Все обсадные трубы второй промежуточной колонны с резьбой «ВАМ», которая выдерживает большие крутящие моменты.

Таблица 2.12

Состав обсадной колонны

№ секции	Диаметр труб, мм	Длина секции, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Вес секции, нарастающей, кН	Тип резьбы	n1	n2	n3
3	244,5	382	10,0	P-110	3231	ВАМ	8	10,7	1,45
2	244,5	5122	8,9	Р-110	2850	ВАМ	5,7	9,5	1,45
1	244,5	271	10,0	P-110	158	ВАМ	1,6	27,3	29,2

2.9.2 Компоновка низа обсадной колонны и обоснование технологической оснастки

Элементы технологической оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважины.

Каждый элемент технологической оснастки выполняет свои функции и подвергается различным нагрузкам, как в процессе спуска обсадной колонны, так и при ее цементировании.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Тип колонного башмака с направляющей насадкой не выбирают, рекомендуются чугунные или бетонные башмаки.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10 - 20 м выше его. Чтобы исключить необходимость долива колонны, уменьшить величину возникающего гидродинамического давления и ускорить спуск обсадных труб, применяют обратные клапаны дифференциального типа, которые в период спуска создают ограниченное сопротивление поступлению промывочной жидкости из скважины внутрь колонны через дроссель.

В нашем случае низ колонны оборудуется башмаком c дифференциальным обратным клапаном Smit International, резьбовое соединение Buttress.

Упорное кольцо («стоп-кольцо») предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготавливают из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстоянии 10 - 30 м от башмака.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов. Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, то есть в местах наибольшего изгиба.

Технологическая оснастка обсадных колонн, предлагаемая на проектной площади, представлена в таблице 2.13.

Таблица 2.13

Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска	Название обсадной колонны	Элементы технологической оснастки
		наименование, шифр типоразмер	Диаметр мм	Кол-во, шт.
1	Кондуктор	башмак с обратным клапаном, уплотнительной муфтой и пальцами для цементирования ч/з бурильные трубы	508	1
		центраторы пружинные	508Ч660,4	2
2	I промежуточная колонна	башмак с дифференциальным обратным клапаном	339,7	1
		две обсадные трубы	339,7	2
		муфта с дифференциальным обратным клапаном	339,7	1
		центраторы пружинные спиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на муфте 3-х последующих труб	339,7Ч444,5	5 2 3
		стопорные кольца к центраторам	339,7	2
3	II промежуточная колонна	башмак с дифференциальным обратным клапаном	244,5	1
		муфта с дифференциальным обратным клапаном	244,5	1
		центраторы пружинные стиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на муфте 3-х последующих труб в месте башмака предыдущей колонны	244,5Ч311,2	5 2 3 3
		стопорные кольца к центраторам	244,5	2
4	хвостовик	башмак колонны БП-168	168,3	1
		труба обсадная	168,3	1
		фильтр из труб	168,3	54
		трубы обсадные	168,3	8
		устройство с воронкой сверху для спуска хвостовика с вращением на бурильных трубах центраторы пружинные спиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на верхней трубе на стопорных кольцах	168,3Ч215,9	1 2 2
		стопорные кольца	168,3	2

2.9.3 Определение допустимой скорости спуска

2.9.3.1 Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию

Спуск обсадной колонны составляет наиболее трудоемкую и продолжительную часть процесса крепления скважины. От тщательной подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны зависит успешность проводки скважины до проектной глубины и качество разобщения пластов. Целью подготовки ствола являются, обеспечение спуска обсадной колонны до намеченной глубины и качественное цементирование. Условием для доведения обсадной колонны до заданной глубины, является устранение уступов и сужений, образовавшихся в процессе бурения. Это достигается проработкой ствола скважины и контролируется последующей шаблонировкой бурильными компоновками, включающими сочетание расширителей различной конструкции, диаметром, равным диаметру долота, и утяжеленных бурильных труб. При этом жесткость низа бурильных компоновок приближается к жесткости обсадной колонны. Применение жесткой КНБК позволит получить соответствующую конфигурацию ствола скважины и обеспечить успешный спуск обсадной колонны.

Еще одним условием качественной проводки скважины является удаление толстой рыхлой фильтрационной корки со стенок скважины и при необходимости образование тонкой, плотной корки. Удалением толстой фильтрационной корки со стенок скважины можно значительно повысить герметичность и прочность контакта между цементным камнем и горной породой. Для этого в состав буферной жидкости входит дизельное топливо и дисольван, эти компоненты позволяют разрушить и смыть углеводородную пленку.

2.9.3.2 Обоснование режима спуска обсадных колонн

При спуске колонны труб возникает опасность гидроразрыва пород из-за эффекта поршневания. Поэтому необходимо ограничивать скорость спуска колонны труб.

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения:

Рс = Ргст +Ргд Ргр,

где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

;

- при ламинарном течении.

В формулах - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i - том участке; Ui - скорость течения жидкости на i - том участке; n - количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, 0 - динамическое напряжение сдвига, - коэффициент гидравлических сопротивлений.

2.9.3.3 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Наиболее слабый пласт на забое скважины.

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:

где DС, DТ - соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

K - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки кондуктора будет ламинарный, тогда:

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

где

Тогда

Скорость течения жидкости UЖ<UКР, то режим ламинарный.

где

Получаем:

Для обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Для обсадной колонны в обсаженной части скважины:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Увеличиваем скорость спуска до 1 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.

