Проект бурения нефтяной скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

РАЗДЕЛ 1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

1.1 Общие сведения о районе

1.2 Обоснование конструкции скважины

1.3 Промывочные растворы

1.3.1 Нормирование глинистых растворов

1.3.2 Приготовление и утяжеление глинистого раствора (расчеты)

1.3.3 Химическая обработка глинистого раствора

1.4 Обоснование выбора способа и проектирование режимов бурения

1.5 Методы ликвидации аварий

1.6 Выбор типов и параметров буровых растворов

1.7 Обоснование выбора типоразмеров ПВО

1.8 Обоснование вхождения в продуктивный пласт

1.9 Способ освоения скважины

1.10 Контроль качества цементирования

1.11 Выбор буровой установки

РАЗДЕЛ 2. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

2.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн

2.2 Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

2.3 Расчет допустимой глубины опорожнения колонны

2.4 Оснастка обсадных колонн

2.5 Цементирование обсадной колонны

РАЗДЕЛ 3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Исходные данные для расчета стоимости строительства 1м скважины

3.2 Расчет затрат для определения сметной стоимости

(цены) строительства 1 м. скважины

3.3 Расчет сметной стоимости (цены) строительства 1 м. скважины

РАЗДЕЛ 4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 В процессе проводки, промывки и крепления ствола скважин

4.3 При эксплуатации НГС

РАЗДЕЛ 5. ОХРАНА ТРУДА

5.1 Правила безопасной эксплуатации бурового оборудования и инструмента

5.2 Техника безопасности при приготовлении, очистке и обработке буровых растворов

5.3 Техника безопасности при спускоподъемных операциях

5.4 Техника безопасности при креплении скважину

5.5 Меры безопасности при опробовании, испытании и освоении скважин

5.6 Меры безопасности при ликвидации аварий и осложнений

5.7 Обеспечение пожарной безопасности на объекте бурения

РАЗДЕЛ 6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 Промышленная санитария

Список использованной литературы



Введение

Начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое. Но рождением нефтяной промышленности считают 1861 год, когда Грозном на старых промыслах была пробурена первая скважина, а позже в 1864 г, скважин на Кубани. 20 июня 1918г. нефтяная промышленность в России была национализирована.

В 1944г, правительство поручило УЗТМ- Уральскому заводу тяжелого машиностроения г. Свердловск, выпуск комплектных БУ, для бурения скважин на глубину от 3000м, и выше . Соответственно в1947-48г., выпускаются уникальные установки БУ-ЗД, Бу-4Э,Бу-5Д, Бу-бЭ, предназначенные для бурения на 3000-4000м.

Установки 5Д-6Э сняты с производства, а Бу-ЗД, 43, составляют около 60%, от всего парка БУ в России. Кинематическая, пневматическая схемы, те же, а оборудование, входящее в комплект БУ более новое и мощное. Раньше в комплект этих установок входил насос У 8-3, а сейчас У 8-7 МА2.

Позже УЗ ТМ выпускают комплектные установки, для бурения скважин глубиной на 4, 5; 6, 7; 8,10 и 15 тысяч м, с дизель-гидравлическим проводом и дизель- электрическим проводом, а так же БУ для кустового бурения, для работы на севере. В 1980г УЗТМ выпускает БУ -125 А- уникальную установку, где все технологические процессы автоматизированы, а управление дистанционно с пульта дисплея. Все буровые выпускаемые УЗТМ, за исключением БУ ЗД, 43, снабжены комплектом АСП автомат спуска подъема. В 1985г. УЗТМ каждые сутки выпускало одну комплектную БУ, следовательно в год 365-3 70 комплексных БУ и это в плане завода составляло всего 10%. В 1950г. Волгоградский завод Баррикады, а позлее В ЗБТ- Волгоградский завод буровой техники, приступил к выпуску установок для мелкого бурения, глубиной ОТ 1600 до 2500м, с электроприводом постоянного тока, с дизельным приводом и для кустового бурения БУ 2500 Бр ЗУ (ДУ) (ЭУК), снабжены комплексом АСПЗ. В 1974г. на Кольском полуострове закладывается уникальная СГ- сверх,- тлубокая скважина, проектной глубиной 15000м., по последним данным забой составляет более 13000 м.

В 1978г закладывается вторая СГ- Саатлинская в Азербайджане, в настоящее время забой около 12000м. В 90-х годах закладывается в центральной России еще три таких СГ.

Без преувеличения можно сказать, что углеводороды, углеводородное сырье является становым хребтом современной цивилизации на Земле. Под знаком Большой Нефти прошло XX столетие. Природные У В вступили в третье тысячелетие как основные энергоносители и источники химического сырья. Будущее, - во всяком случае, близкое, - почти безраздельно принадлежит им.

За последние полвека мировое потребление энергии возросло вчетверо главным образом благодаря развитию добычи и использования углеводородного сырья - нефти и газа. Альтернативные источники энергии, невзирая на технологическую эффективность и экономическую рентабельность их эксплуатации, до настоящего времени не составили сколько-нибудь серьёзной конкуренции углеводородному топливу. Характерным примером может служить многообещающее - площадь земной поверхности в 1 м² получает - 1 кВт при вертикальном освещении в безоблачную погоду- использование энергии Солнца. Мощность наиболее крупных солнечных энергоустановок в Испании не превышает 7-9 МВт, и только в США в пустыне Мохаве построено пять энергетических станций мощностью 30 МВт. Даже достаточно просто «снимаемая» и используемая геотермальная энергия по сию пору выступает не альтернативой, а скорее дополнением к углеводородному сырью. В частности, реализация проекта разбуривания гидротермальной зоны Тиви на о. Лусон (Филиппины) позволила в период 1979- 1982 гг. ввести в эксплуатацию при ГеоТЭС мощностью по ПО МВт каждая. Пароводяная смесь извлекалась с глубин 200 - 2500 м из андезитов антропогенового возраста при помощи 85 скважин. Однако показательно, что по состоянию на 1983 г. Филиппинам удалось снизить импорт нефти благодаря использованию геотермальной энергии только на 7%.

