Буровые реагенты и растворы для их приготовления

Бурение под эксплуатационную колонну производится на глинистой  суспензии плотностью 1,05 г/см3 с последующей  наработкой естественного глинистого раствора.

По основной рецептуре  раствор обрабатывается КМЦ и  НТФ, при этом весь объем подвергается первичной обработке химическими реагентами из расчёта 50-60 кг КМЦ и 10-20 кг НТФ, которые затворяются в глиномешалке и вводятся в раствор в течении двух циклов циркуляции. Расход реагентов на повторные обработки составляет 30-40 кг КМЦ и 2-3 кг НТФ, такая обработка производится через 200 метров бурения ствола скважины до проектной отметки с целью поддержания технологических параметров бурового раствора. С глубины 950 м раствор дополнительно обрабатывается смазочной добавкой Спринт, которая вводится в раствор через глиномешалку в течение 2-3 циклов циркуляции из расчета 50-60 кг (первичная) далее по 20-25 кг (повторные обработки). Вместо реагента Спринт может использоваться графит (смесь графита и ФК-2000), ввод которого производится непосредственно в осреднитель, расход на однократную обработку составляет 0,1-0,2 % от объема раствора. [20,с.34].

Технология обработки  по неосновным рецептурам аналогична обработке для основной рецептуры. Расход сепакола на первичную обработку  составляет 40 кг, на повторную 15-20 кг. 

 

2.7. Выбор растворов по интервалам бурения скважин.

Анализ используемых в УБР буровых растворов

 

Для бурения скважин  предусмотрено использование экологически малоопасных рецептур бурового раствора на основе отечественных реагентов  КМЦ-600, КССБ, НТФ, Спринт, Сепаколл и др.

Химические реагенты и их приготовление для обработки  бурового раствора.

1.  КМЦ применяется  для регулирования фильтрационных  свойств бурового раствора. Приготовление  водного раствора КМЦ на буровой  производится в глиномешалках или гидромешалках. Глиномешалка МГ2-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается в течении 10 мин. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку.

 

 

2. КССБ принимается для снижения вязкости пресных растворов, вызыват пенообразование. При использовании КССБ необходимо применять пеногаситель.

3. Гипан применяется  для снижения показателя фильтрации  пресных и слабоминерализованных  буровых растворов, вызывает раннее  загустевание пресных растворов. Гипан не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется производить двадцатикратное разбавление водой товарного гипана.

4. НТФ- применяется  для снижения вязкости, структурных  характеристик глинистого раствора в процессе бурения, регулирования фильтрационных свойств. Не требует специального приготовления, может добавляться в сухом виде.

5. Сепаколл СЕ 5158- акриловый  полимер производства ФРГ. Применяется  для стабилизации фильтрационных свойств бурового раствора. Приготовление водного раствора реагента осуществляется аналогично КМЦ из расчета 20 кг на глиномешалку.

6. Спринт-33- смазочная  добавка на основе кубовых  остатков синтетических жирных  кислот. Вводится в буровой раствор  в виде 2,5-10% концентрации водного раствора.

7. УНИФЛОК- водорастворимый  полимер активного ряда. Применяется  как стабилизатор и для увеличения  вязкости, эффективен при бурении  под кондуктор.

8. Бентонит, модифицированный  метасом и кальцинированной содой,  применяется для заготовки и обновления объема глинистых буровых растворов при снижении удельного веса.

9. Кальцинированная сода  применяется для обработки раствора  после разбуривания цементного  стакана в башмаке кондуктора, а также в качестве понизителя  вязкости.

10.Графит серебристый  применяется как профилактическая  смазочная добавка к буровому  раствору.

11. ФК-2000- смазывающая  добавка многофункционального действия, экологически чистая. Состоит из  ПАВ на основе растительных  масел. Совместима со всеми  химическими реагентами. Оптимальная добавка от 0,1 до 0,5%.