Число Рейнольдса:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления:

Увеличиваем скорость спуска до 2 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления

Увеличиваем скорость спуска до 3 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления:

Гидростатическое давление на глубине 1570 м, создаваемое буровым раствором:

Давление гидроразрыва пород:

Запас давления составляет:

результаты расчетов приведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14

Зависимость гидродинамического давления от скорости спуска эксплуатационной колонны

Uсп, м/с	Uж, м/с	Uкр, м/с	Sen				Pгд, МПа
0,5	1,06	1,24	14,9	0,47	-	-	0,58
					-	-
1	2,13	1,24	-	-	6462	0,0250	1,44
					6100	0,0252
2	4,26	1,24	-	-	25002	0,021	5,04
					18792	0,0219
3	6,39	1,24	-	-	40090	0,0199	10,73
					28970	0,0207

По результатам расчетов таблицы 2.13 построим график зависимости гидродинамического давления от скорости спуска эксплуатационной колонны (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Зависимость РГД = f(UСП)

Максимальному гидродинамическому давлению в 9,08 МПа соответствует скорость спуска приблизительно равная 2,73 м/с. Рекомендуется скорость спуска 0,5 м/с, с технологической точки зрения скорость спуска можно производить со скоростью в 2,5 м/с, но это увеличит возможную аварийность спуска обсадной колонны. Скорость ограничена до 0,5 м/с из-за ожидания выхода промывочной жидкости из скважины и её замера в объеме и во избежании дополнительной депрессии на пласт.

2.10 Цементирование обсадных колонн

2.10.1 Выбор тампонажных материалов

В бурение принято называть тампонажными такие материалы, из водных суспензий которых образуется практически непроницаемое твердое тело.

Тампонажные материалы, используемые для разобщения проницаемых пластов, должны удовлетворять ряду требований:

- суспензия такого материала должна быть легко прокачиваемой в течении времени, необходимого для транспортирования ее в заданный интервал скважины, а в покое - седиментационно устойчивой;

- по окончании транспортирования в скважину суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое твердое тело, даже если температура окружающей среды ниже нуля °С;

- суспензия должна превращаться в твердое тело с небольшим увеличением объема или по крайней мере без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине;

- образовавшееся из суспензии твердое тело должно быть высокоэластичным, долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми жидкостями и газами;

- это твердое тело должно сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период работы в данной скважине;

- оно должно иметь сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность достаточную, чтобы противостоять тем силам, которые могут возникнуть в период работы скважины;

- тампонажные материалы должны быть недефицитными и сравнительно недорогими, поскольку потребность в них довольно велика.

В проектном районе применяются при цементировании составы, представленные в таблице 2.15.

Таблица 2.15

Характеристика жидкостей для цементирования

Название колонны	Характеристика жидкости (раствора)	Составляющие компоненты
	Тип или название жидкости	Плот-ность, кг/м3	Расте-каемость, см	Водо-отдача, см3/30мин.	Время начала, мин.
					Загусте-вания	Схваты-вания
Кондуктор	промывочная	1160	-	-	-	-	буровой раствор
	буферная	1040	-	-	-	-	вода пресная, сода кальциниро- ванная, КМЦ
	цементный	1840	20	500	120	180	ПТЦ-ДО-50 кальций хлористый вода пресная
	продавочная	1160	-	-	-	-	буровой раствор
Первая промежу-точная колонна	промывочная	1160	-	-	-	-	буровой раствор
	буферная-1	850	-	-	-	-	дизельное топливо дисольван.
	буферная-2	1010	-	-	-	-	вода пресная сульфонол порошок
	облегченный цементный	1480	20	400	420	600	ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода, бентонитовый, раствор
	цементный	1840	20	200	270	420	ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода
	продавочная	1160	-	-	-	-	бур. раствор
Вторая промежу-точная колонна	Промывочная	1160	-	-	-	-	бур. раствор
	буферная-1	850	-	-	-	-	дизельное топливо дисольван
	буферная-2	1010	-	-	-	-	вода пресная сульфонол порошок
	цементобентонитовый	1480	20	400	420	600	ПТЦ-ДО-50 кальций хлористый вода бентонитовый раствор
	цементный	1840	20	200	300	450	ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода
	продавочная	1160	-	-	-	-	бур. раствор

2.10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины ():

где - коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин);

и - соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка, м;

средний диаметр скважины;

наружный диаметр колонны;

- длина участка цементирования, м.

Исходные данные для расчета:

L = 5775 м (вертикаль 1570 м) - глубина спуска колонны;

Н = 5775 - 1050 м (вертикаль 1570 - 710 м) - высота подъема тампонажного раствора;

= 5775 - 4330 м (вертикаль 1570 - 1330 м) - интервал подъема цементного раствора;

= 4330 - 1050 м (вертикаль 1330 - 710 м) - интервал подъема облегченного цементного раствора;

= 1350 м (вертикаль 760 м) - глубина спуска первой промежуточной колонны;

= 224,44 мм - внутренний диаметр колонны близ ее башмака;

= 14 м - высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне.

Объем цементного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины:

Объем облегченного цементного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3):

Объем продавочной жидкости:

где - коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость;

d - средний внутренний диаметр колонны, м.

Объем буферной жидкости:

Длина столба в заколонном пространстве принимается равной 200 - 300м, что оказывается вполне достаточным для обеспечения хорошего качественного цементирования. Примем =200м.

2.10.3 Выбор способа цементирования

В зависимости от геологических условий и принятого способа заканчивания скважины применяют различные методы цементирования: прямое одноступенчатое, с разделительными пробками, ступенчатое, манжетное, обратное, комбинированное, цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн.

Исходя из опыта цементирования на данном месторождении, применяем прямое одноступенчатое цементирование. Преимущество данного способа заключается в простоте и во многих случаях достаточной надежностью. Цементный раствор через цементировочную головку закачивают в обсадную колонну, затем продавливают за колонну путем закачивания продавочной жидкости. За колонной цементный раствор отделяется от бурового раствора буферной жидкостью. Контроль процесса цементирования осуществляется путем измерения объема продавочной жидкости мерными емкостями цементировочных агрегатов и по давлению на устье скважины.