Таким образом, нефть и газ останутся и в реально обозримом будущем главными энергоносителями, если даже не учитывать их роли как сырья для химического синтеза.

Различают возобновляемые и невозобновляемые источники энергии. К возобновляемым относятся Солнце, ветер, геотермальные источники, приливы и отливы, реки. Невозобновляемыми источниками энергии являются уголь, нефть и газ.

Специалисты видят выход в создании космических солнечных электростанций (КЭС). Дело в том, что в космосе нет восходов и закатов Солнца, нет облаков, препятствующих прохождению лучей.

Поэтому на единиц поверхности космической площадки поступает в 10 раз больше энергии, чем на такую же площадь земной поверхности. Уже сегодня разработаны проекты КЭС массой до 60000 т с площадью солнечных батарей до 50 км. Поднятая над поверхностью Земли на 36000 км такая станция будет иметь мощность 5 млн. кВт, т.е. на млн. кВт больше, чем самая крупная в Европе Ленинградская АЭС. Станция, выведенная на стационарную орбиту «повиснет» над одной точкой земной поверхности. Передавать полученную энергию на Землю предполагается с помощью лазеров или сверхвысокочастотного излучения. Реализация данного проекта сдерживается тем, что добытая в космосе энергия окупит сгоревшее при запусках ракет (с элементами для монтажа КЭС) топлива только через 30 лет безаварийной работы станции.

В реально обозримой перспективе не предвидится альтернатива нефти и газу как природным источникам углеводородов, служащих энергоносителей сырьем для органического синтеза.



РАЗДЕЛ 1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

1.1 Общие сведения о районе

Тушиловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Ногайского района РД, в 131 км. К Юго-Востоку от города Южно-Сухокумск, где сосредоточены центральные базы снабжения и ремонта УБР и НГДУ объединение «Дагнефть-Роснефть». Ближайшая железнодорожная станция Кочубей расположена 86 км от поселка Южно-Сухокумск и сообщается с последней асфальтированной дорогой. Гидрогеографическая сеть развита 'слабо. Севернее месторождения протекает река Сухая Кума, водный баланс которой после пуска в эксплуатацию Терско-Кумуского оросительного канала стал относительно постоянным.

В орографическом отношении район заложения разведочной скважины представляет слабо всхолмленную полупустынную равнину с абсолютными отметками +10 +12 м. над уровнем моря. Климат района континентальный, с холодной малоснежной зимой и жарким сухим летом, с частыми и сильными ветрами. Среднегодовая температура составляет + 10 °С, максимальная летом +35° + 40 °С, зимой - 25 - 28 °С. 'Среднегодовое количество осадков 200 мм.

Промерзаемость почвы не превышает 0,5 м.

Водоснабжение осуществляется за счет артезианских скважин, залегающих на глубинах 250- 450 м. и приуроченных к древнекаспийским и апшеронским отложениям.

Население в районе сконцентрировано в рабочих поселках и на кутанах отгонных пастбищ. Имеющиеся грунтовые дороги на площади большей частью пригодны для автотранспорта, проложены по ровной степи. Связь с УБР осуществляется по телефону. Доставка вахт осуществляется автотранспортом из поселка Южно-Сухокумск.

Бурения скважин ведется на ДВС. Отопительный период 129 дней.

1.2 Обоснование конструкции скважины

На основании изучения проектных геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, накопленного производственного опыта бурения скважин на площадях ОАО «НК Роснефть» - Дагнефть», исходя из совмещенного графика давлений, принята радикальная конструкция скважины.

При выборе конструкции учитывалось:

необходимость осуществления по возможности меньшего выхода долот из-под башмака обсадных колонн;

рационально возможный диаметр эксплуатационной колонны;

возможность бурения высокопроизводительными долотами по возможности максимального диаметра;

t необходимость и возможность ггрименения равнопрочных компоновок бурильных колонн при бурении и насосно-компрессорных при испытании.

I. Шахтное направление 630 мм спускается на глубину 7 м в целях предохранения устья скважины от размыва циркулирующим буровым раствором при бурении под кондуктор. Бетонируется на глубину погружения в грунт -4 м.

П. Кондуктор 426 мм спускается на глубину 0 м для предохранения устья скважины от размыва циркулирующим буровым раствором, предотвращения грифонообразования и сообщений скважин с шурфом при бурении под следующую колонну.

I промежуточная колонна 299 мм. спускается на глубину Ю*/о м в кровлю майкопской серии для перекрытия неустойчивых пород вышележащей части разреза, где возможны поглощения глинистого раствора плотностью более 1240 кг/м , для перекрытия источников питьевой воды, а также для уменьшения выхода открытого ствола скважины.

II промежуточная колонна 219*245 мм спускается на глубину 3835 м. с целью перекрытия осыпающихся майкопских, меловых и юрских отложений и изоляции их от триасового комплекса, который разбуривается на глинистом растворе более низкой плотности ИЗО кг/м³.

Спускается колонна в две секции:

I секция в интервале 3835- 2355 м.

II секция в интервале 2355- 0 м.

V. Эксплуатационная колонна 146 мм. спускается до проектной глубины 4100 м. с целью перекрытия перспективных в нефтегазоносном отношении объектов, дальнейшего опробования и эксплуатации их.

