважине, под совокупным влиянием названных факторов может, вероятно, подняться до уровня, при котором вся нефть, способная двигаться, будет оттеснена вглубь пласта. Но это значит, что фазовая проницаемость такой зоны для нефти упадет до самого низкого уровня.

.3 Требования к вскрытию продуктивного пласта

·              состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

·              состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

·              в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

·              соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

·              фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

·              водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

·              плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

.4 Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

К этому классу промывочных жидкостей относятся буровые растворы на нефтяной основе такие как гидрофобно-эмульсионные и известково-битумные (ИБР) растворы, представляющие собой эмульсии. Высокая дисперсность, надежная стабилизация водной фазы в углеводородной среде позволяют им обеспечить все преимущества углеводородных растворов при более низкой стоимости и сравнительной простоте приготовления и обработки. Значительные преимущества гидрофобных эмульсий - это повышенная вязкость, пониженная плотность, нейтральное отношение к солям, возможность регулирования вязкости в широких пределах.

Агрегативная устойчивость гидрофобно-эмульсионных растворов зависит от стабилизирующих свойств ПАВ, поэтому они обязательно должны содержать ПАВ-стабилизатор. Например, гидрофобная эмульсия с соляровым маслом (10 %) и нетоксичные стабилизаторы - алкилоламиды синтетических жирных кислот фракции C₁₀-C₁₆ (1 %), остальное - вода. Структурно-механические параметры эмульсии зависят от соотношения гидрофобной жидкости и воды и возрастают с увеличением количества воды, чем и вызван эффект предотвращения поглощения промывочной жидкости при бурении. При контакте с пластовыми водами в трещинах горных пород вязкость эмульсии резко увеличивается, что предупреждает поглощение. При бурении в отложениях ангидрита и соли, а также в породах с высоким содержанием кальция применяются нефтеэмульсионные растворы, эмульгатором и стабилизатором которых служит крахмал.

Известково-битумные растворы применяются для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости и для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза - тонко размолотым окисленным битумом. Частицы битума обладают слабой способностью образовывать связнодисперсные системы, поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют небольшое количество структурообразователей: окиси кальция, мыл жирных кислот, катионоактивных ПАВ.

Растворы на нефтяной основе готовят из порошкообразных концентратов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах или специальных установках. Концентрат содержит окисленный битум и негашенную известь с активностью не менее 60 % в соотношении от 1:1 до 1:2. Известь диспергирует битум, усиливая его коллоидную активность, образует соли и мыла, взаимодействуя с жирными нафтеновыми кислотами, является структурообразующим и утяжеляющим материалом. При отсутствии готовых концентратов используют их компоненты с добавкой до 1 % сульфонола. Последовательность приготовления: дизельное топливо - негашеная известь - вода с сульфонолом. Фильтрация таких растворов практически равна нулю. Вязкость и статическое напряжение сдвига зависят от концентрации извести и битума.

Растворы на нефтяной основе относительно дороги, пожароопасны, усложняют выполнение спуско-подъемных и вспомогательных операций, разрушают резиновые сальники и шланги, но при этом способствуют обеспечению устойчивости проходимых пород и сохранению проницаемости продуктивных пластов, уменьшают износ бурильного инструмента, снижают затраты мощности на вращение колонны бурильных труб и не замерзают в зимнее время.

Известково-битумный раствор (ИБР)

ИБР - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220⁰С). Разработан в ГАНГ им. Губкина.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3-%.

Необходимое условие приготовления ИБР - возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)

ЭИБР - инертная эмульсия на основе известково-битумного раствора,

содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180-190⁰С).

.5 Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов

Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу и физико-химическим свойствам близкий к пластовым жидкостям или газу. В соответствии с этим наиболее подходят сырая нефть, добываемая из того же пласта, растворы на нефтяной основе, обращенные эмульсии, пластовая вода, ингибированные глинистые растворы, соленая вода. Газообразные агенты и аэрированные растворы позволяют существенно снизить давление на пласт, уменьшить проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы раствора В непродуктивных пластах прк их вскрытии целесообразно снижать проницаемость пород, что устраняет отрицательное воздействие пластовых вод на буровой раствор и возможность образования толстой фильтрационной корки, способствует улучшению качества цементирования и снижению коррозии обсадных колонн.

Для достижения наилучших технико-экономических показателей бурения важен правильный выбор типа бурового раствора, т. е. его компонентного состава и целевого назначения.

Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому его проводят на основании практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам. Такой подход не учитывает множество альтернатив, из которых необходимо выбрать одно решение, руководствуясь стоимостным и другими критериями.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов - соответствие составов буровых растворов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Решение этой задачи требует прежде всего разработки классификаций буровых растворов и горных пород.

Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от их подверженности воздействию буровых растворов, разделены на пять типов: глинистые, хемогенные, гранулярные породы-коллекторы, твердые (не склонные к обвало-образованию) и многолетнемерзлые породы. Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу.

Дальнейшая задача выбора типов буровых растворов заключается в определении по некоторым критериям тех растворов, которые применимы при разбуривании той или иной группы пород.

Выбор типа бурового раствора для бурения скважин

Наличие соленосных пород в геологическом разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза необходимо использовать несколько типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов и материалов для его создания и эксплуатации.

Надсоль бурят пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

Соленосные комплексы бурят тремя типами растворов:

соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.

Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки химическими реагентами.

Нефтяные растворы

Нефтяные растворы относятся к классу растворов неэлектролитов и представляют собой смеси молекул неполярных и малополярных веществ с различной степенью отклонения их поведения от идеального. Обладают свойством вращения плоскости поляризации. Электромагнитные волны являются поперечными. Направление вектора напряженности электрического поля в волне определяет ее поляризацию. Если это направление остается постоянным, говорят, что волна линейно поляризована.