2.10.4 Выбор типоразмера ПВО

Устьевое давление:

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа: ОКК2-35-168х245х350 .

Схема монтажа противовыбросового оборудования представлена на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Схема монтажа ПВО

1, 2 -универсальный и плашечный превенторы; 3 - устьевая крестовина; 4, 6 - задвижки с гидравлическим и ручным управлением; 5 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 7, 9 - регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением; 8 -отбойная камера с разрядным устройством.

2.10.5 Определение количества материалов для цементирования

Исходные данные:

- плотность буферной жидкости;

- насыпная плотность цемента;

- коэффициент резерва тампонажного материала;

- плотность цементного раствора;

- относительное водосодержание;

- плотность цементно-бентонитовой смеси;

- плотность бентонитового раствора;

- плотность воды;

Х - объем цементного раствора в ЦБС;

У - объем бентонитового раствора в ЦБС;

Во избежание гидравлического разрыва пород при цементировании скважины и возникновения поглощений необходимо проверить следующее условие:

<<;

<,

где - нижний допустимый предел плотности, ;

- верхний допустимый предел плотности, .

,

где - необходимое превышение плотности головной порции тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, .

Условие выполняется.

Х+У=1 Х=У-1

Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения

где Рцр - плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц - водоцементное отношение.

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента:

Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения ведется аналогичными формулами:

Для расчета реологических параметров растворов воспользуемся следующими формулами:

.

Цементный раствор:

.

Облегченный цементный раствор:

.

Буровой раствор:

.

В качестве буферной жидкости будет применяться техническая вода с плотностью 1050 кг/м3.

2.10.6 Определение количества цементировочной техники

Число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала:

где mНАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;

VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Производительность смесителя 2СМН - 20 по цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с.

Производительность смесителя 2СМН - 20 по облегченному цементному раствору:

Для приготовления и закачки цементного раствора выбраны цементировочные агрегаты (ЦА - 320). Так как производительность смесителя по цементному раствору 23,6 л/с, а максимальная производительность ЦА - 320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата.

Общая потребность в цементировочной технике

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 9 машин 2СМН-20. Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 18 ЦА - 320 . Кроме того, для подачи воды и начала продавки необходимо по одному агрегату ЦА - 320. Также для цементирования используется блок манифольдов 1БМ - 700 и станция контроля цементирования СКЦ - 2М - 80. Распределение тампонажных материалов по цементировочной технике представлено в таблице 2.16.

Таблица 2.16

Распределение тампонажных материалов

Смеситель	ЦА	Материал	Цемент, т	Вода, м3	Буферная жидкость, м3	Продавка, м3
1	1	ЦР	19,8	5	7,5
	2	ЦР		5
2	3	ЦР	19,7	4,9
	4	ЦР		4,9
3	5	ЦР	19,7	4,9
	6	ЦР		4,9
4	7	ОЦР	18,4	5,2
	8	ОЦР		5,2
5	9	ОЦР	17,2	4,7
	10	ОЦР		4,7
6	11	ОЦР	17,2	4,7		39,1
	12	ОЦР		4,7		39,1
7	13	ОЦР	17,2	4,7		39,1
	14	ОЦР		4,7		39,1
8	15	ОЦР	17,2	4,7		39,1
	16	ОЦР		4,7		39,1
9	17	ОЦР	17,2	4,7
	18	ОЦР		4,7
-	19	Подача воды
-	20					5,8

2.10.7 Расчёт цементирования

Гидравлический расчёт цементирования произведён на ЭВМ, программа “Zement”. По полученным данным строится график изменения давлений на цементировочной головке и на забое при закачке и продавке цементного раствора (рисунок 2.9).

Операция цементирования начинается ЦА №1, который закачивает 7,5 м3 буферной жидкости с производительностью 10,7 л/с, затем ЦА №7, 8, 9, 10, 11,1 2 начинается закачка облегченного цементного раствора с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесительными агрегатами № 4, 5, 6. После того цемент из этих смесителей вырабатывается, ЦА № 13, 14, 15, 16, 17, 18 начитается закачка облегченного цемента с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесителями 7, 8, 9. Затем ЦА №1, 2, 3, 4, 5, 6 начинается закачка цементного раствора с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесителями 1, 2, 3. После закачки тампонажных растворов освобождается цементировочная пробка и агрегатом № 20 начинается продавка, к которой сначала подключаются ЦА № 11, 12, 13, 14, 15, 16 имеющие втулки 115 мм, ведут продавку на 4 скорости. К моменту закачки 193 м3 продавочной жидкости давление на цементировочной головке достигает 8 МПа - предельное для 4 скорости. Для снижения гидродинамических давлений, продавка продолжается ЦА № 11, 12, 13, 14, 15, 16 на 3 скорости с суммарным расходом 36 л/с. Последний 1 м3 продавочной жидкости закачиваются одним цементировочным агрегатом на третьей скорости с расходом 6 л/с.

Определение времени цементирования:

Время на закачку буферной жидкости:

где количество ЦА для закачки буферной жидкости;

подача агрегата, м3/с.

Время на закачку ОЦР:

Время на закачку ЦР:

Время на продавку:

Режим работы цементировочной техники представлен в таблице 2.17.