Спускается колонна в две секции:

I секция в интервале 4100 -2800 м

II секция в интервале 2800 - 0 м.

Секционный спуск связан с невозможностью зацементировать ее в один прием.

Скважина по назначению является поисковой.

Так как промывка скважин - одна из самых ответственных технологических операций, выполняемых при бурении, поэтому выбору промывочной жидкости уделяется особое внимание при строительстве скважин.

В проекте приводятся расчеты по определению весового и объемного количества глины и химреагентов при бурении поисковой скважины на площади «Тушиловская».

1.3 Промывочные растворы

Назначение промывочного раствора при бурении скважин: 1) очистка забоя от выбуренной породы; 2) вынос частиц породы на дневную поверхность; 3) охлаждение рабочих элементов долота; 4) создание противодавления на пласт при разбуривании многопластовых месторождений, в пластах которых содержатся различные вещества (вода, нефть, газ); 5) глинизирование стенок скважины с целью временного разобщения пластов друг от друга; 6) удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции промывочного агента и т. п.

Исследования и практика бурения показывают, что для очистки забоя от шлама пригодны газ, вода, нефть, глинистые и многие другие растворы.

При бурении в нормальных (неосложненных) с геологической точки зрения условиях, когда разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, не обваливающимися при контакте с водой, а различных водо-, газо-, нефтепроявлений п пластов, сложенных агрессивными породами (гипсы, пласты соли, ангидриты и другие), до эксплуатационного горизонта не встречается, к промывочному агенту предъявляются самые элементарные требования. Он должен очищать забой скважины от выбуренной породы, транспортировать ее на поверхность (выносить из скважины) и охлаждать долото. В данном случае в качестве промывочной жидкости следует использовать воду.

При проходке глубоких скважин в нормальных условиях бурения промывочный раствор должен обладать, кроме того, способностью при прекращении циркуляции удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии. В таких случаях в качестве промывочного раствора используют так называемые нормальные глинистые растворы (водная суспензия глин).

К промывочным растворам, используемым в осложненных условиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Они должны выполнять роль временного крепления неустойчивых стенок скважины (глинизировать их), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления из пластов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления и выбросы их, облегчать разрушение пород, оказывая на них физико-химическое воздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивных горизонтов и т. п.

Для осложненных условий бурения промывочные растворы с соответствующими свойствами выбирают в зависимости от вида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельной бурящейся скважины.

Если свойства промывочного агента удовлетворяют геологическим условиям бурения, то они оказывают косвенное и прямое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку на долото).

Косвенное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с увеличением главным образом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе, вследствие чего приходится уменьшать количество промывочного агента, подаваемого в скважину в единицу времени.

Непосредственное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменением плотности п вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины от выбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность промывочного агента, тем быстрее он удаляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значение плотности промывочного раствора в этом процессе ниже значения вязкости.

Наиболее успешно очистка забоя от выбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором, тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость бурения в зависимости от вида промывочного раствора изменяется в таком же порядке.

Вынос шлама на поверхность также может успешно осуществляться любым из указанных выше промывочных растворов, если поддерживать необходимую скорость восходящего потока.

При бурении с использованием воды или раствора охлаждение долота происходит в результате теплообмена между промывочной жидкостью и рабочей поверхностью разрушающего инструмента.

При использовании в качестве промывочного раствора газа происходит резкое понижение температуры и долото охлаждается также в достаточной мере вследствие адиабатического процесса расширения газа при истечении его из отверстий долота.

Продувку скважин газом вместо промывки их жидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным способом. Она особенно эффективна при прохождении геологических разрезов, содержащих горизонты с низкими пластовыми давлениями и зоны, поглощающие промывочную жидкость. В целях пожарной безопасности для продувки скважин часто используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов* с небольшим количеством воздуха.

В разрезах газонефтяных месторождений часто встречаются горизонты с высоким пластовым давлением, при разбуривании которых нельзя применять продувку газом. В этих случаях промывают скважины жидкостью, плотность которой определяют обычно по формуле

, (1)

где с -- плотность промывочной жидкости в т/м³;

спл -- пластовое давление в бар;

L -- глубина скважины в м;

р -- допускаемая разность между гидростатическим и пластовым давлениями.

Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, предусматривают, что для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое весом столба промывочной жидкости, должно на 10--15% превышать ожидаемое пластовое давление, а для скважин большей глубины на 5--10%.

Если с < 1, а разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, то в качестве промывочной жидкости следует использовать воду или аэрированный раствор.

Если с = 11,25 т/м³ и в разрезе разбуриваемого месторождения нет поглощающих и обваливающихся горизонтов, то для промывки скважин применяют нормальный глинистый раствор.

Если с = 1,25 1,8 т/м³, то рекомендуется использовать утяжеленный глинистый раствор, получаемый из нормального глинистого раствора путем введения в него утяжелителя (барита, гематита, магнетита и т. п.). Глинистый раствор с ?_y._р = 1,5 1,6 т/м³ можно приготовить и без утяжелителя, если для этого использовать специальную тяжелую глину.

Если ? > 1,8 т/м³ следует применять тяжелый глинистый раствор с ?_т._р. до 2,2 2,3 т/м³.m

Кроме необходимой плотности, промывочная жидкость должна обладать способностью удерживать частицы пород во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Для этого статическое напряжение сдвига х₁, измеряемое через 1 мин, должно удовлетворять следующему условию:

мн/с (2)

где m -- опытный коэффициент, зависящий от формы частиц; для частиц породы диаметром от 2 до 40 мм величина т колеблется в пределах 2,5--1,6; d0 -- диаметр частиц породы, удерживающихся во взвешенном состоянии, в см.