12. Na2СО3(Сода  кальцинированная)- порошок белого цвета, продукт,  используемый для связывания  ионов кальция и магния.

13. СДБУР-1- Смазочная добавка  для буровых растворов, предназначена  для обработки пресных и минерализованных глинистых, малоглинистых, безглинистых буровых растворов при бурении и заканчивании разведочных, эксплуатационных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых стволов, сложенных как крепкими устройчивыми, так и неустойчивыми породами, улучшает работоспособность долот. Может применяться в широком диапазоне забойных давлений и температур (от 0 до 180 С), при хранении в условиях низких отрицательных температур (до минус 55 С). Смазочная добавка СДБУР-1 обладает практически неограниченной растворимостью в воде различной минерализации. [21,с.34, 22,с.57].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Технико-техническая часть

 

3.1. Конструкция скважины

 

         Выбор конструкции скважины осуществляется  исходя из решаемых ею задач,  с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 01.09.98г.

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований, предусматривается следующая  конструкция скважины:

- направление диаметром  324 мм спускается на глубину 300 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований. Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ-1-50, удельный вес цементного раствора 1,80-1,83 г/см3;

- кондуктор диаметром 245 мм спускается  до глубины 810-860 м по вертикали. Башмак кондуктора устанавливается на 50 м ниже подошвы Талицкой свиты. Кондуктор предназначен для перекрытия вышележащих неустойчивых пород верхней части Талицкой свиты, изоляции зон реликтовой мерзлоты и пресноводных горизонтов Атлым-Новомихайловского комплекса. Глубина спуска кондуктора рассчитана из условия предотвращения разрыва горных пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Цементируется раствором портландцемента марки ПЦТ1-50. Плотность тампонажного раствора 1,80-1,83 г/см3, цементируется до устья;

- эксплуатационная  колонна  диаметром 178 мм спускается до  глубины 2741 м. Назначение эксплуатационной  колонны - крепление стенок скважины, разобщение проницаемых горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных интервалах. Высота подъёма цементного раствора - 150 м от устья скважины, исходя из условия подъёма цементного раствора на 100 м выше кровли Люлинворской свиты. Цементируется в две ступени. Первая ступень цементируется тампонажным цементом марки ПЦТ1-100, плотностью 1,83-1,85 г/см3. Вторая ступень цементируется облегчённым тампонажным цементом ПЦТ1-50, плотностью 1,5 г/см3.

Принимая во внимание высокую вероятность применения методов гидроразрыва пласта, во время освоения либо в процессе эксплуатации, внутренний диаметр всех элементов эксплуатационной колонны должен быть не менее 127 мм. [23,с.64].

 

3.2. Проблема буровых промывочных растворов

 

Процесс промывки при  современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и решающее влияние на эффективность разрушения горных пород долотом, характер и интенсивность проявления различного рода осложнений аварий. Многолетний опыт бурения показывает, что основным профилактическим средством предотвращения поглощений, прихватов инструмента и приборов, от осыпей и обвалов, нефтегазоводопроявлений в скважинах является соответствующий выбор состава и свойства бурового раствора, режима промывки.

К буровым раствором  предъявляют ряд требований, обусловливающих  как их качество, так и функциональное назначение.

Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции:

1) быть экологически  безопасным, устойчивый к воздействию  электролитов, кислых газов, высокой  температуры и давлению; иметь  стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной  породы (растворение, диспергирование)  в его состав;

2) предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

3) обеспечивать качественное  вскрытие продуктивных пластов;

4) создавать благоприятные  условия для разрушения забоя  долотом;

5) выносить шлам на  поверхность, легко освобождаясь  от него на очистных устройствах;

6) передавать гидравлическую  мощность забойным двигателям;

7) обеспечивать возможность проведения геофизических исследований;