Таблица 2.17

Работа цементировочной техники

Номер ЦА	Буферная жидкость	ОЦР	ЦР	Продавка	Всего
20					10,7л/с
19
18			10,7
17			10,7			10,7л/с	6л/с	6л/с
16			10,7			10,7л/с	6л/с
15			10,7			10,7л/с	6л/с
14			10,7			10,7л/с	6л/с
13			10,7			10,7л/с	6л/с
12		10,7				10,7л/с	6л/с
11		10,7
10		10,7
9		10,7
8		10,7
7		10,7
6				10,7
5				10,7
4				10,7
3				10,7
2				10,7
1	10,7л/с			10,7
Время, мин.	9	13,4	13,6	15,4	3,1	50,1	19,2	2,8	126,6

2.10.8 Контроль качества цементирования

В техническое оснащение цементировочных работ входит станция контроля процесса цементирования СКЦ - 3М, которая предназначена для одновременного автоматического измерения и регистрации основных технологических параметров процесса цементирования: давления нагнетания, плотности жидкости, подаваемой в скважину, суммарного расхода цементировочных агрегатов и объема закачанной жидкости. На пульте расположены показывающие и регистрирующие приборы для измерения плотности жидкости, давления нагнетания и расхода жидкости. Датчики станций установлены на блоке манифольда 1БМ - 700.

Комплект станции включает выносные блоки связи, позволяющие руководителю работ поддерживать постоянную связь с операторами, обслуживающими агрегаты и машины, и подавать команды.

На период цементирования на устье скважины устанавливают цементировочную головку, которая навинчивается на цементируемую колонну. Головка оснащена контрольным манометром и может иметь предохранительный клапан с отводом.

Качественное цементирование предполагает выполнение всех основных функций цементного камня на протяжении всего периода проведения работ в скважине, и прежде всего полное исключение перетоков и затрубных проявлений. Резкое изменение условий в скважине может привести к преждевременному нарушению герметичности затрубного пространства. Кроме того, цементный камень в скважине подвержен старению и разрушению под воздействием пластовых флюидов и других факторов. Поэтому было бы полезным контролировать состояние цементного камня в разные периоды.

Однако на практике применяют способы контроля цементирования, которые могут характеризовать его качество лишь в начальный период. Оцениваются следующие показатели качества: высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве; полнота замещения бурового раствора тампонажным в зацементированном интервале; равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве, что позволяет судить о соосности ствола скважины и обсадной колонны; сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины; герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.

Высоту подъема тампонажного раствора замеряют для того, чтобы убедится, что обсадная колонна зацементирована в предусмотренном интервале. Для измерения высоты подъема тампонажного раствора можно применять методы термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии.

Для определения надежности зацементированной обсадной колонны и затрубного зацементированного пространства их испытывают на герметичность. Эти исследования проводят после ОЗЦ. Герметичность проверяют путём опрессовки избыточным внутренним давлением. При испытании колонн способом опрессовки избыточное внутреннее давление на устье скважины равно:

.

Минимальное необходимое давление на устье скважины для испытания верхней секции определяется по формулам:

;

;

;

где - минимально допустимое внутреннее давление при испытании на герметичность. Для колонны

Так как мы имеем опрессовочное давление больше 7 МПа, то при испытании на герметичность внутренним давлением обсадная колонна считается герметичной, если создаваемое в ней давление в течение 30 мин сохраняется или снижается относительно опрессовочного не более чем на 0,5 МПа. Наблюдения за характером изменения давления при этом необходимо начинать через 5 минут после создания в колонне заданного давления испытания.

2.11 Освоение скважины

Освоение скважины -- это комплекс работ, проводимых в скважине с целью очистки зоны продуктивного пласта от загрязнения, подготовки ствола скважины для эксплуатации и получения промышленного притока пластового флюида. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, глубину спуска которых определяет добывающее предприятие. Устье скважины герметизируется при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового, создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации. Уменьшение противодавления на пласт производится переводом скважины на более легкую жидкость - с промывочной жидкости на нефть. После получения притока из продуктивного пласта отключают насос, а скважине дают поработать до получения промысловых значений давлений.

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

Буровая установка выбирается исходя из условной глубины бурения и по начальной грузоподъемности, обусловленной весом в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Вес бурильной колонны определяется из выражения:

GБК = (Gзд +GСБТ+GУБТ) ·К = 2174.229·1.25 = 2717.8

Где GЗД = 9,084 кН - вес забойного двигателя;

К = 1,25 - коэффициент запаса.

Вес эксплуатационной колонны - хвостовика и инструмента, на котором он доставляется (спускается) меньше веса эксплуатационной колонны.

Вес эксплуатационной колонны:

GН = lII · qII · lII · qII = 1735.830

Как видно из расчетов наиболее тяжелой является бурильная колонна при бурении под хвостовик. Максимальный вес колонны должен удовлетворять условию:

GMAX ? · Рдоп;

Где РДОП - допускаемая нагрузка на крюке, кН.

Наиболее подходящий для данных условий является буровая установка фирмы IRI грузоподъемность 435 тс = 4267,35 кН при осностке 6Ч7.

Проверка допустимой нагрузки:

2717,8 ? · 4267.35 = 2844.9 кН

Условие выполняются.

Выбор кратности оснастки талевой системы:

Т = ;

Следовательно осностка 6Ч7.

3.2 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI

Буровая установка компании IRI, допустимая нагрузка на крюке - 363 тс. Привод буровой установки электрической, основных механизмов - постоянного тока. Способ сооружения буровой установки мелкоблочный.

Блок вышечно - лебёдочный. Основание блока двухъярусное: высота 7,92м, ширина - 12,2 м, длина - 13,7 м, допустимая нагрузка 454 тс, при одновременном весе расставленных на подсвечнике свечей 272 тс. Вышка буровая ВВМ-148-750 открытая консольная А - образная, высота мачты 45,1 м, статистическая нагрузка на крюке 454 тс при оснастке 6Ч7, рассчитана на силу ветра 42 м/с с трубами на подсвечнике, 53 м/с без труб. Кронблок с шестью роликами, один ролик Ш 1270 мм отдельно под канат Ш 34,9 мм.