Нефтяные растворы за рубежом широко применяют для вскрытия пласта. У нас в Советском Союзе работу в этой области проводят более 5 лет. Было пробурено 20 скважин на этих растворах и получены положительные результаты, но широкого внедрения эти растворы не получили. До сих пор невозможно наладить их промышленное производство. Раньше это тормозилось тем, что не было соответствующих установок для приготовления нефтяных растворов, поскольку первоначально предложенная технология оказалась трудно осуществляемой в крупных заводских масштабах.

Компонентами нефтяного раствора являются вещества с существенно нецентральными межмолекулярными взаимодействиями.

Компоненты нефтяных растворов имеют повышенную склонность к межмолекулярным взаимодействиям.

В нефтяных растворах и обратных эмульсиях лецитин как вспомогательный эмульгатор обеспечивает гидрофобизацию твердой фазы, в широком интервале температур, тем самым предотвращает ее смачивание при обводнении и позволяет сохранить необходимый ГЛБ.

В нефтяных растворах предложено применять также лийосуль-фонаты, конденсированные с алифатическими аминами, цепи которых содержат 12 - 22 атома углерода. Образующиеся продукты водонерастворимы и эффективно снижают фильтрацию.

.6 Методы, материалы и применяемое оборудование для приготовления бурового раствора

Материалы для приготовления буровых растворов на углеводородной основе (РУО)

Дисперсионная среда РУО:

-       дизельное топливо;

-       нефть;

-       углеводородорастворимые ПАВ.

Дисперсная фаза РУО:

-       высокоокисленный битум;

-       гидроокись кальция (CaO);

-       глина, в том числе органобентонит;

-       барит (при необходимости утяжеления РУО);

-       небольшое количество эмульгированной воды.

Первый отечественный РУО имел следующий состав:

-       дизельное топливо - 80 %;

-       высокоокисленный битум - 16 %;

-       окисленный парафин - 3 %;

-       каустическая сода (NaOH) - 1 %.

Несколько позже для структурирования РУО в него стали добавлять тонкоразмолотую негашеную известь - СаО. Такие растворы получили название известково-битумных растворов (ИБР).

В настоящее время наиболее распространены ИБР- 2 и ИБР- 4.

Компонентный состав ИБР- 2:

-       дизельное топливо марки Л;

-       битум высокоокисленный;

-       известь негашеная;

-       бентонит (ПББ, ПБВ);

-       вода;

-       сульфонол НП-3;

-       СМАД-1;

-       эмультал;

-       барит.

Долевой состав ИБР- 2 (ИБР- 4) зависит от требуемой плотности раствора (от содержания в нем барита).

РУО по сравнению с буровыми растворами на водной основе имеют целый ряд преимуществ:

-       обладают высокой стабильностью во времени (можно длительно хранить и многократно использовать);

-       инертны в отношении глин и солей;

-       обладают хорошими антикоррозионными и триботехническими свойствами (f = 0,14…0,22, тогда как у растворов на водной основе f = 0,2…0,4);

-       могут утяжеляться любыми стандартными утяжелителями;

-       обладают высокой термостойкостью (до 220…220 °С);

-       почти не фильтруются в проницаемые пласты, а их фильтрат не оказывает вредного влияния на продуктивные нефтяные горизонты, так как имеет общее сходство с пластовой нефтью.

Недостатками, сдерживающими широкое применение РУО, являются:

-       высокая стоимость (200…625 $/м3) и дефицитность основных компонентов;

-       пожароопасность;

-       трудность очистки от шлама;

-       трудность проведения электрометрических работ;

-       экологическая вредность.

Основная область применения РУО: вскрытие продуктивных нефтяных пластов с низким пластовым давлением. Кроме этого, РУО применяют при бурении скважин в условиях высоких положительных и отрицательных (бурение во льдах) забойных температур, а также для проходки соленосных толщ и высокопластичных глинистых пород.

Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР)

ИЭР представляют собой гидрофобно - эмульсионно -суспензионные системы.

Дисперсионная среда ИЭР:

-       дизельное топливо марок «Л» или «З»;

-       разгазированная нефть (с температурой вспышки > 70 °С).

Дисперсная фаза ИЭР:

-       жидкая - минерализованная CaCl2 (NaCl, MgCl2) техническая или пластовая вода (содержание соли 180…240 кг/м3);

-       твердая - молотая негашеная известь (гидроокись кальция - СаО), глинопорошок (ПББ, ПБВ), железный купорос, хлорное железо, мел (утяжелитель), барит (утяжелитель).

Для эмульгирования воды в углеводородной среде используют следующие ПАВ:

-       эмультал;

-       окисленный петролатум;

-       СМАД - 1;

-       украмин (или его аналог ИКБ - 2);

-       высокоокисленный битум;

-       АБДМ - хлорид.

ИЭР по свойствам и условиям применения близки к РУО, но выгодно отличаются от них тем, что содержат значительное количество воды, а следовательно существенно дешевле.

Соотношение водной и углеводородной фаз в ИЭР изменяется в диапазоне от 60 : 40 до 40 : 60. Содержание твердой фазы (без утяжелителя) составляет при этом 5…30 кг/м3.

Различают несколько видов ИЭР:

-       ВИЭР (высококонцентрированный ИЭР);

-       ТИЭР (термостойкий ИЭР);

-       эмульжел (ИЭР, содержащий железный купорос);

-       ГЭР (гидрофобно-эмульсионный раствор).

Перечисленные виды ИЭР отличаются между собой номенклатурой используемых ПАВ и активных твердых веществ.

Рецептура ГЭР, кг/м3 (в качестве примера):

-       дизтопливо - 400…420;

-       украмин - 40;

-       техническая вода - 420;

-       CaCl2 (MgCl2) - 240;

-       мел - 40.

Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с РУО) является их обратимость при повышенном содержании твердой фазы.

Оперативным показателем устойчивости ИЭР к фазовому обращению является величина глиноемкости, определяемая по количеству бентонитового глинопорошка (ПББ, ПБВ), которое может быть введено в ИЭР при перемешивании в течение 0,5 ч без снижения исходного значения электростабильности (U = 150…600 В).