Если в процессе бурения используется глинистый раствор с ?_p и х₁, то после прекращения циркуляции все частицы породы с плотностью ?_п и диаметром d₀ остаются во взвешенном состоянии.

Для нормального глинистого раствора х₁ ? 490 мн/см².

Использовать растворы с х₁ > 490 мн/см² при нормальных условиях бурения не рекомендуется, так как это ведет к некоторому снижению механической скорости бурения, увеличению продавочных и гидродинамических давлений. Чрезмерный рост последних может оказаться причиной возникновения поглощений промывочной жидкости.

Глинистые растворы с х₁ ? 785 1180 мн/см² применяют при прохождении поглощающих горизонтов.

Для утяжеления считаются пригодными глинистые растворы с х1 = 195 390 мн/см².

Наряду с ? и х₁ важнейшими показателями, характеризующими промывочную жидкость, являются условная вязкость Т и водоотдача В.

Рекомендуется поддерживать вязкость по СПВ-5: для нормального раствора Т ? 30 сек, для утяжеленного Т = 30 50 сек. Для борьбы с поглощениями промывочной жидкости применяют растворы с большей вязкостью вплоть до состояния, когда раствор не течет (через воронку СПВ-5).

Для нормальных глинистых растворов водоотдача В рекомендуется до 10 см³ за 30 мин. При бурении в породах, где возможны обвалы и прихваты, В рекомендуется снижать до 5--6 см³ и даже 2--3 см³ за 30 мин.

Загрязнение неутяжеленных растворов твердыми частицами не должно превышать 4% при роторном и 2% при турбинном способах бурения.

В РФ глинистые растворы приготовляют как из комовой глины, добываемой в глинокарьерах, расположенных в районах буровых работ, так и из глинопорошков, выпускаемых специальными заво- дами. Глинопорошки представляют собой высушенную и измель- ченную глину с химическими реагентами или без них, которая обра- зует с водой устойчивую суспензию. Глинопорошки выпускают по техническим условиям, утвержденным Госкомитетом нефтедобывающей промышленности



Таблица 1

Сорт	Плотность глинистого раствора (при вязкости 25сек по СПВ-5), m/м3	Выход раствора из 1 т глинопорошка, м3	Остаток на сите, %	Влажность, %	Содержание песка в глинистом растворе, %
			№ 0,5	№ 0,075		общее	В том числе отмытого
1 2 3 4	До 1,06 1,06 - 1,08 1,08 - 1,15 Свыше 1,5	> 10 10 - 8 8 - 4 < 4	0 0 0 0	До 10 » 10 » 10 » 10	5,0-8,0 5,0-8,0 5,0-8,0 5,0-8,0	До 0,8 » 1,5 » 3,0 » 4,0	До 0,5 » 0,8 » 1,5 » 3,0

Показатели, которым должны отвечать глинопорошки и глинистые растворы, приготовленные из них, приведены в табл. 1

1.3.1 Нормирование глинистых растворов

Параметры глинистых растворов выбираются в зависимости от вида осложнений и конкретных условий бурения. Для этого в каждом нефтегазодобывающем или разведочном районе разработаны специальные инструкции, которыми и следует руководствоваться в практической работе. В настоящем параграфе приводятся лишь ориентировочные сведения по данному вопросу. Исследованиями и многолетней практикой установлены следующие требования (нормы), предъявляемые к основным свойствам глинистых растворов.

В нормальных (с геологической точки зрения) условиях бурения плотность глинистого раствора в зависимости от качества разбуриваемых (или применяемых для приготовления глинистого раствора) глин принимается равной ?_p = 1,10 1,35 т/м³. Статическое напряжение сдвига, замеряемое через 1 мин, х₁ = 145 195 мн/см², а замеряемое через 10 мин х₁₀ = 295 490 мн/см². Условная вязкость по СПВ-5 равна 20--25 сек для растворов, не обработанных химическими реагентами, и 25--50 сек для химически обработанных глинистых растворов. Водоотдача В ? 10 см³ за 30 мин. Толщина глинистой корки К равна 1--2 мм, а липкость ее К_л = 0,25 (по А. А. Линевскому). Процентное содержание песка П ? 4% для роторного и П ? 2% для турбинного способов бурения. Стабильность С ? 0,03. Отстой О ? 5%. Концентрация водородных ионов рН ? 7 (обычно 7,5--9,0).

Для предупреждения водо-, газо- и нефтепроявлений и борьбы с ними необходимая плотность глинистого раствора определяется по формуле (1). Водоотдача принимается равной В = 10 см³ за 30 мин. Процентное содержание песка П ? 4% для роторного и П ? 2% для турбинного способов бурения. Концентрация водородных ионов рН = 9,0 9,5. Статическое напряжение сдвига х₁ = 295 490 мн/см². Величина условной вязкости изменяется в зависимости от вида проявления. В случае газопроявлении Т ? 30 сек, нефтепроявлений Т ? 50 сек, водонроявлений Т ? 50 сек.

Для предупреждения обвалов стенок скважин и борьбы с ними плотность глинистого раствора выбирают в зависимости от величины горного давления (при этом обычно руководствуются опытом бурения в данном районе) и определяют по формуле (1).

Другие параметры глинистого раствора должны быть примерно такими: = 195 295 мн/см²; Т = 25 26 сек; В ? 5 см³ за 30 мин; П ? 4% для роторного и П ? 2% для турбинного способов бурения; рН = 10; К ? 2 мм; К_л = 0,25 (по А. А. Линевскому); для уменьшения липкости глинистой корки в ряде районов рекомендуется вводить в глинистый раствор добавки нефти или дизельного топлива в количестве 3--4%.