Подкронблочная площадка. Площадка верхового, регулируемая по высоте от 25,0 до 26,4 м с шагом 0,38 м, включает будку верхового с сидением и электронагревателем. Пневматическая лебёдка на площадке верхового EUFD/PT компании INGERSOL-RAND, для работы с УБТ, устройство аварийного спуска верхового - скользящее по тросу Т - образное сидение с тормозом и консольными приборами, площадкой для работы с обсадными трубами, модели А с однотонным электроподъёмником, электродвигатель на 2.24 кВт. Буровая оборудована рамой для опоры НКТ с мостками с трёх сторон поручнями, обеспечивая опору расставленных на подсвечнике труб посередине свечей. В комплектацию буровой входит - устройство для подъёма вышки в комплекте с необходимыми приспособлениями. Комплект для центрации вышки - два домкрата на 50 тс с механическими насосами.

Кронблок ИТВ 525-6-50 фирмы IRI/IDECO шестироличный, грузоподъёмностью 476 тс, подъёмный крюк на пружинной подвеске Вертлюг TL - 400 фирмы IRI/IDECO, грузоподъёмностью 363 тс, рабочее давление 35,2 мПа. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната Hercules 131т допустимое натяжение на струну каната Е-200 фирмы IRI/IDECO, грузоподъёмностью 363 тс при оснастке 5Ч6, приводная мощность 1567 кВт, скорости главного барабана: 4 вперёд, 4 назад, скорости тартального барабана и ротора: 2 вперёд, 2 назад с электрической системой контроля. Вспомогательная тормозная система с пультом управления и трансформатором. Ограничитель подъёма крюкоблока пневматическая. Автомат подачи долота на забой с пневматическим двигателем и пультом управления. Система охлаждения тормозов: теплообменного типа с круговой циркуляцией воды, включает в себя резервуар на 5,6 м, теплообменник титановый, 2 центробежных насоса 23R с электродвигателями по 14,9 кВт. Электропровод лебёдки и ротора GE752, электродвигатели постоянного тока, номинальная мощность 746 кВт, кратковременная 895 кВт. Гидравлическая система свинчивания и развинчивания труб - гидравлические цилиндры свинчивания, развинчивания и вращения с усилителем хода.

Циркуляционная система включает в себя шесть резервуаров для бурового раствора общим объёмом 304 м. Блок доливной ёмкости и центробежных насосов для блока очистки. Все ёмкости оборудованные уровнемерами передающие на пульт бурильщика информацию о наличии бурового раствора в мерниках. Мерники обвязаны между собой центробежными насосами для перекачек бурового раствора с одного мерника в другой. В каждом мернике стоят перемешиватели бурового раствора.

Блок очистки бурового раствора состоит из 6 тандемных вибросит, пескоотделителя и илоотделителя, две центрифуги, желобам для отвода шлама. Для отчистки бурового раствора от газа на мерниках установлен газодегазатор, он включает в себя вакуумную камеру Ш1524 мм производительность вакуумный насос, струйный - электродвигатель 3.73 кВт.

Смесительная система или блок приготовления бурового раствора включает в себя глиномешалки RII152,4LR оборудованные трубкой внутри или смешивающая турбина, насосы центробежные, насосы центробежные для перекачки бурового раствора, воронки для подачи составляющей бурового раствора, ёмкость для подачи барита в загрузочную воронку системы, перемешиватели механические.

Манифольд буровых насосов включает в себя нагнетательную линию и линию глушения, нагнетательная линия двойная Ш 125мм, линия глушения Ш50,8 мм, стояк манифольда двойной Ш 125 мм. Манифольд и стояк манифольда рассчитан на давление 35,2 мПа. Линия глушения рассчитана на давление 42,2 мПа.

Воздушная система оборудована помещением для расположения компрессоров. На буровой имеется - воздушной компрессор непрерывного действия производительностью 4,33 м/мин, воздушный компрессор для холодного запуска производительностью 0,91 м/мин, воздухосборник и воздухосушка самовосстанавливающаяся, система воздухопровода.

Буровая установка оснащена дизельгенераторами блоками марки САТ 3512 мощностью по 1500 кВт 3 штуки. Энергетическими блоками с укрытием, генераторы силовые контрольные кабели электродвигателей постоянного тока. Силовые и контрольные кабели верхнего привода.

Система освещения включает:

- 28 прожекторов S400HPS-1 по 4000 Вт

-2 прожектора S400HPS-1 по 400 Вт

- 15 прожекторов S400HPS-2 по 150 Вт

- 41 флюоресцентную арматуру S60F-2 по 60 Вт.

Вся система однофазна на 220 В, 50 Гц, осоправочная взрывозащитная состоит из ламп дневного освещения и ламп высокого давления

- 1 сигнальную лампу предупреждения летающих объектов AOL 100 на 100 Вт на подкронблочной площадке

Аварийная система освещения включает:

- 4 лампы накаливания S1-50-XP На 500 Вт

- 4 лампы накаливания S1-50-VP На 500 Вт

вес на 24 В постоянного тока

Система связи:

- 2 погодозащитные пункты телефонной и громкоговорящей связи

Буровая также оборудована поддонами для сбора бурового раствора под буровыми и подпорными насосами. Поддонами для сбора бурового раствора под тандемными виброситами дренажной системой для сбора разлившегося бурового раствора под мерниками истоком его в бункер сбора. Для сбора раствора под буровой под роторным блоком устанавливается ванна для стока раствора в шахту с последующей перекачкой его в бункер сбора.

