Проект бурения нефтяной скважины

Реагенты-понизители вязкости

Следует различать два вида реагентов понизителей вязкости и предельного напряжения сдвига промывочных растворов -- общего и специального назначения.

Реагенты общего назначения

К числу реагентов, служащих для единовременного разжижения (перед спуском колонн, электрометрическими работами и т. п.) и для систематической обработки растворов, относятся: сульфит-спиртовая барда (ССБ), полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ), сульпор, синтаны (синтетические таннины), натуральные растительные экстракты, окисленный лигнин.

Реагенты, предназначенные для обработки пресных и маломинерализованных растворов (в том числе на морской воде), загустевших в результате поступления в них разбуриваемых пород, преимущественно глинистых. Не пригодны они для разжижения растворов, загустевших от действия солей. Термостойкость растворов, обработанных этими реагентами, равная 383--403° К, может быть повышена комбинированием с хроматами. Добавки реагентов разжижают выходящие из скважины растворы, загустевшие от действия высокой забойной температуры. Единовременные добавки реагентов колеблются в пределах 0,2--0,5% (по массе сухого вещества). Все реагенты совместимы со всеми другими продуктами, применяемыми для химической обработки промывочных растворов (содой, УЩР, КССБ, крахмалом, КМЦ, гипаном и др.) с различными рецептурами их (известковыми, хлоркальциевыми, хроматными, эмульсионными и т. п.). Реагенты применяются в щелочных растворах 5--10 % -ной концентрации в соотношении со щелочью от 1 : 0,1 до 1 : 0,5 (на сухое вещество). Обработка ведется добавкой тонкой струи реагента в циркулирующий раствор.

Реагенты из сульфит-спиртовой барды (ССБ). ССБ является отходом целлюлозной промышленности. Поступает с завода с различным содержанием твердого вещества. Для первичной обработки пресных глинистых растворов реагент ССБ готовится но одному из рецептов: ССБ-30-4, ССБ-30-5, ССБ-30-6 (первая цифра -- процентное содержание сухой ССБ, вторая -- процентное содерл^ание кристаллической каустической соды), а иногда ССБ-20-3, ССБ-20-4 и ССБ-20-5. В соленых растворах применяется без щелочи. При высоких за'бойных температурах не разжижает.

Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления единицы объема химического реагента, определяется по формуле

, (24)

где V -- объем раствора ССБ;

R -- процентное содержание сухой ССБ в реагенте;

N -- количество реагента, которое необходимо приготовить;

mi -- процентное содержание сухой ССБ в растворе барды.

Если N в л, то V в л, если N в м³, то и V в м³. Величину m₁ находят по таблице, исходя из плотности раствора ССБ

Определение плотности густой или твердой ССБ несколько затруднительно. В таких случаях количество ССБ, необходимое для приготовления реагента, подсчитывают по формуле

(25)

где Р -- количество ССБ, необходимое для приготовления реагента;

Q -- процентное содержание сухой ССБ в рецепте реагента (обычно 30%);

N -- количество реагента, которое надо приготовить;

т₂ -- количество воды в кг, добавленное к 0,2 кг барды для снижения плотности ее до 1,28--1,30 т/м³.

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

При первичной обработке глинистого раствора в него добавляют реагент ССБ в зависимости от условий бурения данной скважины в количествах 40, 60 и 80 см³ на 1 л, а при дополнительной обработке в 5--6 раз меньше. Недостатком ССБ является ее пенообразующее действие. Требует применения пеногасителей.

Иногда обработка глинистых растворов может производиться аналогом ССБ -- сульфит-целлюлозным экстрактом (СЦЭ) марки «известковый» (из серии дубителей).

Рецепт химического реагента из него таков: СЦЭ-20-5 (первая цифра -- процентное содержание сухого СЦЭ, вторая -- процентное содержание кристаллической каустической соды). Определение необходимых количеств СЦЭ и NaOH производится точно так же,-как и для реагента ССБ.

ПФЛХ является продуктом формальдегидиой конденсации полифенолов растворимых смол -- отхода при газификации древесины. Темно-коричневое твердое вещество, растворимое в воде и водных растворах щелочи. Для обработки глинистых растворов ПФЛХ применяется 5--10%-ной концентрации. Соотношение ПФЛХ и щелочи варьируют от 1 : 0,1 до 1 : 0,5 (на воздушно-сухие вещества) в зависимости от состава глинистого раствора, его щелочности и требуемой вязкости.

Сулькор -- сульфитироваыный щелочной экстракт одубины. Темно-коричневое твердое вещество. Аналог ПФЛХ.

Окисленный лигнин готовится путем обработки гидролизного лигнина разбавленной или концентрированной азотной кислотой, смесью азотной и серной кислоты, газообразным хлором или хлорной водой. В зависимости от применяемого окислителя полученный продукт условно называется нитро или хлорлигнином. Окисленный лигнин представляет собой желто-коричневый порошок, растворяющийся в водных растворах щелочи. Наиболее часто применяется реагент 5%-ной концентрации при соотношении лигнина и щелочи 1 : 0,3 (воздушно-сухие вещества).

Синтан-5 -- продукт омегасульфирования новолачной смолы на основе фенолов буроугольного происхождения. Синтетический дубитель. Твердое коричневое вещество, растворимое в воде и щелочных растворах. Аналог ПФЛХ.

Еловый экстракт -- сульфитированный водный экстракт еловой коры, темно-коричневый сухой продукт, растворимый в воде и водных растворах щелочей. Аналог ПФЛХ.