В целях предупреждения прилипаний и прихватов бурового инструмента в отдельных районах также рекомендуются добавки маслянистой нефти > 5% от объема глинистого раствора.

Для борьбы с поглощениями плотность глинистого раствора должна быть минимально возможной (иногда используется аэризо-ванный раствор с ?_p = 0,8 0,6 т/м³). Статическое напряжение сдвига принимается равным х₁ = 785 1180 мн/см², причем в течение 10 мин эта величина должна возрастать не менее чем в 1,5--2 раза. Условная вязкость раствора должна быть Т ? 100 сек. Водоотдача В ? 10 см³ за 30 мин. При роторном бурении рекомендуются добавки в глинистый раствор различных инертных наполнителей (опилки, слюда, целлофан, подсолнечная лузга, отходы асбеста, хлопка, кожевенного производства, торф и т. п.).

При бурении глубоких скважин в сложных геологических условиях, при проходке направленных скважин для вскрытия продуктивных горизонтов в качестве промывочного агента часто используют растворы на нефтяной основе: высококальциевые, эмульсионные и известковые растворы.

В районах, сложенных мощными толщами карбонатных или сульфатных пород, можно применять естественные карбонатные, сульфатные или сульфатно-карбонатные водные растворы.

При разбуривании нефтегазоносных месторождений, содержащих продуктивные горизонты с весьма низким пластовым давленном, а также площадей, где наблюдаются катастрофические поглощения промывочной жидкости, исключающие применение последней, в качестве промывочного агента используются воздух или газ. Эти промывочные агенты практически незаменимы также при бурении в трещиноватых и кавернозных породах в районах, где с целью охраны поверхностных и грунтовых вод от загрязнения категорически запрещено использовать промывочные растворы, в пустынях и на других площадях, ощущающих острую нехватку воды, в районах Крайнего Севера и вечной мерзлоты с исключительно холодным климатом и т. д.

1.3.2 Приготовление и утяжеление глинистого раствора (расчеты)

Весовое количество глины, потребное для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности, определяем по формуле

(3)



а весовое количество воды, потребное для приготовления 1м³ глинистого раствора заданной плотности, находим по формуле

(4)

где q_г -- количество сухой глины, потребное для приготовления 1 м³ глинистого раствора;

q_B -- количество воды, потребное для приготовления 1 м³ глинистого раствора;

?_r , ?_b, ?_p -- плотности соответственно глины, воды и глинистого раствора;

п -- влажность глины в долях единицы.

Плотность наиболее распространенных глин (в плотном теле - изменяется обычно в пределах 2,5--2,8 т/м³, а в раздробленном виде она колеблется в пределах 1,65--1,90 т/м³.

Количество сухой глины, потребное для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности, может быть подсчитано также по формуле (3), если принять п = 0.

В промысловых условиях иногда удобнее пользоваться не весовыми, а объемными количествами глины, которые нетрудно подсчитать, пользуясь формулой

, (5)

где V_г -- объемное количество глины в раздробленном ?виде;

?_cp = 1,9 -- средняя плотность глины в т/м³.

Для определения массового и объемного количества глины, потребной для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности, можно пользоваться также и следующими приближенными формулами:

q_г = l,6(?_p - 1) m, (6)

V_г = 0,94(?_p - l) м³. (7)

Принимая ?_г = 2,6 Т/м³ и ?_cp = 1,7 Т/м³, можно получить следующие расчетные формулы для определения весовых и объемных количеств глины, потребных для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности:

а) для приготовления 1 м³ глинистого раствора на пресной воде

, (8)

(9)

б) для приготовления 1 м³ глинистого раствора на морской воде

(10)

(11)

Нормы потребного количества глины и воды для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности (в м³) могут быть взяты также из справочника укрупненных сметных норм (СУСН) на строительство нефтяных и газовых скважин.

Количество утяжелителя, потребное для утяжеления 1 м³ глинистого раствора от плотности ?_p до плотности ?_ут. _р, определяется по следующей формуле [40]:

, (12)

где q_ут -- масса влажного утяжелителя, потребная для приготовления 1 м³ раствора;

_p -- плотность глинистого раствора до утяжеления;

-- плотность глинистого раствора после утяжеления;

_yt -- плотность утяжелителя;

п -- влажность утяжелителя в долях единицы.

Если q_ут определяем для утяжеления 1 м³ раствора, то размерность его выражается в т. Когда расчет ведем на 1 л глинистого раствора, то q_ут -- в г.

Количество утяжелителя, необходимое для утяжеления 1 м³ глинистого раствора, можно определить, пользуясь номограммой С. Ю. Жуховицкого.

Для быстрых ориентировочных подсчетов потребного количества утяжелителей удобно пользоваться также специальными таблицами, составленными в расчете на сухой утяжелитель.

Объем, который займет 1 м³ глинистого раствора после утян-ге-ления, определяется по следующей формуле:

(13)

или для некоторых утяжелителей по специальным таблицам.

Плотности барита и других утяжелителей определяются при помощи пикнометров по следующим формулам:

, (14)

, (15)

, (16)

где p -- масса пикнометра в г;

р₁ -- масса пикнометра с утяжелителем в г;

р₂ -- масса пикнометра с водой в г;

р₃ -- масса пикнометра с водой и утяжелителем в г;

V_п -- объем пикнометра в см³;

?_к -- плотность керосина в г/см³ или т/м³\

р₄ -- масса пикнометра с керосином и утяжелителем в г;

?б -- плотность барита в г 1см³ или т/м³;

_ут -- плотность утяжелителя, содержащего примеси, реагирующие с

водой, в г/см³ или т/м³.

