25406 (686834), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Отработанный полимерный раствор откачивают в дополнительные емкости для повторного использования при вскрытии продуктивных пластов в следующих скважинах куста и для бурения скважины под кондуктор.

В состав раствора входят:

- в качестве загустителей и понизителей фильтрации водорастворимые полимеры Унифлок и карбоксиметилцеллюлоза;

• в качестве структурообразователя – бентонит;

в качестве утяжелителя и кислоторастворимого кольматанта - мел. Для стабилизации и снижения водоотдачи в раствор дополнительно вводится КССБ. Регулирование рН и связывание ионов кальция осуществляется добавками кальцинированной соды. При необходимости для пеногашения используется пеногаситель. Приготовление раствора «Порофлок» начинают за двое суток до вскрытия продуктивного пласта, с тем, чтобы к началу вскрытия пластов необходимый его объем с требуемыми свойствами был готов к использованию. Удельное электрическое сопротивление раствора равно 0,6-1,4 Ом ^. м, что меньше удельного электрического сопротивления глинистого раствора (1,0-2,8 Ом ^. м).

1.3 Выбор и расчёт параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий

Выбор плотности промывочной жидкости

• Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий в соответствии с п. 2.7.3.3 «Правил безопасности в НГП».

• Не допускается превышение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см³ от установленной проектом.

• В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади.

• При вскрытии газоносного горизонта и дальнейшим углублением скважины должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

• Если объемное содержание газа в растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом и их устранению.

• Для контроля загазованности должны производиться замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности приниматься меры по ее устранению.

• Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.

• Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.

• Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора контролируется лабораторией бурового предприятия на основании регламентов.

• На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность сопоставления объема вытесняемого при спуске и доливаемого при подъеме бурильных труб из скважины.

• Объем циркуляционной системы зависит от класса БУ и согласно ГОСТ 16293-89 (СТСЭВ 2446-88) составляет не менее двух объемов скважины.

Выбор плотности при бурении осуществляется из условия создания противодавления на пласт.

, кг/м³

где k – коэффициент превышения давления бурового раствора в скважине в зависимости от глубины;

P_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение силы тяжести, равное 9,81;

L_n – глубина залегания кровли пласта.

Интервал 0-790м

Плотность-1,16 г/см³

Вязкость- 55-60 с

Фильтрация-8-9 см³/30мин

СНС 1мин-15, 10мин-35 мг/см²

Интервал 790-932м

Плотность-1,08 г/см³

Вязкость- 18-20 с

Фильтрация-7-8 см³/30мин

СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см²

Интервал 932-1981м

Плотность-1,10 г/см³

Вязкость- 22-25 с.

Фильтрация-6-7 см³/30мин

СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см²

Интервал 1981-2114м

Плотность – 1,08 г/см³

Вязкость – 24-50 с.

Фильтрация – 3-5 см³/30мин

СНС 1мин - 5-10, 10мин – 10-20 мг/см²

2. Регулирование параметров промывочной жидкости, химическая обработка, утяжеление

Химические реагенты применяются для приготовления и обработки буровых растворов с целью придания им необходимых свойств, для изменения вязкости, прочности структуры и водоотдачи. Химическая обработка-основное средство регулирования свойств раствора в процессе бурения. Химические реагенты и материалы классифицируются по различным признакам, например по химической природе, физико-химическим свойствам (термостойкости, устойчивости к электролитам), по их назначению, особенностям действия и т.д. При бурении скважин непременным условием предупреждения газа-, нефти - и водопроявлений, обвалов стенок скважины и связанных с ними осложнений является регулирование гидростатического давления столба бурового раствора в зависимости от давления вскрываемых нефтегазовых и водоносных пластов и порового давления глинистых пород. Один из методов регулирования гидростатического давления столба раствора - изменение плотности последнего. Когда необходим раствор с большей плотностью, используются добавки тонко размолотых порошков инертных тяжелых металлов. При бурении данной скважины утяжеление бурового раствора не требуется. Химическая обработка в данном случае производится во всех интервалах бурения.

Рассмотрим виды химических реагентов, которыми производиться обработка.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-700, КМЦ-ТС, Торос-2, Tylose. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов.

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

Унифлок - порошок оранжевого, иногда кремового цвета, хорошо растворимый в воде. Поставляется в полиэтиленовых мешках весом 30кг. Водный раствор его имеет щелочную реакцию (для 0,1%-го раствора рН=11), реагент совместим с КМЦ, КССБ. Применяется в качестве загустителя буровых растворов.

Каустическая сода – гидрооксид натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м³. Применяется для поддержания нужного значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг.

Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В нашей стране каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг. ПДК для водоемов рыбохозяйственного назначения 50 мг/л.

ФК-2000 – экологически безопасная смазочная добавка на основе растительного подсолнечного масла по эффективности многофункционального воздействия на буровой раствор (значительное улучшение антиприхватных, смазочных и ингибирующих свойств, снижение коэффициента поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора – углеводород) соответствует лучшим зарубежным смазочным материалам. Смазочная добавка разработана специально для условий Западной Сибири при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По внешнему виду – жидкость, склонная к пастообразованию при низких температурах, от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом подсолнечного масла. Смазочная добавка упаковывается в металлические 200 л бочки.