Методы, применяемое оборудование для приготовления бурового раствора.

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов.

Наиболее простая технологическая схема (рис. 1) включает емкость для перемешивания компонентов бурового раствора 1, оснащенную механическими и гидравлическими перемешивателями 9, гидроэжекторный смеситель 4, оснащенный загрузочной воронкой 5 и шиберным затвором 8, центробежный или поршневой насос 2 (обычно один из подпорных насосов) и манифольды.

Рисунок 1.- Простейшая схема приготовления бурового раствора

С использованием этой схемы приготовление раствора осуществляется следующим образом. В емкость 1 заливают расчетное количество дисперсионной среды (обычно 20 - 30 м³) и с помощью насоса 2 по нагнетательной линии с задвижкой 3 подают ее через гидроэжекторный смеситель 4 по замкнутому циклу. Мешок 6 с порошкообразным материалом транспортируется передвижным подъемником или транспортером на площадку емкости, откуда при помощи двух рабочих его подают на площадку 7 и вручную перемещают к воронке 5. Ножи вспарывают мешок, и порошок высыпается в воронку, откуда с помощью гидровакуума подается в камеру гидроэжекторного смесителя, где и происходит его смешивание с дисперсионной средой. Суспензия сливается в емкость, где она тщательно перемешивается механическим или гидравлическим перемешивателем 9. Скорость подачи материала в камеру эжекторного смесителя регулируют шиберной заслонкой 8, а величину вакуума в камере - сменными твердосплавными насадками.

Круговая циркуляция прекращается лишь тогда, когда смешано расчетное количество компонентов и основные технологические показатели свойств раствора близки к расчетным. Если раствор приготавливают впрок, то его готовят порционно, а порции откачивают в другие емкости циркуляционной системы либо в специальные запасные.

Утяжеление бурового раствора порошкообразным баритом и обработку порошкообразными химическими реагентами осуществляют аналогично после приготовления порции исходной коллоидной системы (например, водоглинистой).

Зарубежные фирмы обычно оборудуют гидроворонки аэрожелобом или вибратором для побуждения течения порошка и обеспечения более равномерной его подачи в зону смешения.

Основной недостаток описанной технологии - слабая механизация работ, неравномерная подача компонентов в зону смешения, слабый контроль за процессом. По описанной схеме максимальная скорость приготовления раствора не превышает 40 м³/ч.

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления буровых растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса.

Блок БПР предназначен для приготовления и утяжеления бурового раствора, а также хранения на буровой запаса порошкообразных материалов. Выпускается несколько типов БПР, отличающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Рисунок 2. Схема блока приготовления раствора

Наиболее широко применяется БПР, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой (рис. 2) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом.

Бункера предназначены для приема, хранения и подачи порошкообразных материалов в камеру гидроэжекторного смесителя. Они представляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме 5 стойках 6. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера. К коническому днищу прикреплено разгрузочное устройство, включающее аэратор, поворотную шиберную заслонку и воздушный эжектор. На крышке бункера установлен воздушный фильтр.

Выносной гидроэжекторный смеситель состоит из корпуса с тремя патрубками. К верхнему патрубку крепится прием для поступающего из бункера или через воронку порошкообразного материала. В левом патрубке установлены сменный твердосплавный штуцер и труба для подачи жидкости от насоса. К правому патрубку прикреплены диффузор и сливная труба. При прохождении подаваемой насосом жидкости через штуцер в камере гидроэжекторного смесителя создается вакуум. В результате этого порошкообразный материал из бункера поступает по резинотканевому гофрированному рукаву в камеру.

Принцип действия блока БПР состоит в следующем (рис. 3). Порошкообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину автоцементовозом, загружается в сило-сы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора. Поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении силоса, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированный шланг.

Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как в силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой.

Блок БПР-70 оборудован гидравлическим измерителем массы порошкообразного материала ГИВ-М.

Рисунок 3. Схема работы блока БПР: 1 - силос; 2 - фильтр; 3 - загрузочная труба; 4 - разгрузочное устройство; 5 - система аэрирования; 6 - аэродорожка; 7 - подводящий шланг; 8 - гидросмеситель

Техническая характеристика БПР-70

Число силосов в одном блоке - 2

Объем каждого силоса, м3 - 35

Способ загрузки силосов - Пневматический

Смесительное устройство - Гидравлическое эжекторного типа

Производительность блока при подаче порошкообразных материалов в гидросмесители одновременно из двух силосов, кг/с - 10

Габариты, мм 0 6200x3300x8000

В настоящее время в отечественной практике широко используют прогрессивную технологию приготовления и утяжеления буровых растворов из порошкообразных материалов. Технология основывается на применении серийно выпускаемого оборудования: блока приготовления раствора (БПР), выносного гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, емкости ЦС, механических и гидравлических перемешивателей, поршневого насоса. Выпускается несколько типов БПР, различающихся вместимостью бункеров для хранения материалов.

Для транспортирования тампонажных материалов к буровым скважинам и для механизированного приготовления растворов применяют цементно-смесительные машины и агрегаты, которые принято называть установками смесительными (УС). До создания этих машин цемент затворяли с помощью гидромешалок, засыпая вручную из мешков.

Создание этих машин позволило механизировать и облегчить труд обслуживающего персонала, снизить потери сухого материала, повысить качество и стабильность свойств растворов, т.е. повысить качество цементирования скважин. Эти машины могут быть использованы также и для приготовления промывочных жидкостей и сухих смесей.

Цементно-смесительные машины, имеющие в качестве основных узлов бункер, погрузочно-разгрузочное устройство и устройство для приготовления растворов, монтируют на автомобилях ил и прицепах. Существуют два типа смесительных машин: с механической и пневматической разгрузкой бункера. Распространение получили установки смесительные УС6-30, которые являются модернизацией цементно-смесительной машины с механической разгрузкой 2СМН-20.