8) облегчать спуско-подъемные  операции. [24,с.4].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Процессы очистки, приготовления  и дегазации буровых промывочных жидкостей  (буровых растворов) занимают важное место среди других процессов строительства и ремонта глубоких скважин. Современная буровая установка немыслима без эффективной системы удаления выбуренной породы и газа из промывочной жидкости. Длительное и многократное воздействие на буровой раствор высоких температур, сдвиговых напряжений, пластовых флюидов требуют не только глубокой очистки раствора от механических примесей, но и непрерывной обработки раствора соответствующими материалами и реагентами, что в свою очередь предполагает оснащение наземной части бурового комплекса соответствующими техническими средствами. Углубление требований к качеству строительства скважин, связанное с истощением месторождений, ужесточение природоохранного законодательства, выход в нефтедобывающие районы со сложными климатическими и геолого-техническими условиями существенно повысили в последние годы уровень требований к технике и технологии очистки и приготовления буровых растворов. Поддержание свойств бурового раствора в заданных пределах особенно важно при вскрытии продуктивных пластов. Огромные затраты, понесенные при сооружении скважины, могут оказаться напрасными, если при вскрытии продуктивного пласта не была приготовлена промывочная жидкость с требуемыми свойствами и не было уделено достаточно внимания работе средств очистки. Трудно переоценить роль средств очистки в обеспечении экологической безопасности процесса бурения. Именно средства очистки и эффективная технология химической обработки раствора обеспечивают минимизацию объемов жидких отходов бурения, позволяют перейти к прогрессивной безамбарной технологии строительства нефтяных и газовых скважин.

В то же время вопросам приготовления и очистки буровых  растворов в специальной литературе уделяется недостаточно внимания. Справочные пособия содержат сведения об устаревшем и снятом с производства оборудовании. В имеющихся публикациях устройство и использование средств очистки и приготовления слабо увязывается с вопросами регулирования компонентного состава буровых промывочных жидкостей и в целом с технологией промывки скважин. [25,с.8].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. М., 2000. 677с.
2. Афанасьева А. В., Горбунов А. Т., Шустеф Н. Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. Москва, «Химия», 1975.  215с.
3. Мирзаджанзаде А.Х., О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев. Основы технологии добычи газа. Москва, Недра, 2003. 880с.
4. Коршак А.А., А.М. Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Москва, «Химия», 2001. 544с.
5. Ибрагимов Г.З., В.А. Сорокин. Химические реагенты для добычи нефти. Санкт-Петербург, «Химия», 1986. 240с.
6. Булатов А.И., Ю.М. Проселков. Технология промывки скважин. Москва, «Химия», 1981. 301с.
7. Басарыгин Ю.М., А.И. Булатов, Ю.М. Проселков.Заканчивание скважин. Москва, «Химия», 2000 .669 с.
8. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. Санкт-Петербург, «Химия», 2000. 653 с.
9. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. Москва, «Химия». 2002. 255 с.
10. Басарыгин Ю.М., А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Бурение нефтяных и газовых скважин . М.,2002. 632 с.
11. Крылов А.С. Бурение дополнительных стволов бездействующих скважин. М., 2002.102 с.
12. Ганджумян Р.А. Инженерный расчеты при бурении глубоких скважин. Москва, «Химия». 2000. 429с.
13. Таранов П.Я Буровзрывные работы . Л., 1964. 256 с.
14. Шаповалов И.К.  Планирование, финансирование и экономическое стимулирование буровых работ.  Л., 1986 .228 с.
15. Справочник бурового мастера. Т.2 . М., 2006  566 с.
16. Калинин А.Г., А.З. Левицкий. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. М., 1998. 435 с.
17. Копылов В.И.  Бурение?.. Интересно! Москва, «Химия». 1981.160 с.
18. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И.Технология бурения нефтяных и газовых скважин . Санкт-Петербург, «Химия», 2001 . 234 с.
19. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., 2002. 632 с.
20. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Санкт-Петербург, «Химия», 1999. 424 с.
21. Иогансен К.В. Спутник буровика 1-2 том . Москва, «Химия».    1990 .303 с.
22. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии . М., 2003 . 160 с.
23. Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин . М., 2002. 115 с.
24. Ибрагимов Г.З.,Сорокин В.А. Химические реагенты для добычи нефти. Москва, «Химия». 1986 . 240 с.
25. Коршак А.А., А.М. Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Санкт-Петербург, «Химия», 2001. 544 с.