Реагенты-понизители вязкости специального назначения

Комплексные фосфаты (полифосфаты) -- натриевые гексомето-фосфат, пирофосфат, триполифосфат. Добавка к глинистым растворам не более 1--1,2%; превышение этого количества вызывает загу-стевание растворов. Применение полифосфатов наиболее эффективно при единовременной обработке (спуске колонн, электрометрических работах и т. п.), но они могут применяться также при бурении неглубоких скважин. Полифосфаты нецелесообразно применять для разжижения соленых растворов, так же как и в условиях высокой забойной температуры, при которой они разлагаются; не могут они применяться также в известковых, гипсовых, высококальциевых и других растворах, так как с растворимыми солями кальция дают осадки. »

Хроматиые реагенты (анионные соединения хрома) -- хроматы и бихроматы калия и натрия.

Оранжевые поршни или сплавы, хорошо растворимые в воде. Применяются в условиях высокой забойной температуры для предотвращения вызванного ею загустевания растворов. Наиболее эффективны при температуре свыше 373° К, когда другие реагенты, служащие для разжижения вязкости, перестают действовать. Хроматные реагенты можно добавлять к различного рода промывочным растворам (пресным, известковым, минерализованным, утяжеленным) раздельно или совместно с реагентами-стабилизаторами в виде хромгуматов, хромлигносульфонатов и др.

Применяют хроматные реагенты в виде водных растворов 10%-ной концентрации. Единовременные добавки их 0,05--0,2% (по массе сухого вещества па объем раствора).

Комбинированные реагенты

Исследованиями установлено, что одновременное применение УЩР и ССБ для обработки глинистых растворов позволяет регулировать толщину сольватных оболочек и тем самым достигать снижения водоотдачи раствора без повышения его вязкости.

Оптимальные количества УЩР и ССБ подбираются в лаборатории. Содержание бурого угля в комбинированном реагенте составляет 10%, каустической соды обычно 2%, а ССБ от 0,2 до 4%.

Рецепты комбинированных реагентов принято обозначать так: К-10-2-0,2, К-10-2-0,5 и т. д. (первая цифра -- процентное содержание сухого бурого угля, вторая -- процентное содержание кристаллической каустической соды, третья -- процентное содержание сухой ССБ). Необходимые количества ССБ подсчитывают по формулам (24) или (25), каустической соды -- по (23), бурого угля -- по (2), (21) и (20).

Специальные промывочные растворы

Известковые глинистые растворы. При разбуривании сильно набухающих глин и солевых отложений, для борьбы с обвалами стенок и сужениями стволов скважин, а также в случае притока в скважину высокоминерализованных вод применяют известковые глинистые растворы в сочетании с NaOH, ССБ, КССБ и другими реагентами, а также понизителями липкости.

Растворы, обработанные известью, обладают небольшими вязкостью, статическим и динамическим напряжениями сдвига, легко управляемы и весьма стабильны.

Рецептура первичной обработки глинистого раствора известью подбирается в зависимости от его качества, степени минерализации, концентрации глинистой фазы и т. п. Примерное соотношение между' химическими реагентами (в процентах от объема раствора) таково: ССБ (50%-ной концентрации) от 0,3 до 4,0%, каустическая сода (кристаллическая) от 0,05 до 0,5%, известь (сухая) от 0,1 до 0,8%.

При последующих обработках раствора известью с целью поддержания постоянства стабильных свойств его на каждый метр углубления скважины добавляют следующее количество компонентов: ССБ (КССБ) 10--35 л, каустической соды 4--7 кг, извести 6-- 10 кг.

Если известкование раствора производится с использованием КССБ, то добавки каустической соды колеблются в пределах 1-- 3 кг на 1 м проходки.

Недостатком глинистых растворов, обработанных пзвестыо, является тенденция их к загустевапию при температурах порядка 393° К и выше. С помощью различных добавок (например, хромпика) процесс загустевают может задерживаться.

Высококальциевые растворы (ВКР). Обычные глинистые растворы для перевода в высококальциевые обрабатывают хлористым кальцием, известью и реагентом-стабилизатором (КМЦ, крахмал, КССБ и другими реагентами, устойчивыми к действию солей). При необходимости в эти растворы можно добавить понизители вязкости (ССБ, ПФЛХ, окисленный лигнин и др.), утяжелитель или нефть. ВКР может быть применен при бурении в самодиспергирующихся глинистых сланцах с целью предотвращения осыпей и обвалов стенок скважины: в пластичных набухающих глинах препятствует быстрому переходу глины в раствор и росту его вязкости в условиях минеральной агрессии. Отличительной особенностью ВКР является его состояние регулируемой коагуляции, обусловленное повышенным содержанием иона кальция в фильтрате глинистого раствора. При проникновении фильтрата ВКР в пласт происходит его активное взаимодействие с частицами глины на стенках скважины. Адсорбция кальция в количестве, превышающем порог коагуляции глинистых частиц, уменьшает гидратацию глины вплоть до полного разрушения диффузного слоя. Создаются условия для слипания и агрегирования глинистых частиц на поверхности раздела.

Резкое изменение, структурно-агрегатного состояния глины вызывает увеличение ее механической прочности, предотвращает процесс самопроизвольного осыпания сланцев. Расход реагентов для поддержания необходимых параметров обусловливается содержанием иона Са в фильтрате раствора и рН среды. Для бурения в сыпучих глинистых сланцах содержание иона Са колеблется в пределах 0,08--0,15% при рН = 89. При этом расход реагентов составляет 0,3-0,6% СаС1₂, 0,1-0,15% Са (ОН)₂, 0,1-0,3% ССБ и 1 -- 1,5% КМЦ (добавки реагентов даны в процентах сухого вещества на объем глинистого раствора). ВКР, стабилизированные КМЦ, обладают сравнительно низкой термостойкостью. Уже при t = 330 350° К происходит резкое повышение водоотдачи, а для КССБ-1 при t = 373 393° К 5 < 15--18 см³. Более термостойкими оказываются растворы, стабилизированные КССБ-2, при которой необратимое увеличение водоотдачи наблюдается лишь при t> 423° К.