Установка смесительная механическая УС6-30

Передвижная установка смесительная механическая УС6-30 предназначена для транспортирования сухих порошкообразных материалов (цемента, тампонажных смесей и др.), механически регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовления тампонажных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин. Она работает совместно с цементировочным агрегатом, от насоса которого к смесительному устройству подводится жидкость затворения. Установка предназначена для работы в районах с умеренным и холодным климатом.

Устройство и принцип работы установки. Оборудование установки монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-250. Состоит оно из бункера, коробки отбора мощности, трансмиссии, загрузочного и дозировочного винтовых конвейеров, устройства смесительного, системы управления и вспомогательного оборудования (рис. 4).

Рисунок 4 - Установка смесительная механическая УС6-30: 1 - коробка отбора мощности; 2 - карданные валы; 3 - привод загрузочного шнека; 4 - загрузочный шнек; 5 - загрузочная воровка; 6 - бункер; 7 -вибратор; 8 - приемная камера; 9 - дозировочные шнеки; 10 - смесительное устройство; 11 - домкраты; 12 - автошасси

Устройство и принцип работы установки. Оборудование установки монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-250. Состоит оно из бункера, коробки отбора мощности, трансмиссии, загрузочного и дозировочного винтовых конвейеров, устройства смесительного, системы управления и вспомогательного оборудования (рисунок 1).

Бункер установки предназначен для аккумулирования транспортируемого тампонажного материала и представляет собой влагонепроницаемую емкость, боковые и передняя стенки которой имеют угол наклона, превышающий естественный угол откоса цемента.

В верхней части бункера предусмотрены два люка с крышками, днище выполнено в виде двух параллельных корыт, в которых размещаются дозировочные винтовые конвейеры. Полость между передней стенкой бункера и наклонным листом, установленным внутри бункера, закрыта с боков откидными дверцами и используется как ящик для перевозки запасных деталей, инструмента и приспособлений.

Передняя стенка бункера утоплена в нижней части и служит базой для крепления передних опор дозирующих винтовых конвейеров.

На верхней площадке бункера имеются настил и откидные перила с фиксаторами. Для подъема оператора на верхнюю площадку предусмотрена стационарная лестница на передней стенке бункера. Приемная камера приварена к задней стенке бункера. Передняя стенка приемной камеры имеет смотровое окно, закрытое прозрачной откидной крышкой, для визуального контроля поступления тампонажного материала к смесительному устройству, и служит базой для крепления задних опор дозирующих винтовых конвейеров.

В нижней части приемной камеры расположена заслонка с зубчатыми рейками и приводной рукояткой для ее выдвижения. В транспортном положении заслонка закрывает приемную камеру.

Установка смесительная механическая 1СМР-20

Эта установка предназначена, как и все цементно-смесительные машины, для приготовления тампонажного раствора при цементировании скважин и для доставки К месту работ некоторого количества сухого тампонажного материала с догрузкой бункера на месте проведения работ. Оборудование установки смонтировано на санях для возможности ее буксировки трактором по снегу. В исключительных случаях за небольшие расстояния ее можно транспортировать на внешней подвеске вертолета.

Установка может быть использована морских нефтяных месторождениях, где может быть установлена на эстакаде или на палубе судна, обслуживающего морские месторождения.

На установке отсутствует водоподающйй насос, поэтому она должна работать совместно с цементировочным агрегатом (насосной установкой).

Устройство и принцип работы. Установка смесительная механическая 1СМР-20 (рисунок 5) состоит из смесительного устройства 7 со сменными насадками, бункера 6, оборудованного основными 4 и загрузочными 5 шнеками, редуктора 3, а также из силовой установки 2. Силовая установка расположена на монтажной раме 1 и состоит из двигателя КамАЗ с фрикционной муфтой, коробки перемены передач, систем питания, охлаждения и смазки, электрооборудования, управления КИП.

Рисунок 5 - Установка смесительная механическая 1СМР-20 384

Рама установки цельносварная с четырьмя откидными кронштейнами 8, по два с каждой стороны, для подвески к вертолету при транспортировании по воздуху. Для транспортирования тягачом рама устанавливается на сани 9, состоящие из двух полозьев, жестко связанных между собой поперечинами.

Привод всех механизмов установки осуществляется от двигателя ГАЗ-52 через редуктор. Вращение основным шнекам передается от редуктора, а к загрузочному шнеку - через редуктор и систему зубчатых и цепных передач. Управление редуктора осуществляется рычагами, находящимися на редукторе. В корытах днища бункера размещены два шнека, которые производят подачу цемента из емкости в приемную воронку и дальше на смесительное устройство. Смесительное устройство крепят на фланцах к нижней части приемной камеры. Работает оно по принципу струйного насоса, благодаря чему из приемной камеры цемент подсасывается водой и, проходя через смесительное устройство и выкидную трубу, перемешивается за счет турбулентного движения.

Установка смесительная пневматическая УС5-30

Установка смесительная УС5-30 оснащена пневматической системой. Цифра 5 в шифре - тип установки, а 30 - производительность приготовления тампонажного раствора (в дм³/с).

К преимуществам данной установки следует отнести возможность выполнения следующих технологических операций:

приготовление тампонажного раствора при работе в составе комплекса оборудования, предназначенного для цементирования скважин;

пневматическая перегрузка тампонажных материалов, минуя сепаратор в другие смесительные установки пневматического или механического типов, а также в склады с помощью собственного или постороннего компрессора;

вакуумная самозагрузка из складов напольного типа и крытых вагонов;

гравитационная и пневматическая загрузка собственных бункеров из складов силосного типа;

загрузка собственных бункеров из автоцементовозов.

К недостаткам установки следует отнести сравнительно небольшое количество перевозимого тампонажного материала в двух имеющихся бункерах (11т).

Устройство и принцип работы установки УС5-30. Оборудование установки (рис. 5) монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-250 и состоит из двух бункеров, коробки отбора мощности с карданным валом, компрессора, пневмосистемы, фильтрующей системы вакуумной загрузки и обеспыливания, смесительного устройства, системы разгрузки и системы управления с устройством для взвешивания гидравлического типа, системы выхлопа и обогрева бачка компрессора.