Влажность п утяжелителя подсчитывается по формуле

, (17)

В табл. 2 приведены технические условия, которым должен удовлетворять соответствующий сорт баритового утяжелителя.

Параметры	Сорт
	I	II	III
Плотность, не менее, г/см3…………………….. Содержание сернокислого бария в пересчете на сухое вещество не менее, % ……………. Содержание влаги не более, % а) в подсушенном ………………………... б) в неподсушенном …………………….. Содержание водорастворимых солей не более, % ………………………………………... В том числе кальция ……………………….. Тонкость помола - остаток на сите 170 меш при размере ячеек в свету 0,074 мм не более, % ………………………………………... Содержание фракции минус 5мк не более, %.. Растекаемость по конусу АзНИИ не менее…..	4,2 90 5,0 14,0 0,35 0,05 10,0 10,0 14	4,00 5,0 14,0 0,4 0,05 10,0 15,0 -	3,80 5,0 14,0 0,45 0,06 10,0 20,0 -

Ожидаемую плотность глинистого раствора, разгазированного в процессе бурения после выхода его из скважины на поверхность, определяем но формуле



. (18)

Количество газа, поступающего в глинистый раствор из пласта в течение 1 ч, равно

, (19)

где Q -- количество промывочной жидкости, подаваемой в скважину, в л1сек;

?_{yг. р} -- плотность раствора, закачиваемого в скважину, в т/м³;

D -- диаметр скважины в м;

х -- механическая скорость бурения в м/ч;

b -- пористость породы в %;

б -- коэффициент растворимости газа в нефти в м³/м³ -йгА/; для свободного газа а = 1;

с_пл -- пластовое давление в атм;

W_г -- количество газа, приведенного к атмосферному давлению,, поступающего в скважину за 1 ч работы, в м³.

Определим количество (массу) и объем глины (плотность которой равна 2,7 Т/м³, а влажность 16%), потребные для приготовления 1 м³ глинистого раствора плотностью 1,27 Т/м³, затворяемого па морской воде плотностью 1,03 Т/м³.

Весовое количество глины, потребное для приготовления 1 м³ глинистого раствора заданной плотности, подсчитываем по формуле (3), а объемное по формуле (5):

,

.

Определив количество сухой глины, плотность которой равна 2,6 Т/м³, а также количество пресной воды, потребные для приготовления 1 м³ глинистого раствора плотностью 1,24 т/м³.

Количество сухой глины, необходимое для приготовления 1 м³ глинистого раствора, находим по формуле (3), приняв в ней n = 0:

.

Количество пресной воды, потребное для приготовления 1 м³ глинистого раствора, определяем но формуле (4):

.

Подсчитаем количество гематита, плотность которого равна 4,5 т/м³, а влажность 12%, потребное для увеличения плотности глинистого раствора от 1,3 до 1,8 т/м³. Определим также объем, который займет 1 м³ глинистого раствора после утяжеления.

Количество влажного гематита, потребное для утяжеления 1 м³ глинистого раствора в необходимых пределах, подсчитываем по формуле (12):

.

Объем, который займет 1 м³ глинистого раствора после утяжеления его, найдем по формуле (13):

.



Решим эту задачу, пользуясь графическим и табличным способами Жуховицкого. По номограмме, составленной для сухого утяжелителя, находим, что для утяжеления 1 м³ глинистого раствора в заданных пределах надо израсходовать 0,84 m сухого утяжелителя. Чтобы учесть влажность утяжелителя, нужио полученную цифру увеличить на 12% (рекомендуется увеличение от 10 до 20% в зависимости от влажности утяжелителя). Тогда потребный расход влажного утяжелителя составит 1,01 т (как видим, результат несколько занижен по сравнению с аналитическим расчетом).

Найдем затем потребный расход утяжелителя. Он равен 0,82 т сухого утяжелителя. Учитывая влажность утяжелителя, находим, что потребный расход его составляет 0,82 * 1,12 = 0,92 т (результат также занижен по сравнению с аналитическим расчетом).

Объем, который займет 1 м³ глинистого раствора после утяжеления, оказывается равным 1,178 м³, что достаточно близко к определенному по формуле (13).

Определим плотность гематита, если в пикнометр массой 68 г и объемом 72 см³, заполненный керосином, плотность которого равна 0,83 т/м³, введено некоторое количество утяжелителя. Масса пикнометра с навеской гематита оказалась равной 103 г, а масса пикнометра с керосином и гематитом 156 г.

Плотность гематита при заданных условиях задачи определяем по формуле (16):

.

Определим влажность гематита, если масса пробы утяжелителя до просушивания составляла 735 г, а после просушивания 638 г.

Влажность гематита согласно формуле (17) равна



.

Найти ожидаемую плотность разгазированного глинистого раствора по выходе его из скважины диаметром 0,3 м, если в нее прокачивается 40 л/сек глинистого раствора, плотность которого равна 1,75 т/м³. Средняя механическая скорость бурения равна 7,5 м/ч, а ожидаемое пластовое давление 165 атм. Пористость породы принять равной 27%, а коэффициент растворимости газа в нефти 0,95 м³/м³ * атм.

Количество газа, поступающего в глинистый раствор из пласта в течение 1 ч, определим по формуле (19):

.

Плотность разгазированного глинистого раствора после выхода его из скважины находим по формуле (18):

.

1.3.3 Химическая обработка глинистого раствора

По характеру действия на промывочные растворы реагенты подразделяются на три основные группы: понизители водоотдачи, понизители вязкости, реагенты комбинированного действия.

Основные данные о реагентах для снижения водоотдачи промывочных растворов

В качестве понизителя водоотдачи применяются: углещелочной (УЩР), торфощелочной (ТЩР), карабоксиметилцеллюлоза (КМЦ), конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ), крахмал, гид-ролизованный полиакрилонитрил (гипан).