Для забойной температуры t < 373 393° К рекомендуется следующая рецептура ВКР: концентрация 0,75--1% СаС1₂, 0,2-- 0,5% Са (ОН)₂ и 10--12% КССБ-1. При этом параметры раствора: плотность 1,2--1,25 т/м³, вязкость 35--50 сек, водоотдача 5--8 еж³, содержание ионов Са в фильтрате 0,25--0,3%, рН = 7 9. Для забойной температуры до 423° К концентрация реагентов в растворе должна быть 0,75-1% СаС1₂ и 12% КССБ-2-10.

Эмульсионные растворы. В ряде случаев в водную дисперсионную среду химически обработанных глинистых растворов вводят равномерно распределенные капельки нефти, стабилизированной Эмульгаторами, или нефтепродуктов (до 10--30% по весу от объема раствора). Такие растворы называют эмульсионными.

Хороший эмульсионный раствор может быть получен лишь на базе высококачественного исходного химически обработанного глинистого раствора путем поддержания в нем оптимального количества нефтяной фазы (в среднем 10--20%), высокой стабильности и дисперсности эмульсии (размеры глобул должны быть в пределах 10--100 мкм).

Нефтяной компонент не только улучшает параметры раствора, но и придает ему новые свойства. Перед введением нефти глинистый раствор обрабатывают химическими реагентами (УЩР, ССБ, КМЦ), соответствующими условиям бурения. При этом нередко обходятся без специальных реагентов-эмульгаторов. Если же стабильность эмульсин недостаточна или необходима более тонкая эмульсия, то в раствор добавляют эмульгаторы -- сульфатно-нафтеновые кислоты, их соли и различные контакты (газойлевый, керосиновый, НЧК, детергент ДС) в количестве 0,1--1,0%.

С введением 5% нефти (по весу от объема раствора) резко снижается липкость раствора, при 7--8% прекращается образование сальников. При дальнейшем увеличении количества нефти заметно увеличиваются механические скорости проходки, уменьшается износ долот.

Оптимальное количество нефти в растворе устанавливается опытным путем в зависимости от условий бурения. Нефть добавляется в процессе циркуляции со скоростью, позволяющей ввести расчетное количество нефти за два-три цикла циркуляции.

Растворы на нефтяной основе предназначены: для бурения в осложненных условиях, в частности при проходке обваливающихся соленосных и других пород; для вскрытия продуктивных пластов (особенно с низким пластовым давлением); для бурения глубоких п сверхглубоких скважин при высоких забойных температурах; для увеличения проходок на долото.

Параметры растворов па нефтяной основе в зависимости от конкретных условий бурения могут изменяться в широких пределах: плотность от 0.9 до 2,2 т/м³, вязкость по СПВ-5 от 35 сек до «нетечет», фильтрация за 30 мин нуль, статическое напряжение сдвига¹ от нуля до нескольких сот мн/см², стабильность практически равна нулю. Растворы на нефтяной основе при низких температурах приготовляются следующим образом: смесь битума с дизельным топливом в глиномешалке нагревается до 303--313° К открытым паром, а затем вводится известь. При гашении извести водой (конденсатом пара) температура в глиномешалке поднимается до 373--393° К„ Свободная вода испаряется, получается безводный раствор на нефтяной основе. При сравнительно высоких температурах в скважине процесс приготовления может быть упрощен. В приемные емкости заливается дизельное топливо, в которое в процессе циркуляции вводится расчетное количество известково-битумных порошков и воды. В настоящее время наиболее освоенной рецептурой растворов на нефтяной основе является приготовление их из известково-битумных порошков. На 1 м³ раствора на нефтяной основе расходуется 0,65 м³ дизельного топлива, 4,9 кг известково-битумных порошков, в которых отношение извести к битуму по массе для растворов с плотностью меньше 1,5 т/м³ берется 2 : 1, а для растворов с плотностью более 1,5 т/м³ это отношение равно 1 : 1, к раствору добавляют 20% воды от массы извести. При этом используются окисленный битум с температурой размягчения 413--433° К, негашеная известь активностью не менее 60%, которая получается путем обжига природного известняка; дизельное топливо можно применять как зимнее, так и летнее. Битум п известь применяются в порошках. Известково-битумные порошки изготовляются путем раздельного или совместного помола битума и извести в молотковых дробилках.

Безглинистые промывочные растворы. В последнее время в нефтяных районах Украины, Саратовской, Пермской и других областях начинают применяться безглинистые промывочные растворы.

Ниже приводятся некоторые рецептуры указанных жидкостей.

Меловой раствор. Сырьем для приготовления этого раствора являются отходы мелоцементных заводов или меловая крошка. Химическая обработка исходной меловой суспензии состоит в добавлений 15--20% УЩР. Параметры обработанного мелового раствора: плотность 1,2--1,34 т/м³, вязкость 30--40 сек, водоотдача 7--12 см⁹ за 30 мин.

Высококалъциевые безглинистые эмульсионные растворы. Исходным Материалом для получения этих растворов служит крахмально-нефтяная эмульсия следующего состава: воды 80--85%, нефти 15 -- 20%, крахмала 4--5%, каустической соды 0,5--0,6% (по массе крахмала).

Крахмально-нефтяная эмульсия имеет следующие параметры: плотность 1,0 т/м³, вязкость 250--300 сек, водоотдача 2--3 см³ за 30 мин, статическое напряжение сдвига 0 мм/см². Высококальциевые эмульсионные растворы применяются при бурении солей и ангидрита. За счет насыщения солью и обогащения выбуренной породой плотность увеличивается до 1,2--1,26 т/м³, вязкость снижается до 25--40 сек и водоотдача увеличивается до 4--8 см³.

