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

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

 

Выбор плотности промывочной жидкости

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, кг/м³

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

P_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение силы тяжести, равное 9,81;

L_n – глубина залегания кровли пласта.

Интервал 0-790м

Плотность-1,16 г/см³

Вязкость- 55-60 с

Фильтрация-8-9 см³/30мин

СНС 1мин-15, 10мин-35 мг/см²

Интервал 790-932м

Плотность-1,08 г/см³

Вязкость- 18-20 с

Фильтрация-7-8 см³/30мин

СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см²

Интервал 932-1981м

Плотность-1,10 г/см³

Вязкость- 22-25 с.

Фильтрация-6-7 см³/30мин

СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см²

Интервал 1981-2114м

Плотность – 1,08 г/см³

Вязкость – 24-50 с.

Фильтрация – 3-5 см³/30мин

СНС 1мин - 5-10, 10мин – 10-20 мг/см²

2. Регулирование параметров промывочной жидкости, химическая обработка, утяжеление

 

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

Рассмотрим виды химических реагентов, которыми производиться обработка.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Состав малоглинистого полимерного раствора «Порофлок», % мас.

1. Бентонит 3-4

2. Мел 6-8

3. Унифлок 0,1-0,2

4. КМЦ-ТС 0,8-1,0

5. КССБ 0,1-0,3

6. Сода кальцинированная 0,1

7. ТБФ 0,014

8.ФК-2000 0,3-0,5

9. Вода остальное

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

 

Определим общий объём бурового раствора Q,м³

Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4

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

Q1= n1L1=0,17·50=8,5 м³

Q2= n2L2=0,096·740=71,04 м³

Q3= n3L3=0,049·1080=52,92 м³

Q4= n4L4=0,045·133=5,9 м³

Таким образом общий объём бурового раствора равен

Q=8,5+71,04+52,92+5,9= 138,36 м³

Определим общий объём химреагентов и материалов Q,кг

Q=n1L1+ n2L2+ n3L3+ n4L4

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

Интервал 0-50

Глинопорошок

Q1= n1L1=11,96·50=598 кг

 

КМЦ

Q1= n1L1=0,17·50=8,5 кг

 

Унифлок

Q1= n1L1=0,07·50=3,5 кг

 

Сода каустическая

Q1= n1L1=0,09·50=4,5 кг

Q=598+8,5+3,5+4,5= 614,5 кг

Интервал 50-790

Глинопорошок

Q2= n2L2=6,73·740=4980,2 кг

 

КМЦ

Q2= n2L2=0,10·740=74 кг

 

Унифлок

Q2= n2L2=0,04·740=29,6 кг

 

Сода каустическая

Q2= n2L2=0,05·740=37 кг

Q=4980,2+74+29,6+37=5120,8 кг

Интервал 790-1981

Глинопорошок

Q3= n3L3=1,48·1080=1598,4 кг

 

КМЦ

Q3= n3L3=0,24·1080=259,2 кг

ФК-2000

Q3= n3L3=0,98·1080=1058,4 кг

 

ТБФ(Пента)

Q3= n3L3=0,10·1080=108 кг

 

ГКЖ

Q3= n3L3=0,43·1080=464,4 кг

 

Унифлок

Q3= n3L3=0,07·1080=75,6 кг

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

Интервал 1981-2114

«Порофлок»

Глинопорошок

Q4= n4L4=1,359·133=180,7 кг

 

Мел

Q4= n4L4=2,71·133=360,43кг

 

КМЦ

Q4= n4L4=0,36·133=47,88 кг

Унифлок

Q4= n4L4=0,045·133=5,9 кг

 

КССБ

Q4= n4L4=0,13·133=17,29кг

 

Кальцинированная сода

Q4= n4L4=0,045·133=5,9кг

 

ТБФ

Q4= n4L4=0,008·133=1,064 кг

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

 

Общий объём хим.реагентов Q, кг

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

 

2.2 Первичная очистка бурового раствора

 

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

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

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

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

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1Х5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Сетка имеет частоту колебаний 1600 или 2000 в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12—18°. Вибрационное сито СВ-25—модернизированный вариант сита СВ-2.

Вибросито ВС-1 оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16х0,16; 0,2х0,2; 0,25х0,25; 0,4х0,4 и 0,9х0,9. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая — с наклоном около 5° к горизонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Наибольшая двойная амплитуда 8 мм, частота колебаний ИЗО и 1040 в 1 мин. Рабочая поверхность сетки 2,7 м2. Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16х0,16 до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9х0,9 пропускная способность вибросита превышает 100 л/с. Масса вибросита 1800кг, длина 3м, ширина 1,85м, высота 1,64м.

Вибрационное сито ВС-1 состоит из:

1) станина

2) вибрирующая рама

3) трубы рамы

4) приемная емкость

5) распределители потока

6) клиновый шибер

7) плоские шиберы

8) тумбы

9) цилиндрические пружины

10) вибратор

11) электродвигатель

Библиографический список

1. Ермолаева Л.В., Знаменский А.А. «Буровые промывочные жидкости»/ Метод. указ. к выполнению курсовой работы. Самара,1991. 11с.

2. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. «Справочник по промывке скважин.» М. Недра, 1984. 320с

3. Середа Н.Г., Соловьёв Е.М. «Бурение нефтяных и газовых скважин.» М. Недра, 1988. 360 с.