Бункеры установки предназначены для аккумулирования транспортируемого тампонажного материала и представляют собой две вертикальные влагонепроницаемые емкости цилинд-роконической формы (рисунок 6).

Рисунок 6. Установка смесительная УС5-30: 1 -бункеры; 2 -фильтрующая система; 3-вспомогательное оборудование; 4-циклон; 5 -смесительное устройство; 6 - система управления; 7 - шасси КрАЗ-250; 8 - брызговики; 9 - система выхлопа и обогрева бачка компрессора; 10 -пневмосистема; 11- привод компрессора.

Осреднительная установка УО

Установка предназначена для обработки тампонажных растворов в процессе их приготовления при цементировании нефтяных и газовых скважин. Основное назначение установки - понижение колебаний плотности тампонажного раствора при его непрерывном приготовлении или накоплении отдельных порций с последующей откачкой. Кроме того, установку применяют для приготовления буферных и других рабочих жидкостей, содержащих труднорастворимые вещества.

Установка работает только в комплексе с насосными и смесительными установками, предназначенными для цементирования нефтяных и газовых скважин.

Рисунок 7 - Установка осреднительная УО

Устройство и принцип работы осреднительной установки УО.

Осреднительная установка (рисунок 7) представляет собой резервуар 5 с перемешивающим устройством 6 внутри, смонтированным на шасси трехосного автомобиля 1. В нижней части задней стенки резервуара расположена горловина 7 с установленным в ней фильтром. К горловине прикреплен коллектор 10, выполненный из трубы диаметром 168 мм и снабженный запорным устройством 9 и патрубком 8 для подсоединения цементировочных агрегатов посредством приемных рукавов с целью откачки обработанного раствора из резервуара. Перемешивающее устройство 6 состоит из двух ленточных мешалок, лопасти которых направлены по спирали в разные стороны. При вращении мешалок образуются два встречных потока, способствующие лучшему перемешиванию раствора. Форма днища резервуара, размеры и конструкции мешалок выполнены с учетом уменьшения до минимума застойных зон.

Привод перемешивающего устройства обеспечивается ходовым двигателем шасси автомобиля через коробку отбора мощности 13, карданную передачу 12 и цепную трансмиссию 2. Валы перемешивающего устройства расположены на концевых и промежуточных опорах. Концевые опоры представляют собой подшипники скольжения из текстолита, заключенные в металлические корпуса. Промежуточные опоры выполнены в виде роликов с осями. Находясь погруженными в растворе при низкой частоте вращения валов, подшипники обеспечивают достаточно надежную работу перемешивающего устройства в течение 80-120 ч.

Смена подшипников предусмотрена при техническом обслуживании установки. Уплотнение наконечников валов в передней торцовой стенке резервуара обеспечивается с помощью сальникового устройства. Соединение этих наконечников с основной частью валов мешалок осуществляется устройством со свободным сцеплением. Такое соединение исключает передачу биения вала наконечнику, что способствует сохранению сальниковых уплотнений и предотвращению пропусков жидкости во время работы мешалок. В центре резервуара установлена мерная линейка с ценой делений 0,5 м³, предназначенная для контроля за объемом раствора, поступающего или откачиваемого из резервуара. Резервуар установки открытого типа (без крыши). Это создает удобство при монтаже мешалок, их ремонте и обслуживании установки в целом.

Над резервуаром расположены мостики с поручнями 4 и лестница 3. На раме закреплены четыре домкрата 11, которые устанавливаются в рабочее положение перед заполнением резервуара для обеспечения устойчивости установки в процессе работы. Резервуар оборудован наливными стояками, приспособленными для подачи раствора непосредственно от цементно-смесительной машины или цементировочного агрегата.

Порядок работы на осреднительной установке УО. Установку располагают на площадке у буровой вблизи мостков, обвязывают с цементировочными агрегатами (насосными установками).

Располагая установку на площадке, необходимо обеспечить небольшой уклон (1:50) -(1:70) вдоль оси в направлении к коллектору. Установить домкраты.

Приготовление буферных составов и жидкостей затворения. Для приготовления жидкости затворения или буферных составов необходимо сделать следующее.

Набрать в резервуар расчетный объем воды, нагнетательную линию цементировочного агрегата подсоединить к одному из наливных стояков установки, открыть соответствующую заслонку (кран) на отводе коллектора, включить насос и создать циркуляцию по системе установка - агрегат - установка. Включить мешалки и постепенно загружать химические реагенты в резервуар. Включение мешалок производить перемещением рукоятки от себя. Перемешивание и циркуляцию продолжать до полного растворения химических реагентов в жидкости.

Приготовленную жидкость откачать в специально приготовленную емкость или в мерные баки цементировочных агрегатов.

Обработка раствора с целью понижения колебания его плотности. Обработку тампонажного раствора установкой производят в следующем порядке. Через стояки из цементно-смесительных машин непосредственно или с помощь цементировочных агрегатов подать в резервуар установки исходный тампонажный раствор. Включить мешалки, обеспечив частоту вращения 20-30 об/мин. После подъема уровня раствора в резервуаре выше опор валов частоту вращения мешалок довести до 45-50 об/мин.

Накопив раствор в резервуаре объемом 6-7 м³, начать откачивание его в скважину, не прекращая работы мешалок.

Приготовление тампонажного раствора порциями. Если расчетный объем тампонажного раствора не превышает вместимости резервуара установки, то откачивание его следует начать после накопления и тщательной обработки всего объема. Время перемешивания при этом должно составлять примерно 1 мин на 1 м³, т.е. при полной загрузке - 12-15 мин. В процессе перемешивания следует постоянно, через каждые 1,5-2 мин, замерять плотность раствора. При цементировании ответственных зон в скважинах время перемешивания определяют по результатам контрольных замеров плотности.

При необходимости доутяжеления раствора, приготовляемого отдельными порциями, операцию производить в следующем порядке.