Естественные аргиллитовые растворы. Естественная аргил-литовая суспензия, получаемая при бурении аргиллитов, обрабатывается 15% УЩР; в результате раствор приобретает следующие параметры: плотность 1,22 т/м³, вязкость 18--20 сек, водоотдача 5--8 см³. Возможно утяжеление исходного естественного аргиллитового раствора до плотности 1,4 т/м³ путем добавления мела. Иногда для стабилизации естественного аргиллитового раствора применяют реагент 2%-иой концентрации следующего состава: 20 ч. гидролизованного полиакриламида, 2 ч. NaOH и 2 ч. триполифосфатнатрия, условно названного PG-2. Стабилизированный реагент РС-2 аргиллитовый раствор устойчив к воздействию высокой температуры до 373--383° К, допускает утяжеление гематитом до плотности 1,5-- 1,55 т/м³, при этом вязкость его не превышает 50--70 сек, а водоотдача 6--8 сл³. Расход реагента РС-2 (сухого, вещества) для обработки естественного аргиллитового раствора составляет 0,6--1,6 кг на 1 м обрабатываемого интервала.

Безглинистый крахмально-силикатный раствор. Составными материалами указанного раствора являются: крахмал 3--4%, кристаллическая каустическая сода 1,5 -- 2%, жидкое стекло 15--20% и вода 80-85%.

Параметры крахмально-силикатного раствора: плотность 1,12 т/м³, вязкость 48 сек, водоотдача 4 см³, статическое напряжение сдвига 20,5 мм/см². Плотность можно регулировать добавками утяжелителя в пределах до 1,7 т/м³. Раствор не восприимчив к соляной агрессии.

Додавки графита в глинистый раствор

Иногда для уменьшения липкости и снижения статического напряжения сдвига корки глинистого раствора в него добавляют серебристый графит в количестве 0,8--1,5% по весу к объему промывочной жидкости.

Для обработки глинистого раствора предварительно готовят так называемый графитовый раствор. Его приготовляют на основе глинистого раствора, разбавленного УЩР.

Предварительные наблюдения показывают, что оптимальное количество графита, вводимого в 1 м³ глинистого раствора, равно примерно 40 кг.

Расчет скорости подачи реагента и воды в глинистый раствор при химической обработке его

При химической обработке глинистого раствора, циркулирующего в скважине, очень важен правильный расчет скорости подачи реагента и воды.

Скорость подачи химического реагента и воды в глинистый раствор должна обеспечивать соблюдение рецепта обработки при условии введения их в течение времени, равного целому числу оборотов циркуляции, и определяется по следующей формуле:

, (26)

где v -- скорость добавления химического реагента или воды к глинистому раствору в л/ч\

Q -- объем циркулирующего глинистого раствора в м³;

п -- количество химического реагента или воды, добавляемое к глинистому раствору, в % от объема раствора;

т -- число циклов движения глинистого раствора, в течение которых должна быть проведена химическая обработка;

Т -- продолжительность одного оборота циркулирующего глинистого раствора в ч.

Продолжительность одного- цикла циркуляции глинистого раствора в скважине определяется по таблице.

Расход жидкости определяют мерной посудой по времени ее Заполнения, пользуясь специальными таблицами.

Определить влажность бурого угля, а также концентрацию гуминовых кислот в нем, если навеска влажного угля в 68,7 г после просушки равна 58,8 г, а для придания исследуемой вытяжке гуминовых кислот одинакового с эталоном цвета понадобилось к 2 см³ исследуемого раствора добавить 6 см³ воды. Концентрация гуминовых веществ в эталоне составляет 0,08%.

Влажность бурого угля определим по формуле (20)



.

Концентрацию гуминовых кислот найдем по формуле (21)

.

Подсчитать количество бурого угля влажностью 20% и объем каустической соды, плотность раствора которой равна 1,16 т/м³, необходимые для приготовления 1 м³ химического реагента по рецепту УЩР-15-3.

Потребное количество влажного бурого угля найдем по формуле (22):

.

Объем раствора каустической соды, необходимый для приготовления 1 м³ химического реагента, определим по формуле (23):

Здесь величина m = 14,35% найдена по таблице^B зависимости от плотности раствора каустической соды (1,16 т/м³).

Определить объем раствора ССБ плотностью 1,19 т/м³ и объем раствора каустической. ,соды плотностью 1,24 т/м³, необходимые для приготовления 1 м³ химического реагента по рецепту ССБ-30-5.

По величине плотности раствора ССБ, равной 1,19 т/м³, находим процентное содержание сухой ССБ в растворе (т_х = 40%). Затем по формуле (24) подсчитываем потребный объем раствора ССБ:



.

По величине плотности раствора каустической соды, равной 1,24 т/м³, по таблице находим процентное содержание сухой каустической соды в растворе (т = 21,55%). Затем по формуле (23) подсчитываем потребный объем раствора:

.

Определить количество ССБ, необходимое для приготовления 1 м³ химического реагента по рецепту ССБ-30-6, если к 0,2 кг раствора ССБ для снижения плотности его до 1,29 т/м³ необходимо добавить 0,5 кг воды.

Количество ССБ, необходимое для приготовления 1 м³ реагента, подсчитываем по формуле (25):

.

Определить потребные количества раствора ССБ плотностью 1,23 т/м³, бурого угля влажностью 20% и раствора каустической соды плотностью 1,4 т/м³, необходимые для приготовления 1 м³ комбинированного реагента по рецепту К-10-2-0,5.

Объем раствора ССБ, необходимый для приготовления 1 м³ химического реагента по заданному рецепту, находим по формуле (24):

Здесь процентное содержание т_х = 48% сухой ССБ в растворе барды найдено по величине плотности раствора ССБ, равной 1,23 т/м³.

Количество бурого угля влажностью 20%, необходимое для приготовления 1 м³ химического реагента, подсчитываем по формуле (22):

.