ТБФ(Пента) – трибутилфосфат. Предназначен для предупреждения образования и гашения пены в буровых растворах.

ГКЖ - применяется в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор и обеспечивающий вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора. Придает термостойкость буровому раствору.

НТФ– нитрилтриметилфосфоновая кислота предназначена для снижения вязкости бурового раствора. Растворимость в воде хорошая, не горюч, не взрывоопасен, малотоксичен. Применяется в летнее время в виде разбавленного 1%-ного раствора, в зимнее время – в виде раствора в антифризе. Поставляется в виде порошка или в виде 30-40%-ного водного раствора в пресной воде (плотность 1190-1270 кг/м³) существующими транспортными средствами. В добыче нефти применяется в качестве ингибитора солеотложений.

КССБ – конденсированная сульфат-спиртовая барда. Тонкодисперсный пылящий порошок темно-коричневого цвета. Предназначена для снижения фильтрации буровых растворов.

В связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ, возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. Возможно применение смазочной добавки Спринт. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов. Он не токсичен.

Буровой раствор, обработанный КМЦ, НТФ и ФК-2000 разрешен к применению как экологически малоопасный раствор.

Состав малоглинистого полимерного раствора «Порофлок», % мас.

1. Бентонит 3-4

2. Мел 6-8

3. Унифлок 0,1-0,2

4. КМЦ-ТС 0,8-1,0

5. КССБ 0,1-0,3

6. Сода кальцинированная 0,1

7. ТБФ 0,014

8.ФК-2000 0,3-0,5

9. Вода остальное

2.1 Расчёт расхода промывочной жидкости, воды, глины, химических реагентов, утяжелителя и других материалов на 1м проходки и на 1 скважину

Определим общий объём бурового раствора Q,м³

Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4

Где n- норма расхода бурового раствора на 1м проходки с учётом скорости бурения м³/м, L- интервал скважины, соответствующий данной норме, м

Q1= n1L1=0,17·50=8,5 м³

Q2= n2L2=0,096·740=71,04 м³

Q3= n3L3=0,049·1080=52,92 м³

Q4= n4L4=0,045·133=5,9 м³

Таким образом общий объём бурового раствора равен

Q=8,5+71,04+52,92+5,9= 138,36 м³

Определим общий объём химреагентов и материалов Q,кг

Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4

Где n- норма расхода химических реагентов на 1м проходки кг/м, L- интервал скважины, соответствующий данной норме, м

Интервал 0-50

Глинопорошок

Q1= n1L1=11,96·50=598 кг

КМЦ

Q1= n1L1=0,17·50=8,5 кг

Унифлок

Q1= n1L1=0,07·50=3,5 кг

Сода каустическая

Q1= n1L1=0,09·50=4,5 кг

Q=598+8,5+3,5+4,5= 614,5 кг

Интервал 50-790

Глинопорошок

Q2= n2L2=6,73·740=4980,2 кг

КМЦ

Q2= n2L2=0,10·740=74 кг

Унифлок

Q2= n2L2=0,04·740=29,6 кг

Сода каустическая

Q2= n2L2=0,05·740=37 кг

Q=4980,2+74+29,6+37=5120,8 кг

Интервал 790-1981

Глинопорошок

Q3= n3L3=1,48·1080=1598,4 кг

КМЦ

Q3= n3L3=0,24·1080=259,2 кг

ФК-2000

Q3= n3L3=0,98·1080=1058,4 кг

ТБФ(Пента)

Q3= n3L3=0,10·1080=108 кг

ГКЖ

Q3= n3L3=0,43·1080=464,4 кг

Унифлок

Q3= n3L3=0,07·1080=75,6 кг

Q=1598,4+259,2+1058,4+108+75,6=3099,6 кг

Интервал 1981-2114

«Порофлок»

Глинопорошок

Q4= n4L4=1,359·133=180,7 кг

Мел

Q4= n4L4=2,71·133=360,43кг

КМЦ

Q4= n4L4=0,36·133=47,88 кг

Унифлок

Q4= n4L4=0,045·133=5,9 кг

КССБ

Q4= n4L4=0,13·133=17,29кг

Кальцинированная сода

Q4= n4L4=0,045·133=5,9кг

ТБФ

Q4= n4L4=0,008·133=1,064 кг

Q=180,7+360,43+47,88+5,9+17,29+5,9+1,064=613,184 кг

Общий объём хим.реагентов Q, кг

Q=614,5+5120,8+3099,6+613,184=9448,084 кг

2.2 Первичная очистка бурового раствора

С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а, следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении эксплуатационных скважин рекомендуется осуществлять многоступенчатую систему очистки бурового раствора с использованием средств очистки, изготовленных зарубежными и отечественными фирмами. Оборудование бурового раствора расположено между вышечным и емкостным блоками на дополнительном емкостном основании. В состав четырёхступенчатой системы очистки бурового раствора входят: вибросита, пескоотделители, илоотделитель и центрифуга.

Очистка бурового раствора от шлама с помощью вибрационных сит — механический процесс, в котором частицы отделяются с помощью просеивающего устройства.

Главные факторы, определяющие глубину очистки и пропускную способность вибросита, — размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита: основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

В практике отечественного бурения используют одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1.

Характеристики

Список файлов курсовой работы