УЩР -- наиболее распространенный в РФ реагент для обработки промывочных растворов. Применяется для общего улучшения буровых растворов, повышения их дисперсности и агрегативной устойчивости, снижения водоотдачи и вязкости. По принципу действия этот реагент является реагентом-стабилизатором суспензии, но имеет и пептизирующие функции. УЩР служит для регулирования вязкости и напряжения сдвига растворов, загустевших от выбуренной породы. УЩР готовится из бурого угля обработкой щелочно-каустической или кальцинированной содами. Соотношение угля и щелочи должно быть в определенных пропорциях. Если щелочи мало, то не все количество кислот будет извлечено. Если же щелочи взять много, коллоидные вещества реагентов коагулируют.

УЩР пригоден при бурении пород, содержащих пресные и небольшой минерализации воды (до 1,5--2% соли). Реагент обеспечивает сохранение низкой водоотдачи пресных растворов при высокой забойной температуре (373--473° К). Хорошо совмещается с другими реагентами.

Каждый раз при получении новой партии бурого угля проверяют его качество. Лучшим считается такой уголь, из которого можно больше извлечь гуминовых кислот.

Прежде всего определяют влажность п бурого угля по формуле

, (20)

Где а - масса сухого угля (после просушки);

b - масса влажного угля.

Затем подсчитывают концентрацию гуминовых кислот по формуле

, (21)

где с -- концентрация гуминовых кислот в исследуемом растворе в %;

V -- объем взятого для определения исследуемого раствора в см³;

V₁-- объем раствора после разбавления его водой в см³; с₁ -- концентрация гуминовых кислот в эталоне в %.

Реагент, состоящий из бурого угля, каустической соды и воды, условно обозначают УЩР. Для первичной обработки глинистого раствора готовят реагент по одному из следующих рецептов: УЩР-9-2, УЩР-11-2, УЩР-13-2 и УЩР-15-2 (здесь в первом рецепте цифры 9 и 2 обозначают, что в 1000 см³ реагента содержится 90 г сухого бурого угля, содержащего 45% гуминовых кислот, и 20 г кристаллической каустической соды, остальное вода). Для повторной обработки глинистого раствора используют реагент, приготовленный обычно по рецепту УЩР-10-1.

Количество влажного бурого угля Р, потребное для приготовления единицы объема химического реагента, вычисляем по формуле

,

где Р -- необходимое количество влажного бурого угля;

Q -- процентное содержание сухого бурого угля в реагенте по

рецепту;

п -- влажность бурого угля;

N -- объем реагента, который необходимо приготовить.

Если N выражено в л, то Р в кг; если N в м³, то Р в т.

Каустическая сода поступает на буровую обычно в растворенном .виде. Для определения требуемого объема раствора необходимо знать содержание кристаллической соды в нем, для чего определяют плотность раствора и по таблице находят содержание соды.

Объем раствора каустической соды, необходимый для пригото-вления единицы объема химического реагента, определяем по формуле



,

где V -- объем раствора каустической соды;

R -- процентное содержание каустической соды в реагенте;

N -- объем реагента, который необходимо приготовить;

т -- процентное содержание сухой каустической соды в растворе соды.

Если N в л, то и V в л; если N в м³, то и V в м³.

При первичной обработке глинистого раствора в него добавляют УЩР в зависимости от условий бурения данной скважины в количествах 100, 200 пли 300 см³ на 1 л, а при дополнительной обработке в 5--6 раз меньше.

Реагенты из торфа (ТЩР). Способ приготовления торфощелочного реагента (ТЩР) ничем не отличается от приготовления УЩР. Определение влажности торфа и подсчет необходимых количеств торфа и каустической соды производятся точно так же, как и для бурого угля, т. е. по формулам (20)- (23).

Первичная обработка глинистых растворов производится ТЩР, приготовляемым по одному из рецептов: ТЩР-10-1, ТЩР-10-2; ТЩР-10-3 и ТЩР-10-4 (первая цифра -- процентное количество сухого торфа, вторая -- кристаллической каустической соды).

При первичной обработке глинистого раствора в него добавляют ТЩР в зависимости от условий бурения данной скважины в количествах 100, 150 или 200 см³ на 1 л, а при дополнительной обработке в 5--6 раз меньше.

КМЦ -- натриевая соль целлюлозо-гликолевой кислоты -- представляет собой рассыпчатое твердое вещество кремового цвета, хорошо растворимое в воде при перемешивании. Применяется для снижения водоотдачи промывочных растворов при малых и средних концентрациях соли.

При большой солености КМЦ комбинируют с другими защитными реагентами. Добавка КМЦ в пресные растворы загущает их, а в соленые -- разжижает. Совместима со всеми реагентами и видами химической обработки. Малоэффективна при хлоркальциевой агрессии. Обычные улучшающие добавки для пресных условий 0,5--0,75%, в соленой среде 1--2%. Первичная обработка глинистого раствора производится 10%-ным водным раствором КМЦ. Термостойка до 393--403° К.

КССБ -- продукт конденсации сульфит-спиртовой барды (ССБ) с формалином и фенолом в кислой среде с последующей нейтрализацией каустиком. КССБ представляет собой жидкость плотностью 1,12 т/м³, вязкостью 50--10 спз при t -- 293° К, с сухим остатком 15--25%. Выпускается в трех модификациях.

КССБ-1 предназначается для улучшения качества обычных глинистых и известковых растворов на пресной воде, а также при содержании в них до 10% солей.

Для приготовления 1 м³ реагента берут 600 л ССБ 30%-ной концентрации, 48 л формалина той же концентрации, 30 л серной кислоты. Нейтрализуется водным раствором едкого натра до рН = = 89, добавляется вода до общего объема готового продукта 1 м³.