На буровой имеется верхний привод 1050Е CANRIG его характеристика:

- номинальная нагрузка 500 т,

- нагрузка на подшипник 305 т,

- потребляемая мощность длительная 843 кВт,

- максимальное число оборотов 300 в мин.,

- крутящий момент: непрерывный длительный 1057 Н.м, при раскреплении соединений 2406 Н.м,

- номинальная мощность 453 кВт,

- устройства расстановки труб с дистанционным управлением

- элеватор дистанционного управления 9ВЕ грузоподъемность 363 т, для труб от 77,47 мм до 203,2 мм система управления пневматическая.

- двумя комплектами штропов элеватора грузоподъемности 318 т и 454 т.

Двумя буровыми насосами Т - 1600 HP фирмы IRI/DECO, трехцелиндровые одностороннего действия, допустимое давление 40 МПа, приводная мощность 1193 кВт.

Теплоснабжение осуществляется: от индивидуальной котельной установки на два котла ПКН-2С, бойлерной установки на 149 кВт производительностью 3136 кгс/см2, топливо: дизельной, сырая нефть, природный газ. В насосном сарае и на мерниках поддерживается температура в зимних условиях +3 0С, под буровой 0 0С, +1 0С.

Обеспечение технической водой проектируется: в зимнее время - из двух артезианских скважин, расположены вне буровой площадки на расстоянии 120 м, летом - из индивидуальной водонасосной на два поршневых насоса НБ - 125 возле озера Лебяжье. Обеспечение питьевой водой предполагается так же из этих источников, если вода будет соответствовать требованиям ГОСТ 2874-84. Вода в противном случаи должна использоваться привозная из ближайшего источника питьевого водоснабжения. Все коммунальные системы должны находится в изоляционной оболочке.

Верхний привод

Многие специалисты - буровики считают, что роторное бурение имеет существенные недостатки, устранение которых возможно за счёт использования на буровой установке систем верхнего привода. Использование верхних приводов позволяет также применять новейшие технологии в бурении скважин.

На буровой имеется верхний привод 1050Е CANRIG, его характеристика:

· номинальная нагрузка 500 т,

· нагрузка на подшипник 305 т,

· потребляемая мощность длительная 843 кВт,

· максимальное число оборотов 300 в мин.,

· крутящий момент: непрерывный длительный 1057 Н.м, при раскреплении соединений 2406 Н.м,

· номинальная мощность 453 кВт,

· устройства расстановки труб с дистанционным управлением

· элеватор дистанционного управления 9ВЕ грузоподъемность 363 т, для труб от 77,47 мм до 203,2 мм система управления пневматическая.

· двумя комплектами штропов элеватора грузоподъемности 318 т и 454 т.

В самом общем виде преимущества использования верхнего привода можно определить как повышение эффективности ведения буровых работ, снижение рисков возникновение аварий и осложнений скважин в процессе бурения, безопасность работы для персонала и улучшение возможности управления скважиной в процессе нефтегазопроявлений (НГВП).

За счёт использования верхнего привода можно получать значительные эксплуатационные преимущества, за счет того, что:

· отсутствуют временные затраты на извлечение и установку вертлюга и квадрата в шурф при переходе от бурения к СПО и обратно;

· наращивание бурильной колонны при наклонно-направленном бурении происходит таким образом, что компоновка находится непосредственно в забое, что сокращает затраты времени на переориентацию бурового инструмента после каждого наращивания;

· важнейшим аспектом бурения с верхним приводом является возможность обеспечения непрерывного вращения бурильной колонны и циркуляции раствора при проработке ствола скважины методом «сверху вниз» и «снизу вверх»;

· непрерывное вращение бурильной колонны позволяет значительно понизить силы трения при её подъёме в наклонные или горизонтальные скважины;

· снижается опасность того, что бурильная колонна или дорогостоящее скважинное оборудование и инструменты будут прихвачены в стволе и т.д.

Проталкивающе - вытесняющий механизм для спуска и подъёма бурильных труб.

Двухплашечный проталкивающий захват позволяет контролировать движение трубы в скважину и из неё при работе, как с толстостенными, так и облегчёнными трубами. Развиваемое усилие проталкивания труб 25000кг, а вытягивания 11000кг.

Кроме того, использование верхнего привода особенно эффективно при бурении скважин с малой вертикалью и большим горизонтальным отходом для передачи дополнительной нагрузки на долото.

3.3 Обогрев буровой установки в зимних условиях

Теплоснабжение осуществляется: от индивидуальной котельной установки на два котла ПКН-2С, бойлерной установки на 149 кВт производительностью 3136 кгс/ч воды при температуре 100 0С, допустимое рабочее давление 10,5 кгс/см2, топливо: дизельное, сырая нефть, природный газ, подогревателя воздуха на 1230 кВт типа IDF-21 ВОTIOGA производительностью 595 м3/мин при атмосферном давлении и 16 электронагревателей типа FRI-24 мощностью по 0,37 кВт, топливо - сырая нефть, природный газ. В насосном сарае и на мерниках поддерживается температура в зимних условиях +3 0С, под буровой 0 0С, =1 0С.

Водоснабжение

Обеспечение технической водой проектируется: в зимнее время - из двух артезианских скважин, расположенных вне буровой площадки на расстоянии 120 м, летом - из индивидуальной водонасосной на два поршневых насоса НБ-125 возле озера Лебяжье на расстоянии 150 м от буровой площадки, предусматривается сооружение подводящего водопровода ш 100м мм на поверхности земли. Обеспечение питьевой водой предполагается также из этих источников, если вода источников будет соответствовать требованиям ГОСТ 2874-84, в противном случаи должна использоваться привозная вода из ближайшего источника питьевого водоснабжения. Все коммуникационные системы должны находится в изоляционной оболочке.