Объемное количество раствора каустической соды плотностью 1,4 т/м³, потребное для приготовления 1 м³ комбинированного химического реагента по заданному рецепту, подсчитываем по формуле (23):

.

Здесь процентное содержание т = 50,7% сухой каустической соды в растворе NaOH найдено по таблице по плотности раствора, равной 1,4 г/см³.

Определить скорость подачи химического реагента и воды в глинистый раствор, циркулирующий в скважине глубиной 1300 м, бурящейся долотом № 8. Объем раствора, находящийся в процессе циркуляции, равен 115 м³.К нему необходимо добавить 6% химического реагента и 3,5% воды. Обработку требуется произвести за два цикла циркуляции раствора. Производительность буровых насосов 30 л/сек.

По таблице находим, что продолжительность одного цпкла циркуляции глинистого раствора в скважине равна 35 мин. Тогда скорость подачи реагента по формуле (26) равна

л/ч,

а скорость добавления воды окажется равной

л/ч.



Реагенты-структурообразователи

Основное назначение реагентов-структурообразователей сводится к увеличению вязкости (иногда до такого состояния, что глинистый раствор не течет через воронку СПВ-5) и повышению тиксотропных свойств глинистых растворов при борьбе с поглощениями.

К структурообразователям относятся каустическая сода, кальцинированная сода, жидкое стекло, известь, цемент, поваренная соль, хлористый кальций и др.

Для получения растворов с очень большой вязкостью и высоким началом сдвига применяют следующие добавки:

а) жидкое стекло до 5% по массе от объема циркулирующего раствора;

б) кальцинированную соду до 6% по массе от объема циркулирующего раствора;

в) каустическую соду до 4% по массе от объема циркулирующего раствора (имеется в виду кристаллическая сода); если сода подается на буровую в жидком виде, то производим перерасчет по формуле (23);

г) каустическую соду до 2% и нефть до 10%;

д) кальцинированную соду до 3% и нефть до 10%;

е) различные инертные добавки -- опилки, рисовую шелуху, кордное волокно, отходы кожевенной промышленности, торф, паклю, слюду и т. д. -- в количестве 2--3% по массе от объема глинистого раствора (обычно количество инертных добавок определяется в зависимости от конкретных условий бурения).

Профилактические глинистые растворы для бурения в поглощающих горизонтах готовят из химически обработанных растворов путем введения в них структурообразующих добавок. В качестве последней прежде всего проверяют эффективность действия NaCl, так как она в ряде случаев значительно повышает структуру раствора.

Когда действие NaCl недостаточно эффективно, в раствор добавляют жидкое стекло в количестве 3--5% по массе от объема глинистого раствора. Если при этом не будет обеспечена необходимая растекаемость раствора по конусу АзНИИ (10--11 см), то в раствор добавляют 0,5--1,0% известкового молока.

В качестве коагулирующей добавки можно использовать известь в сухом виде или в виде известкового молока. Рецепт обработки раствора предварительно разрабатывают в лаборатории. Обычно известь добавляют в количестве 10--20 кг на 1 м³ раствора (1--2% по массе от объема глинистого раствора), приготовленного на пресной воде, и 35--38 кг па 1 м³ раствора, приготовленного на морской воде.

Если в процессе бурения возникают поглощения средней интенсивности с более или менее значительным снижением уровня раствора в скважине, то для их ликвидации готовят гель-цементы.

Основными компонентами гель-цементов являются глинистый раствор, жидкое стекло и цемент. Количество тампонажного цемента в 1 м³ гель-цемента должно быть 0,5--0,9 m, а глинистого раствора 700--800 л. Для обеспечения более широких возможностей регулирования сроков схватывания в гель-цемент рекомендуется добавлять алебастр 15--25% по весу от веса цемента.

1.4 Обоснование выбора способа бурения и проектирование режимов бурения

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.

Из анализа приведенных данных следует, что для геологического разреза характерны многочисленные интервалы, представленные мягкими породами, твердость которых ниже третьей категории по классификации Л. А. Шрейнера. Разбуривание таких пород целесообразно вести энергоемкими долотами.

Эти, а также другие особенности геологического разреза позволяют считать наиболее обоснованным выбор роторного способа бурения.

В основу выбора породоразрушающего инструмента положены физико-механические свойства горных пород, литологический разрез, перемежаемость пород, а также способ бурения, компоновка низа бурильной колонны, режимные параметры бурения и степень износа долот.

Выбор управляемых оптимальных параметров режима бурения (осевая нагрузка на долото и скорость его вращения) производится на основании анализа фактических данных бурения на площади Равнинная.

Выбор способа бурения производится с учетом условий проводки скважины, особенностей каждого из способов бурения, а также на основании выбранных долот и режимов бурения.

Потребный расход бурового раствора определяется из зависимости

Q = d * F

Где в - удельный расход жидкости л/с на см²

F - площадь забоя, см².

В соответствии со способом бурения, режимными параметрами и естественными условиями искривления скважин, на основании анализа фактических данных бурения скважин производится выбор компоновки

низа бурильной колонны.

Бурение в интервале 7-50 м.

Бурение осуществляется долотом III -490 С-ЦВ роторным способом со следующей компоновкой низа бурильной колонны: долото 490 С-ЦВ, бурильные трубы 140 мм.

Осевая нагрузка с 2-3 т, производительность - 34,1 л/с. число оборотов ротора - 60-80 об/мин. Бурение в интервале 50-1010 м.

Бурение в интервале 50-1080 м ведется роторным способом долотами III 393,7 М-ЦВ (М-ГВ).

Режим бурения:

осевая нагрузка 4-12 тс;

производительность насосов 59,3 л/с;

число оборотов ротора 80 - 120 об/мин;

допустимое давление на насосах 114 кгс/см²;

диаметр втулок 170мм;

число двойных ходов 65 х/мин.