КССБ-2 предназначается для обработки глинистых растворов, содержащих выше 10% солей, а также для известковых и высококальциевых глинистых растворов.

Для приготовления смеси берут 600 л ССБ 30%-ной концентрации, 12 л фенола, 48 Л формалина 30%-ной концентрации и 18 л серной кислоты плотностью 1,84 т/м³. Нейтрализуется едким натром. Добавляется вода до общего объема готовой продукции 1 м³.

КССБ-3 предназначается для улучшения качества глинистого раствора при забойной температуре выше 400° К, применяется как для пресных, так и для высокоминерализованных растворов.

Для приготовления смеси берут 600 л 30%-ной ССБ, 100 л. 20%-ного раствора хромпика, 12 л фенола, 48 л формалина 30%-ной концентрации и 18 л серной кислоты. Нейтрализуется едким натром. Добавляется вода до общего объема готовой продукции 1 м³.

КССБ эффективна при комбинированной обработке совместно с другими реагентами. В неутяжеленных растворах добавка КССБ может вызвать образование пены. Для борьбы с пеной рекомендуется применять пеногасители, разработанные Волгоградским научно-исследовательским институтом нефтяной и газовой промышленности (ВНИИНП), представляющие собой десятипроцентную суспензию в соляровом масле резины (PC) и полиэтилена (ПЭС). Содержание воздуха при применении указанных пеногасителей легко регулируется на уровне 0--3%. Другие пеногасители (соансток, жирные кислоты и их соли, кремнийорганические полимеры марки МПС-4000 . н МПС-9000) менее термостойки. Оптимальные добавки ПЭС и PC в растворе составляют соответственно 0,1--0,15 и 0,2--0,3% на объем раствора в расчете на сухое вещество (полиэтилен, резину). Для обработки растворов в зависимости от минерализации и температуры необходимо вводить от 1 до 3% КССБ (в пересчете на сухой продукт).

Крахмальные реагенты. Крахмал применяют двух видов: обычный технический и модифицированный. Обычный технический крахмал не раствортгм в воде и может быть добавлен в промывочный раствор только предварительно клейстеризованным щелочью с концентрацией активного вещества не более 8--10%, он ферментативно неустойчив. Под действием микроорганизмов и энзимов разрушается, теряя стабилизирующие свойства. Из-за низкой термостабильности при t = 393 403° К крахмал претерпевает расщепление с потерей стабилизирующих свойств.

Модифицированный крахмал -- растворимую модификацию крахмала -- готовят путем высушивания крахмальной суспензии при t = 403 423° К с добавкой в суспензию перед высушиванием алюмокалиевых квасцов.

Для получения ферментативно устойчивой модификации вместе с квасцами вводится бактерицид (диоцид). Модифицированный крахмал представляет собой белый порошок влажностью 8--12%, не требующий добавки щелочи при обработке растворов, хорошо растворим в холодной воде и глинистом растворе. Модифицированный крахмал является высокоэффективным защитным реагентом, обеспечивающим низкую водоотдачу промывочных растворов любой модификации включая и хлоркальциевую агрессию. Не термостоек, вследствие этого не рекомендуется применять его при высокой забойной температуре (более 373° К).

Для сохранения плотности раствора его можно обрабатывать непосредственно добавкой порошкообразного реагента в циркуляционную систему.

Добавка в раствор модифицированного крахмала колеблется в пределах 0,5--2% (на сухое вещество). Крахмальный реагент из обычного технического крахмала обычно готовят по рецепту: в 100 частях водного раствора содержится 5--10% сухого крахмала и 1 -- 2% кристаллической каустической соды. Иногда для снижения вязкости к крахмальному реагенту добавляют 5--6% раствора ССБ.

Гипан -- продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила -- представляет собой вязкую жидкость со слабым аммиачным запахом, желтого цвета с содержанием 10%-ного сухого вещества, вязкостью 9--16 спз 1%-ного водного раствора. Основное назначение гипана -- обеспечение низкой водоотдачи пресных растворов при забойной температуре до 523° К, когда другие реагенты-стабилизаторы недейственны. Гипан хорошо защищает промывочные растворы от агрессивного воздействия минерализации (сульфата, хлористого натрия). Менее эффективен гипан при хлоркальциевой агрессии. При значительных количествах соли гипан добавляется в количестве 1 %. В маломинерализованные глинистые растворы при температурах 373--393° К добавляется в количестве 0,5%, а при высокой забойной температуре 0,75--2%.

Пресные растворы гипан загущает, соленые -- разжижает, но не столь интенсивно как КМЦ. Весьма полезно сочетание гипана с известковой обработкой, хроматами и реагентами (крахмалом, КМЦ, УЩР и др.). Гипан морозоустойчив и не подвергается ферментативному разложению. Вследствие незначительных расходов и длительного действия гипана при обработке им раствора применение его в ряде случаев оказывается более выгодным, чем КМЦ.

Сухие гуматощелочные реагенты. Большое удобство в работе буровиков представляют сухие гуматощелочные реагенты, УЩР или ТЩР, которые готовятся на специальных заводах и доставляются на буровые в виде сухого крупнозернистого порошка. Технология получения их заключается в перемешивании сухого или подсушенного бурого угля (с содержанием влаги 15--18%) или торфа с концентрированной щелочью (42--45%). Соотношение бурого угля, торфа и каустической соды в них то же самое, что и жидких реагентов. Поэтому необходимые расчеты производятся по формулам (20) --(23). Сухой УЩР и ТЩР можно добавлять непосредственно в циркуляционную систему.