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Вскрытие продуктивных пластов в процессе бурения

Конечная цель бурения скважин - получение нефти и газа из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти и газа из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

4.2 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта

1. 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.

2. Состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу пластовой воды, заполняющей пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки и эмульсии.

3. В составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной растворимой (мел, мрамор) твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт.

4. Соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды.

5. Фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть.

6. Водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной.

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

(4.1)

где - плотность промывочной жидкости, кг/; - плотность пресной воды, кг/.

Рекомендуется во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессе бурения соблюдать следующее неравенство:

(4.2)

а необходимую величину относительной плотности промывочной жидкости определять по формуле:

(4.3)

где - коэффициент резерва

4.3 Методы вхождения в продуктивную толщу

Метод вхождения - это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи. В практике бурения применяют следующие методы.

Метод 1. Продуктивный горизонт вскрывается долотами того же диаметра, что и вышележащие породы. В скважину спускают эксплуатационную колонну, нижняя часть которой перфорирована и выполняет функцию фильтра. Скважина цементируется выше продуктивной толщи. Метод применяют при вскрытии неустойчивых пород, продуктивный горизонт содержит одну жидкость, Т.е. однороден, параметры промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи и прохождении вышележащих пород практически одинаковые.

Метод 2. Отличается от первого тем, что после разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют (простреливают большое число отверстий). Метод применяется при вскрытии неоднородных по составу флюидов, малых и перемещающихся пропластков, Т.е. когда требуется селективная эксплуатация. Параметры промывочной жидкости, как правило, при вскрытии не меняются.

Метод 3. Перед вскрытием продуктивной толщи вышележащую породу обсадной колонной, а также колонну цементируют. Затем продуктивную толщу проходят долотом меньшего диаметра, оставляя ствол открытым. Метод применяется при вскрытии устойчивых пород и однородного флюида. Параметры промывочной жидкости подбирают только с учетом характеристики продуктивной толщи.

Метод 4. В отличие от предыдущего метода ствол скважины в продуктивной толще оборудуют фильтром, подвешенным в обсадной колонне и изолированным пакером. Метод применяется при вскрытии слабоустойчивых пород и однородных флюидов.

Метод 5. При этом методе после спуска обсадной колонны до кровли продуктивного пласта и ее цементирования вскрывают продуктивную толщу долотами меньшего диаметра, а затем перекрывают хвостовиком. Хвостовик цементируют по всей длине и перфорируют против заданных интервалов. Метод применяется при необходимости селективной эксплуатации различных пропластков.

4.4 Методика выбора способа вхождения в продуктивную толщу

При выборе способа вхождения в продуктивную зону следует:

а) оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины;

б) определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, Т.е. содержат ли они одну и ту же жидкость или насыщены разными (один - водой, второй - нефтью, третий - газом и т.д.);

в) выявить устойчивость пород продуктивной зоны;

г) учесть соотношение коэффициентов аномальности пластов давлений в продуктивной толще и в расположенных выше ее проницаемых горизонтах оценить возможную степень загрязнения продуктивной толщи буровым pacтвoром в процессе бурения.

Методы вхождения в продуктивную толщину

1 - Обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - нефтеносные пласты; 4 - водоносные пласты; 5 - открытый ствол; 6 - пакер; 7 - фильтр; П- продуктивный пласт

4.5 Буровые растворы для вскрытия продуктивного пласта. Характеристика предлагаемого термостойкого бурового раствора

Гидрофобные эмульсионные растворы являются системами типа вода в масле, относятся к классу растворов на углеводородной основе и предназначаются для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, бурение скважин с большими горизонтальными отходами от вертикали.

Гидрофобные эмульсионные растворы имеют нулевую фильтрацию при измерении по стандартной методике. Вязкость этих растворов сильно зависит от содержания воды: чем выше содержание водной (внутренней) фазы, тем выше вязкость. В зависимости от вида задач поставленных при строительстве скважины, содержание водной фазы колеблется от 50 до 80 объемных %.

Гидрофобные эмульсионные растворы легко прокачиваются существующими типами насосов. Не утяжеленные гидрофобные эмульсии в виду отсутствия в них твердой фазы могут перекачиваться плунжерными. насосами. Наличие тиксотропных свойств позволяет утяжелять эти растворы существующими утяжелителями (барит, гематит и др.), что позволяет получать гидрофобные растворы различной плотности (от 0,98 до 2,0 г/).

При использовании в качестве водной фазы растворов солей (NaCl, CaCl, MgCl и т.д.) гидрофобные растворы не теряют своих свойств в широком диапазоне температур от 50°С до + 130°С.

Материалы применяемые для приготовления гидрофобных эмульсионных растворов. Дисперсионная среда - дизельное автотракторное топливо марки () и обезвоженная нефть охинского месторождения. Дисперсная фаза минерализованная вода. Для минерализации могут быть использованы хлориды натрия, кальция или магния. Можно использовать минерализованную пластовую воду.

Состав используемого на месторождении раствора приведен в таблице 4.1 Таблица 4.1

Состав используемого бурового раствора

Наименование компонента бурового раствора	Содержание компонента в %
Интервал	91350	1350-5775	5775-6390
Вода пресная	42	24,5	24,5
Дизельное топливо - 40	27	53,2	53,2
Нефть охтинская,	9,7	9,4	9,4
Эмультал в стальных бочках	2	2	2
СЭТ-1	1	2	2
СМАД-1	4	3,3	3,3
Хлористый кальций (кальцированный )	15	10	10
VG-PLUS (органофильная глина)	0,5	1,1	1,1
Окись кальция	0,8	1,1	1,1

Характеристика химических реагентов Эмульгаторы

Эмультал - сложный эфир триэтаноламина и дистиллированного талового масла. Вязкая) текучая при положительных температурах жидкость темного цвета с характерным хвойным запахом. Хорошо растворим в продуктах переработки нефти. Прекрасный эмульгатор систем В/М. Гидрофобизирующие и стабилизирующие свойства выражены довольно слабо. Поэтому в рецептуре предлагается его использование совместно с ПАВ обладающими гидрофобизирующими и стабилизирующими свойствами. При отрицательных температурах для выгрузки из тары его необходимо подогреть, допускается введение острого пара внутрь тары. Поставляется в металлических бочках емкостью 200-250 литров.