Заменить штуцер смесительного устройства цементно-смесительной машины на другой, имеющий диаметр 20 мм.

Подключить к смесительному устройству нагнетательную линию цементировочного насоса и подать раствор из резервуара под давлением 2,0-2,5 МПа, обеспечив циркуляцию по системе резервуар - цементировочный насос - смесительное устройство - резервуар.

Подать дозирующими шнеками цементно-смесительной машины утяжеляющий материал в смесительное устройство.

При осуществлении операции по утяжелению тампонажного раствора мешалки должны работать непрерывно до конца его откачивания из резервуара. Операцию продолжать до получения заданной плотности, после чего остановить работу цементно-смесительной машины и переключить цементировочный насос на откачивание раствора в скважину.

После окончания работы установка должна быть вымыта. Особое внимание необходимо уделить при этом внутренней полости резервуара.

Приготовление буровых растворов

Вид, состав и свойства буровых растворов выбирают в зависимости от геолого-технических условий бурения. Если эти условия при бурении всей скважины или части ее интервала не позволяют использовать для промывки воду или осуществлять продувку газообразными агентами, то приходится специально готовить соответствующий данным условиям буровой раствор. Существуют два метода приготовления буровых растворов:

) приготовление растворов в скважине (наработка) в процессе механического бурения;

) приготовление раствора с помощью механизмов: непосредственно на буровой и централизованно на глинозаводах.

Приготовление буровых растворов первым методом наиболее дешево и просто, но возможно лишь там, где разрез сложен породами подводящего -состава и достаточной мощности. Например, в ряде районов запада Татарстана верхняя неустойчивая часть разреза разбуривается с применением или свежеприготовленного раствора, или доставленного с ранее пробуренных скважин глинистого раствора. Затем этот интервал ствола закрепляют обсадными трубами с заливкой кольцевого пространства цементным раствором, и дальнейшее бурение ведут с промывкой водой.

При разбуривании глин образуется водно-глинистая суспензия, которую в дальнейшем обрабатывают химическими реагентами и приводят показатели технологических свойств раствора к требуемому уровню. Причем важно добиться минимального содержания глинистой фазы в буровом растворе.

Аналогично получают карбонатные или карбонатно-глинистые растворы в в Пермской области. При разбуривании с промывкой водой мощных толщ карбонатных пород получаемую водно-карбонатную суспензию обрабатывают каустической или кальцинированной содой, или УЩР. Для стабилизации естественных карбонатных растворов хорошие результаты дает введение небольших добавок высококоллоидальных глин. С целью улучшения диспергирования шлама выходящую из скважины суспензию целесообразно пропускать через специальные механизмы (фрезерно-струйные мельницы).

Чаще приходится готовить растворы вторым методом, т. е. с помощью специальных механизмов. Для приготовления глинистых растворов используют в основном глинопорошки и реже комовые глины из местных карьеров. При приготовлении буровых растворов требуется обеспечить с помощью специальных устройств хорошее диспергирование твердой фазы и перемешивание ее с жидкостью. В качестве таких устройств для приготовления растворов из комовых и порошкообразных материалов используются мешалки механического и гидромониторного типов. Из порошкообразных материалов раствор готовят также с помощью мешалок эжекторного типа.

Особенность приготовления раствооов на углеводородной основе заключается в необходимости подогрева системы для получения коллоидного раствора битума. Например, при приготовлении ИБР зимой в глиномешалку заливают требуемое количество дизельного топлива и при перемешивании вводят молотый окисленный битум с негашеной известью. Смесь подогревают открытым паром до 30-50 °С и добавляют расчетное количество воды для гашения извести. При гашении извести температура смеси поднимается до 100-120 °С. В летнее время готовят раствор аналогично, однако подогрев паром не обязателен.

4. Мероприятия по технике безопасности, противопожарной защите и охране труда при приготовлении буровых растворов

Строительство скважин сопровождается использованием различных самоходных машин и механизмов, автомобильного транспорта и мобильной специальной техники: автокранов, тракторов, бульдозеров, цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин, геофизических лабораторий, а так же стационарных агрегатов: дизелей, буровых насосов, трансмиссий, ротора, лебедки, компрессоров и т.д. (в дальнейшем оборудования).

Перечисленное оборудование в процессе своей работы является источником шумового и вибрационного воздействия, прежде всего на обслуживающий персонал, а также является фактором беспокойства объектов животного мира.

Шум - одна из форм физического (волнового) загрязнения, адаптация к которой невозможна; сильный шум (более 90 дБ) приводят к болезням нервно-психического стресса и ухудшению слуха вплоть до полной глухоты. Очень сильный шум (свыше 110 дБ) вызывает резонанс клеточных структур протоплазмы, ведущей к шумовому «опьянению», а затем к разрушению тканей.

Воздействие шума на человека можно выделить в три основных блока:

) физиологическое воздействие:

расстройство ЦНС, неврозы;

заболевание сердечно-сосудистой системы, гипертония;

заболевание желудочно-кишечного тракта, например язва;

) эмоциональное воздействие: вызывает раздражение и иногда угнетение организма;

) информационное воздействие. Шум мешает восприятию необходимой информации.

Вибрация представляет один из видов силового воздействия на грунты, вызванного периодически действующими нагрузками, прикладываемыми к грунту в короткие промежутки времени. Возникающие при этом колебания вызывают ухудшение прочностных и деформационных свойств грунта, что в свою очередь приводит к деформациям и авариям сооружений, дискомфорту человека и объектов животного мира.

Основными источниками колебаний являются различные стационарные машины с вращающимися частями (лебедка, ротор), с кривошипно-шатунными механизмами (буровые насосы и компрессоры), а также передвижение автотракторной техники. В результате возникающих колебаний определенной частоты происходит уменьшение сил внутреннего трения в несвязных грунтах, которое приводит к их доуплотнению.