Бурение в интервале 1080-1010 м ведется роторным способом долотами III -393,7 С-ЦВ (С-ГВ).

Режим бурения:

осевая нагрузка 15 -18 тс;

производительность насосов 51,8 л/с;

допустимое давление на насосах 114 кгс/см²;

число оборотов ротора 90 - 100 об/мин;

диаметр втулок 170мм;

число двойных ходов 65 х/мин.

Компоновка низа бурильной колонны при бурении в интервале 50-1300м:

долото диаметром 393,7 мм + УБТС 1-229 40 м + УБТС 1 - 203 72 м + УБТС 1-178 8м + бурильные трубы диаметром 140 мм.

Проработка ствола скважины в интервале 30-1250 м производится в два этапа:

1. долото диаметром 393,7 мм + УБТС 1-229 8 м + ЦС - 392 + УБТС 1-229 8м + УБТС 1-203 32 м УБТС 1- 178 8 м + бурильные трубы диаметром 140 мм.

2. долото диаметром 393,7 мм + ЦС - 392 +УБТС 1-229 8 м + ЦС -392 +УБТС 1-229 8м + УБТС 1- 203 32 м УБТС 1- 178 8 м + бурильные трубы диаметром 140 мм.

Бурение под колонну 245*219 мм в интервале 1010-3835 м

Бурение в интервале 1300-2625 м производится роторным способом

долотом 269,9 М-ГВ (МГ-Н)

Режим бурения:

осевая нагрузка 15-18 тс;

производительность насосов 35,3 л/с;

число оборотов ротора 100-120 об/мин:

Интервал 2625-4130 м бурится долотом 111-269,9 С-ГНУ (С-ГНУ, СЗ-ГНУ) с нагрузкой на долото 18-22 тс, производительность насосов -33,5 л/с, число оборотов ротора 80-90 об/мин.

Расход раствора будет обеспечен двумя насосами на втулках 140 мм, допустимое давление на насосах до 180 кгс/см , -число двойных ходов -55-60 х/мин.

Компоновка низа бурильной колонны при бурении в интервале 1300-4100м:

долото диаметром 269,9 мм + УБТС 1-203 72 м + УБТС 1-178 112 м + ПЖЦ (противожелобной центратор) + бурильные трубы диаметром 127,140мм.

Отбор керна в интервале бурения под II промежуточную колонну производится следующей компоновкой бурильного инструмента: колонковое долото К 212,7/80 СТ + КД ИМ - 190/80 «Недра» + УБТС 1-203 72 м +УБТС 1-178 32 м + ПЖЦ - 243 + б/т диаметром 127,140мм. Бурение под эксплуатационную колонну 140 мм.

Бурение производится долотами 1-190,5 СЗ-Н и 111-190,5 С-ГВ роторным способом с нагрузкой на долото -10-15 тс, производительность насосов -16,7л/с, число оборотов ротора - 60-70 об/мин.

Расход бурового раствора будет обеспечен работой одного насоса с диаметром втулок 130 мм, допустимое давление на насосах - 200 кгс/см², число двойных ходов - 60 х/мин.

Отбор керна в интервале бурения под эксплуатационную колонну производится следующей компоновкой бурильного инструмента: колонковое ДОЛОТО К 187,3/80 СЗ + КД 11М - 190/80 «Недра» + УБТС 1-146 108 м + УБТС 1-120 32 м + бурильные трубы диаметром 114,127 мм.

1.5 Методы ликвидации аварий

В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварией считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы.

Аварии происходит в основном вследствие брака в работе или исполнителей технологического процесса, или изготовителей инструментов, оборудования и механизмов.

Основное число аварий в бурении возникают в результате нарушения технических и технологических проектов.

Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварии. При этом надо иметь в виду, что применение и несоответствующего ловильного инструмента приводит к усложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.

При подозрении на поломку инструмента в скважине бурильщик обязан немедленно приступить к подъему бурильной колонны. Одновременно, не прекращая основных работ и не оставляя своего поста, бурильщик должен уведомить мастера, а при отсутствии его -руководство предприятия об аварии.

Работы по ликвидации аварии ведутся буровым мастером под руководством старшего инженера (мастера) по сложным работам или главного (старшего) инженера предприятия. Если на буровой присутствует несколько руководящих работников, то ответственным является старший по должности, через которого мастеру передаются указания по ликвидации аварии.

Перед спуском ловильного инструмента в скважину буровой мастер составляет эскиз общей его компоновки и ловильной части с указанием основных размеров. Из спускаемой колонны удаляют переводники с уменьшенными площадями сечения проходных отверстий.

Перед проведением ловильных работ проверяют состояние талевого каната и спускоподъемного оборудования, а также крепление штропа вертлюга в зеве крюка.

Все замковые соединения бурильной колонны и соединения частей ловильного инструмента крепятся машинными, или автоматическими ключами.

Извлечение прихваченной части бурильной колонны

Выбор того или иного вида ловильного инструмента зависит от -характера слома колонны и состояния скважины.

Для подъема неприхваченных бурильных труб применяют освобождающиеся и неосвобождающиеся ловильные инструменты.

Ловители являются наиболее распространенными ловильными инструментами. Их не применяют, если вес оставшихся и скважине труб больше допустимой нагрузки на ловитель или если аварийная труба имеет сильно разорванный конец со сложной конфигурацией излома.

В первую очередь рекомендуется использовать наружные ловильные инструменты (ловители, наружные труболовки, колокола резьбовые и колокола гладкие), причем желательно с центрирующими приспособлениями.

Предпочтение отдается освобождающимся ловильным инструментам.

Извлечение прихваченной бурильной колонны.