СЭТ-1 - стабилизатор - эмульгатор термостойкий.

Структурообразователи и дополнительные стабилизаторы:

СМАД-1 М - раствор окисленного петролатума в дизельном топливе в соотношении 1:1. СМАД-1М обладает эмульгирующими, стабилизирующими и гидрофобизирующими свойствами. Оптимальная дозировка 2-4%. В разработанной рецептуре бурового раствора для скважины № 201 применяется в качестве гидрофобизирующего и стабилизирующего ПАВ дополняя тем самым эмультал.

Органофильный бентонит Vg-рlus - представляет собой продукт химического взаимодействия четвертичных аммониевых солей (с длинными органическими. радикалами) с бентонитовыми глинами, обладающими высокой обменной емкостью. Этот продукт придает системе РУО структуру. То есть, набухая в углеводородной среде РУО, образует внутри РУО молекулярную сетку, которая и работает, удерживая от оседания выбуренную породу, утяжелитель и т. п., повышая вязкость системы и т. д. Так же он эффективно снижает фильтрацию бурового раствора, позволяет повысить значение реологических показателей.

При бурении скважин с большим отходом от вертикали и с горизонтальным окончанием бурильный инструмент лежит на нижней стенке скважины. Так как бурение ведется роторным способом, то из-за сил трения между стенкой скважины и бурильными, трубами, УБТ и элементами КНБК происходит сильное повышение температуры. При повышении температуры эмульсионный раствор может разделиться на углеводородную и водную фазы. Это происходит вследствие того, что химический состав эмульгатора при повышенных температурах изменяется, и поэтому теряются эмульгирующие свойства. Распад эмульсии на фазы приводит к тому, в продуктивный пласт попадает вода, коллекторские свойства пласта ухудшаются, что приводит к снижению дебита скважины. Так же есть вероятность того, что распавшаяся эмульсия при охлаждении не восстановится, и тогда появится необходимость полностью заменить раствор, что приведет к незапланированным затратам химических регентов и материальных средств.

Для повышения термостойкости раствора в данном проекте рассматривается 2 компонента, которые повышают термостойкость гидрофобных эмульсионных растворов: битум и реагент СЭТ-1. Полученные результаты представлены в таблице 4.2

Таблица 4.2

Технологические параметры буровых растворов

Показатель	Значение параметров при различной рецептуре
	Нефть (9,4%), ДТ (53,2%), СЭТ-1+битум (41%), СМАД-1М(3,3%), вода+CaCl(30%), Vg-Plus(1,1%), CaO(1,1%),Барит(15%)	Нефть(9,4%), ДТ(53,2%), СЭТ-1+битум (7,4%), вода+CaCl(30%), Vg-Plus(1,1%), CaO(1,1%), Барит(15%)
Соотношение фаз, У/В	70/30	70/30
Электростабильность, В	460	480
Плотность, кг/	1160	1160
ПФ, /30 мин	3	3
Коэффициент трения корки через время, мин	5	0,09	0,09
	10	0,11	0,12
	15	0,14	0,16
Пластическая вязкость, мПас	3,3	3,6
ДНС, дПа	38	35
СНС через 1 мин./10 мин., Па	8,2/12,3	9,1/13,4
Термостойкость, °С	131	133
Электростабильность после остывания, В	400	440

4.6 Заключение

По результатам проведенных лабораторных исследований можно сделать следующие выводы:

- для повышения термостойкости инвертного эмульсионного раствора целесообразно в состав эмульгатора СЭТ-1 вводить слабо окисленный битум в количестве 15%, что повышает термостойкость эмульсии до 131°С;

- при повышении температуры выше 131°С данный раствор распадается на углеводородную и водную фазы, но после остывания способен восстановиться при перемешивании;

- с улучшением свойств эмульгатора СЭТ-1 отпадает необходимость использования более дорогостоящего Эмультала.

Из выше сказанного следует) что при бурении скважин с большим отходом от вертикали и с горизонтальным окончанием целесообразно использование инвертного эмульсионного раствора, в состав которого входит в качества эмульгатора СЭТ-1 с добавленным в него 15% слабо окисленного битума.

Для данного месторождения инвертный эмульсионный раствор с полученными свойствами (высокий коэффициент. выноса шлама и высокая термостойкость) является наиболее подходящим.

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Современная научная организация труда невозможна без создания благоприятных условий труда на каждом рабочем месте. Механизация и автоматизация производственных процессов, научная организация труда - основы снижения и исключения производственного травматизма, аварий и профессиональных заболеваний. В современных условиях главным в проблемах безопасности труда является создание техники, исключающей несчастные случаи на производстве. Кроме оградительной техники необходимо устанавливать соответствующие блокировочные и предохранительные устройства, цель которых - автоматически выключить машину или отдельные блоки при возникновении угрозы несчастного случая.

Охрана труда в области разведки месторождений имеет ряд специфических особенностей. Это пожароопасность производственных объектов, связанная с наличием углеводородов, которые легко воспламеняются, что вызывает необходимость разработки специальных мер по безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой. Большое значение для безопасности работников имеет герметизация оборудования, исключающая загрязненность рабочей атмосферы, возможность взрывов, пожаров и отравлений.