Вибрации, возникающие под фундаментами оборудования, вызывают в сопредельных сооружениях неравномерные осадки фундамента и дополнительные напряжения в их конструкциях, а в результате - образование трещин и даже разрушения. Наиболее опасными в этих условиях являются колебания, возникающие от работы низкочастотного оборудования (с частотой менее 400 мин^-1), и в особенности возбуждающие колебания с частотами, совпадающими с частотами собственных колебаний конструкции (сооружения).

Этот вид воздействия, не являясь серьезной угрозой для компонентов природной среды, безусловно, является фактором беспокойства животного мира.

Зачастую источник вибрации является одновременно и источником шума и наоборот, поскольку механические волны достаточно легко проходят из газовой среды в твердую или в обратном направлении.

Искусственные электромагнитные поля разделяются на две группы:

) электромагнитные поля от линии электропередач.

) электромагнитные поля, создаваемые радиотехническими объектами.

Характер воздействия электромагнитных полей (ЭМП) на живые организмы до конца не изучен. Известно негативное влияние на нервную и эндокринную системы, а так же на обменные процессы организма.

Взаимодействие электромагнитных полей с биологическим объектом определяется:

) параметрами излучения (частотой или длиной волны, когерентностью колебаний, поляризацией волны, скоростью распространения, интенсивностью и др.);

) физическими и биохимическими свойствами биологического объекта, как среды распространения ЭМП (диэлектрической проницаемостью, электрической проводимостью, глубиной проникновения и т.д.).

Мероприятия по снижению интенсивности образования осадков, содержащих природные радионукулиды (ПРН), обеспечению радиационной безопасности при добыче и подготовке нефти, должны вписываться в существующую технологию. При этом обязательным является выполнение всех действующих санитарных норм и правил по ограничению облучения персонала, населения, предотвращения неконтролируемого выноса ПРН.

.1 Обеспечение пожарной безопасности

Пожарная опасность - возможность возникновения и (или) развития пожара, заключенная в каком-либо веществе, состоянии или процессе. ГОСТ 12.1.033-81.

Показатели пожарной опасности - величина, количественно характеризующая какое-либо свойство пожарной опасности.

Пожарная опасность, любого технологического процесса, определяется следующим:

наличием горючей нагрузки;

величиной возможного избыточного давления, при сгорании газов, паров и пыли воздушной смеси в помещении или на открытых пространствах.

Пожарную опасность горючих веществ характеризуют температурами вспышки и воспламенения.

Легковоспламеняющиеся жидкости также способны самостоятельно гореть после удаления источника зажигания, но имеют температуру вспышки не выше 61 ^оС в закрытом тигле или 66 ^оС в открытом тигле .

Исследование пожарной опасности производства включает следующие этапы: определение пожаровзрывоопасности материалов, обращающихся в производстве; исследование опасности возникновения пожара; исследование опасности его распространения; определение возможного материального ущерба; исследование опасности для жизни людей.

Определение пожаровзрывоопасности материалов, обращающихся в производстве, начинают с установления основных показателей их пожарной опасности (горючести, воспламеняемости, взрывоопасности, температуры вспышки, нижнего концентрационного предела воспламенения), а также с определения их физико-химических свойств, влияющих на условия возникновения и развития пожара (давления, температуры).

Сведения о пожарной опасности тех или иных материалов обычно получают из соответствующих ГОСТов на вещества и материалы, а также из справочников и других информационных источников. Если же данные о свойствах какого-либо материала отсутствуют, их можно определить расчетом или экспериментально по стандартным методикам.

В большинстве случаев на производствах окислителем является кислород воздуха из окружающей среды. Возможность его контакта с горючим веществом зависит от степени герметизации технологического оборудования. Источники зажигания на производстве могут быть технологическими, естественными (например, удар молнии) либо как следствие неосторожного обращения людей с огнем.

В соответствии с общей методикой анализа пожарной опасности технологического процесса исследованием опасности возникновения пожара необходимо установить: возможность образования горючей среды внутри оборудования при его нормальной работе, в периоды пуска и остановки; возможность образования горючей среды в помещениях и на открытых площадках при выходе горючих материалов из нормально действующего оборудования; возможность повреждения оборудования с выходом из него горючих материалов и образованием горючей среды в помещениях и на открытых площадках; возможность появления и контакта с горючей средой источников зажигания .

Исследование опасности распространения пожара заключается в установлении возможных размеров различных зон пожара (зоны горения, зоны излучения, зоны задымления, зоны взрыва), в которых могут наступить тяжкие последствия: человеческие жертвы и материальный ущерб. Исходными пункта ми для расчета размеров зон пожара являются, во-первых, места наиболее вероятного возникновения пожара от технологических причин; во-вторых, места возникновения пожара от естественного источника зажигания; наконец, места возникновения пожара из-за неосторожного обращения с огнем.

Опасными факторами, воздействующими на людей и материальные ценности, являются:

) пламя и искры;

) повышенная температура окружающей среды, предметов и т.п.;

) токсичные продукты горения и термического разложения;

) дым;

) пониженная концентрация кислорода.

К вторичным проявлениям опасных факторов пожара, воздействующим на людей и материальные ценности, относятся:

осколки, части разрушившихся аппаратов, агрегатов, установок, конструкций;

радиоактивные и токсичные вещества и материалы, вышедшие из разрушенных аппаратов и установок;

электрический ток, возникший в результате выноса высокого напряжения на токопроводящие части конструкций, аппаратов, агрегатов;

опасные факторы взрыва по ГОСТ 12.1.010, происшедшего вследствие пожара;

огнетушащие вещества.

По производственным коммуникациям пожар и взрыв распространяются в тех случаях, если внутри трубопроводов, воздуховодов, траншей, туннелей или лотков образовалась горючая среда, когда трубопроводы с этой горючей средой работают неполным сечением, если в системе заводской канализации на поверхности воды имеется слой горючей жидкости, когда имеются горючие отложения на поверхности труб, каналов и воздуховодов, если в системе находятся газы, газовые смеси или жидкости, способные разлагаться с воспламенением под воздействием высокой температуры или давления. Огонь в таких случаях может распространиться по транспортерам, элеваторам и другим транспортным устройствам, а также через незаделанные проемы в стенах и перекрытиях.