Прихват - сложный вид аварии, которая не происходит мгновенно. Прихват требует анализа обстоятельств аварии, изучения состояния ствола, показателей и особенностей работы бурильной колонны в период, предшествующий аварии. Особенно подробно надо изучать наличие осыпей, обвалов, нефте - водо - и газопроявлений, сужений ствола, расположения неустойчивых пластов и уступов; состояние бурильной колонны продолжительность ее работы, время и качество проведения профилактики четких проверок; состояние циркуляции, изменение подачи насосов и давления прокачиваемой промывочной жидкости.

1.6 Выбор типов и параметров буровых растворов

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только . успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций - обеспечение острого углубления при устойчивом состоянии ствола скважины и хранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

Рецептуры и методы их обработки выбирают поинтервально в зависимости от геолого-технических условий проходки скважины на основании обобщения опыта на данном районе.

В связи с тем, что разрез сложен породами, склонными к потери устойчивости при снижении противодавления в скважине, а также наличием в разрезе высоконапорных нефтегазопроявляющих горизонтов, исключающих снижение давления в скважине, для бурения выбирается глинистый раствор на водной основе, хорошо зарекомендовавший себя при бурении скважин в аналогичных геологических условиях.

Интервал 0 - 1010 м.

Интервал сложен глинами и песчаниками акчагыла, мэотиса, сармата, карагана и чокрака, где возможны осыпи, обвалы пород, поглощение бурового раствора и водопроявления. В плиоценовых отложениях (песчаники Апшеронского яруса) находятся залежи воды гидрокарбонатнонатриевого типа, которые используются для питья.

С учетом вышеизложенного для бурения интервала 0 - 1010 м выбираем экологически чистый полимерглинистый раствор.

Обработку раствора до глубины 1010 м производим экологически чистыми реагентами - бентонитовая глина, КМЦ - 300, (УЩР), ФК-1.

Рекомендуемые параметры раствора при бурении данного интервала:

плотность, гс/см³ - 1,19±0,02;

вязкость по СПВ-5, с - 30 45;

водоотдача, см за 30 мин - 4,0 5,0;

СНС, мг/см² через 1 и 10 мин - 15 20 / 20 30;

рН раствора, ед - 8 9;

содержание песка, % - до 2; ч

толщина корки, мм - 1,5 2,0.

Интервал 1010- 3835 м.

Интервал представлен отложениями Майкопа, фораминиферовых слоев, меловых и юрских отложений. Здесь в процессе бурения возможны осложнения в виде осыпей, поглощений бурового раствора, прилипание бурового инструмента и нефтегазоводопроявления.

С учетом вышеизложенного для бурения интервала 1010- 3835 м выбираем гуматный раствор.

Обработку раствора в интервале бурения 1010- 3835 м производим реагентами - УЩР, сода каустическая, хроматы, Лакрис-20 и Лигнотин. Облагораживание бурового раствора производим бентонитовой глиной. В качестве смазывающей добавки используем ФК-1, который предназначен для обработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных, ингибирующих и фильтрационных свойств, а также для исключения нефти, СМАДа и других экологически опасных смазывающих добавок.

Рекомендуемые параметры раствора при бурении данного интервала:

плотность, гс/см³ - 1,24±0,02;

вязкость по СГТВ-5, с - 35 45;

водоотдача, см³ за 30 мин - 3,0 4,0;

СНС, мг/см² через 1 и 10 мин - 152 0 / 30 5 0;

рН раствора, ед - 8 10;

содержание песка, % - до 2;

толщина корки, мм - 1,01 5.

Интервал 3835 -4100 м.

Интервал представлен отложениями нижней юры и триасовых обложений. Здесь в процессе бурения возможны осложнения в виде поглощений бурового раствора, прилипание бурового инструмента и нефтегазоводопроявления.

С учетом вышеизложенного, а также для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов для бурения интервала 3835 - 4100 м выбираем полимерхромгуматный раствор.

Обработку раствора в интервале бурения 3835 -4100 м производим реагентами - УЩР, сода каустическая, КМЦ-600, хроматы, Лакрис-20, и Литнотин. Облагораживание бурового раствора производим бентонитовой глиной. В качестве смазывающей добавки используем ФК-1, который предназначен для обработки буровых растворов с целью улучшения их смазочных, ингибирующих и фильтрационных свойств, а также для исключения нефти, СМАДа и других экологически опасных смазывающих добавок. При бурении данного интервала для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в раствор добавляется мел.

Рекомендуемые параметры раствора при бурении данного интервала:

плотность, гс/см³-1,13±0,02;

вязкость по СПВ-5, с - 30 40;

водоотдача, см³ за 30 мин - 2,0 34,0;

СНС, мг/см² через 1 и 10 мин - 152 0 / 30 50;

рН раствора, ед - 81 0;

содержание песка, % - до 2;

толщина корки, мм - 1,0 1,5.

Кроме того, перед спуском обсадных колонн, в раствор добавляется серебристый графит.

При разбуривании цементных стаканов и мостов в раствор добавляется кальцинированная сода.

1.7 Обоснование выбора типоразмеров ПВО

При замещении бурового раствора пластовым флюидом устьевое давление

Р_у = 0,1х 4100 х (1,1-0,72) = 16,45 МПа.

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

Р_Раб=1,1хР_у= 1,1x16,45 = 18,1 МПа.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК2х350-168x245x324.

Согласно «Правил безопасности нефтяной и газовой промышленности» выбираем схему превенторной установки, обеспечивающую герметизации скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный превентор).

Диаметр долота 190,5 мм. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2 - 230 х 35, включающее в себя: превентор универсальный ТУ 1 -230 х 35; два плашечных превентера 11111 - 230 х 35; манифольд МПБ 2 -80 х 35. Масса комплекта 17150 кг.