Чтобы предотвратить распространение огня по производственным коммуникациям применяют сухие огнепреградители, огнепреградители в виде гидравлических затворов, затворы из твердых измельченных материалов, автоматические задвижки и заслонки, водяные завесы, перемычки, засыпки и т. п.

5. Охрана недр и окружающей среды при бурении на специальных буровых растворах (нефте-эмульсионные)

При приготовлении и применении растворов на нефтяной основе (ИБР и инвертных эмульсий) необходимо выполнять требования, направленные па предотвращение потерь раствора и загрязнения окружающей среды, обеспечение противопожарной безопасности и создание благоприятных условий работы для буровой бригады.

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда).    По линейным деформациям тампонажного камня при твердении в водной среде тампонажные цементы разделяются на группы: 1-безусадочные (расширение не более 0,1%), способность затвердевать и длительное время работать в водной среде.          При нормальных условиях шлаковые цементы очень медленно твердеют, однако с повышением температуры до 100°С и выше процессы схватывания и твердения интенсифицируются и из шлакопесчаного цемента образуются плотные и прочные камни, очень стойкие в агрессивных средах.

С добычей нефти и газа, как и с добычей полезных ископаемых вообще, непосредственно связаны два рода проблем 177]: охрана недр - рациональное использование минеральных ресурсов; охрана окружающей среды - земной поверхности в районах бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений, включая восстановление (рекультивацию) земель, мероприятия по предотвращению загрязнения почв, водоемов, атмосферы.

В качестве среды затворения может быть рекомендован только насыщенный раствор хлористого магния.

Комплексное использование месторождений служит задачам охраны недр и охраны окружающей среды.

Цемент-тина ТСЦ выпускается заводами Министерства нефтяной промышленности в соответствии с ТУ 39-081-75 и предназначен для цементирования нефтяных и газовых скважин в условиях воздействия агрессивных сред с общей минерализацией до 400 г/л, в том числе для изоляции пластов соленосных отложений.

Плотность раствора может быть получена низкой, однако при помещении раствора в среду гидродавления она повышается.

С учетом рационального использования добытых нефти и газа охрана недр и охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности имеют свои особенности, которые необходимо учитывать. Отвечать условиям охраны недр и окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины.

Жидкая фаза раствора ОНЭЦР (дисперсионная среда) представлена дизельным топливом, которое загущают высокоокисленным битумом; внутренней (дисперсной) фазой служат частицы цементного порошка, смоченные водой, и эмульгированные капельки воды.

К свойствам цементного камня следует отнести механическую прочность, проницаемость, объемные изменения, коррозионную устойчивость в агрессивных средах и модуль упругости.

Предупреждение открытых нерегулируемых газонефтеводопроявлений с целью сбережения полезных ископаемых и охраны окружающей среды.    Полимерные тампонажные растворы имеют ряд преимуществ перед растворами минеральных вяжущих веществ: малую плотность, удобство регулирования сроков схватывания, хорошую фильтруемость в пористых средах, отсутствие проницаемости тампонажного камня, высокую прочность и стойкость к агрессии тампонажного камня.

Движение природных жидкостей и газов в пористой среде.   Транспортировка нефти и газа в танкерах морем, утечки нефти и газа при бурении, добыче и авариях способствуют загрязнению окружающей среды. Приведены примеры расчетов технико-экономической эффективности промышленного внедрения новых видов специальных тампонажных растворов, обеспечивающих высокое качество цементирования и защиту окружающей среды при бурении скважин в сложных условиях.

Перечисленные и многие другие причины обязывают работников нефтегазовых предприятий принимать все установленные меры и предъявлять узаконенные требования в целях предупреждения нарушения охраны недр и загрязнения окружающей среды.

Максимально допустимая температура окружающей среды для скважинного прибора, °С 150 габаритные размеры, мм: скважинный прибор диаметр.  В неводных средах в связи с малым значением диэлектрической проницаемости среды электрический заряд частиц обычно невелик.

промывочный жидкости бурение скважина

Вывод

Конечная цель бурения скважин - получение нефти и газа из земных недр. Получение начального притока нефти и газа из пласта в большой степени зависит от технологии бурения, от состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия ее на продуктивный пласт, а также от качества работ по разобщению данного пласта от других проницаемых горизонтов.

Физико-механическое воздействие на продуктивный горизонт оказывают следующие факторы:

-       разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта;

-       изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся давление столба цементного раствора);

-       фильтрация фильтрата бурового (и цементного) раствора;

-       изменяющийся температурный режим в скважине;

-       гидродинамическое и механическое воздействие на породы в разбуриваемом пласте движущимся инструментом;

-       гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления и др.) в стволе и призабойной зоне в процессе цементирования и освоения скважины.

В процессе написания курсовой работы были рассмотрены следующие вопросы:

1) Назначение, классификация и области применения буровых растворов.

) Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов.

) Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.

) Методы, материалы и применяемое оборудование для приготовления бурового раствора

) Критерии выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

         Так же был выполнен расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора необходимый для бурения скважины на Ново-Елховском месторождении глубиной 1185 м.

Литература

Государственные стандарты

1.   ГОСТ 2. 104-68 ЕСКД. Основные надписи.

2.      ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

.        ГОСТ 2.105 - 95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

ГОСТ 2.305 - 08 ЕСКД. Изображения - виды, разрезы, сечения

4.   Орешина Л.Н., Методические указания для студентов по выполнению курсовой работы, 2013г

Учебная

1.   Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 4 кн. Кн. 3 - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1995. - 320 с

2.   Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2000. - 670 с.

3.   Логвиненко С.В.. Техника и технология цементирования скважин. М.,

«Недра», 1998. 384 с.

.     Рязанов Я.А., Энциклопедия по буровым растворам.- Оренбург: издательство «Летопись», 2005.- 664 с.

5.      Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М, Недра, 1999, 303 с.