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а, следовательно, в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

1.8 Обоснование способа вхождения в продуктивный пласт

Вхождение в продуктивный пласт - это порядок операций, проводимых в скважине непосредственно перед бурением и во время разбуривания продуктивной толщи.

Вскрытие продуктивных пластов является завершающим и наиболее ответственным этапом бурения скважины. В зависимости от условий бурения и эксплуатации применяют следующие основные схемы заканчивания скважин.

* перекрытие обсадной колонной вышележащих горных пород до кровли продуктивного пласта с последующим вскрытием продуктивного пласта и перекрытием его эксплуатационной колонной или хвостовиком. Если продуктивные пласты представлены устойчивыми породами, эксплуатационную колонну не спускают в скважину;

полное вскрытие продуктивного пласта с последующим спуском комбинированной обсадной колонны и применением манжетного способа цементирования. Манжета устанавливается на уровне кровли продуктивного пласта;

полное вскрытие продуктивного пласта со спуском колонны сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных пластов.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степенью и дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины;

При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны.

Иногда в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или после вскрытия пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры не всегда надежно предотвращают поступления песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину.

1.9 Способ освоения скважины

После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и скончания монтажа фонтанной арматуры приступают к выполнению последней и очень важной операции - освоению скважины.

Под освоением понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значения (для данной категории скважины) и подъема ее на дневную поверхность в сборные резервуары, а газа -- в газопроводы.

При освоении скважины, параметры бурового раствора приводят в соответствие с требуемыми.

При отсутствии притока глинистый раствор заменяют на воду. В случае отсутствия притока из пласта снижают уровень жидкости в скважине «спя уменьшения давления на забой. Проектом предусмотрено снижение уровня в эксплуатационной колонне на 1500 м.

Вытеснение жидкости из скважины сжатым азотом производят с помощью передвижного компрессора высокого давления - АГУ-8К Освоение скважинынагнетанием сжатого азота осуществляется по следующей схеме. Через задвижку компрессором в затрубное пространство нагнетают сжатый азот, который вытесняет воду через спущенные в эксплуатационную колонну компрессорные трубы. Давление на забое сильно снижается, что вызывает интенсивный приток нефти и газа из пласта. В результате при наличии высокого давления в пласте происходит фонтанирование.

В случае отсутствия притока из пласта применением методов, основанных на снижении забойного давления, проводят различные операции по воздействию на призабойную зону пласта, т.е. осуществляют гидромеханическое, химическое или комбинированное воздействия, после чего вновь используют способы, направленные на снижение забойного давления и вызов притока из пласта

1.10 Контроль качества цементирования

нефтяная скважина бурение пласт

Наличие цементного камня проверяется с помощью АКЦ после ОЗЦ.

Сцепление цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины проверяется АКЦ после ОЗЦ.

Герметичность крепи проверяется опрессовкой после ОЗЦ. Герметичность цементного кольца проверяется опрессовкой после разбуривания цементного стакана и углубления под следующую колонну на 1-3 м.

В случае недоподъема цементного раствора до устья скважины необходимо провести ОЦК для определения высоты подъема цементного раствора.

1.11 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности [GKp], обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб:



G_бк. (или G_ок.)<[G_кр].

Вес кондуктора

G_к = 5,22т

Вес I промежуточной колонны

G_1пр = 98,42т

Вес II промежуточной колонны

G_IIпр= 132,29т

Вес эксплуатационной колонны

G_э._к.= 115,25т

Максимальный вес бурильной колонны с УБТ

G_б._к=159, 26т

Из приведенного расчета следует, что наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при бурении под вторую промежуточную колонну.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:

от веса бурильной колонны

G_бк= 159, 26 х 1,25 - 199,08 т;

от веса наиболее тяжелой обсадной колонны 

G_б._к= 132, 29 х 1,25 - 165,36 т;

Для бурения данной скважины используем буровую установку ВМ -53 Д. Грузоподъемность установки ВМ - 53 Д - 320 Т.



РАЗДЕЛ 2. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

2.1 Обоснование режима спуска обсадных колонн

Под режимом спуска обсадной колонны понимают сборку обсадных труб в колонну СПУСК ее в скважину на длину каждой трубы, долив бурового раствора и промывку ствола.

Проектные решения должны обеспечить спуск обсадной колонны в заданный интервал ствола скважины без осложнений, удовлетворительную подготовку обсадной колонны и затрубного пространства к цементированию при выполнении технологических требований и инструктивных указаний по продолжительности проведения отдельных операций.

Обеспечение этих требований учитывается введением соответствующих ограничений:

на предельные давления Р в гидравлическом канале скважины; обеспечивающие отсутствие гидроразрыва пород, поглощений бурового раствора и нефтегазопроявлений при спуске колонны и промывке скважин:

Р?[Р_пол]_i

- где [Р_пол]_i -- допустимые давления поглощения любого i-гo пласта в разрезе

на предельные напряжения (t_i) в обсадных трубах, их соединениях, элементах подъемной системы буровой установки:

Ф?[Ф_пол]_i,

где Ф _i ^- проектные напряжения в каждом 1 -м элементе

колонны и оборудования;

на недопущение повреждения элементов колонной и заколонной технологической оснастки при спуске колонны в скважину.

Как правило, практика эксплуатации оборудования и проводка скважины позволяет учесть эти требования в виде ограничений на скорость спуска труб, частоту вращения барабана лебедки и других элементов подъемной системы, разгрузку индикатора веса, интенсивность торможения.

Технологическим обоснованием ограничения скоростей спуска обсадных колонн служит то обстоятельство, что при движении колонны повышается роль всякого рода неровностей ствола скважины, которые являются возможным источником образования сальников и закупорки затрубного пространства, а также причиной глубокого внедрения колонны в стенку скважины и остановки процесса спуска. При этом с ростом диаметра колонны следует уменьшить скорость ее спуска.