Буровые промывочные и тампонажные растворы
МИНИСТЕРСТВО
ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра
бурения нефтяных и газовых скважин
КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ
по
дисциплине “Буровые промывочные и тампонажные растворы”
Выполнил:
Нуркаева Э.В.
Проверил:
Конесев Г.В.
УФА-2009
Содержание
Введение
. Исходные данные для выполнения
курсового проекта
.1 Литолого-стратиграфическая
характеристика разреза скважин
.2 Данные по нефтегазоводоносности
разреза с характеристикой пластовых флюидов
.3 Давление и температура по разрезу
скважины
.4 Виды, интервалы и характеристика
осложнений, затраты времени и средств на борьбу с ними
.5 Конструкция скважины
.6 Вид, состав и свойства буровых
промывочных жидкостей по интервалам бурения
.7 Применяемые промывочные жидкости
и их параметры по интервалам бурения
.8 Применяемое оборудование в
циркуляционной системе
.9 Нормы расхода буровых растворов
по интервалам бурения (расчетные)
. Выбор растворов по интервалам
бурения скважин
.1 Анализ используемых в УБР буровых
растворов
.2 Требования к буровым промывочным
растворам
.3 Обоснование выбора типа растворов
по интервалам бурения
2.4 Обоснование
параметров буровых растворов
2.5 Обоснование
рецептур буровых растворов
3. Определение потребного количества
растворов, расхода компонентов по интервалам бурения
. Приготовление буровых растворов
.1 Технология приготовления бурового
раствора
.2 Выбор оборудования для
приготовления растворов
. Управление свойствами растворов в
процессе бурения скважин
.1 Контроль параметров буровых
растворов
.2 Технология и средства очистки
буровых растворов
.3 Управление функциональными
свойствами буровых растворов
. Мероприятия по
санитарно-экологической безопасности применения буровых растворов
.1 Охрана окружающей среды и недр
.2 Охрана труда
Список используемой литературы
Введение
Где бы не происходило бурение скважин, везде
необходимо соблюдать основные требования по проводке ствола скважины. Желаемое
условие бурения - это бурение с постоянной депрессией на пласт. Даже, когда
процесс бурения приостановлен, необходимо соблюдать это условие.
Основополагающей причиной данного явления служит буровой раствор, качественно
приготовленный и подобранный для конкретных условий.
Целью данного курсового проекта является проектирование
рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Чекмагушевского
месторождения. А также определение потребного количества химреагентов по
интервалам бурения. Кроме того, необходимо усвоить управление свойствами
буровых растворов в процессе бурения.
Качественно приготовленный и хорошо подобранный
раствор- это пятьдесят процентов успешного бурения без осложнений и аварий.
скважина флюид раствор бурение
1. Исходные данные для выполнения курсового
проекта
.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
разреза скважин
Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины,
элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
|
Глубина
залегания, м
|
Стратиграфическое
подразделение
|
Элементы
залегания пластов, град.
|
Коэффициент
кавернозности
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
название
|
индекс
|
|
|
|
|
|
|
Угол
|
азимут
|
|
|
0 0
|
10 10
|
Четвертичная
система
|
Q
|
до
1
|
0-360
|
1,21
|
|
10 10
|
180 180
|
Уфимский
ярус
|
P2u
|
-"-
|
-"-
|
1,21
|
|
180
180
|
368 368
|
Кунгурский
ярус
|
P1k
|
-"-
|
-"-
|
1,21
до гл.270м ниже 1,10
|
|
368 368
|
413 415
|
Артинский
ярус
|
P1ar
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
413
415
|
530
537
|
Ассельский
и сакмарский ярусы
|
P1a-s
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
530 537
|
690 703
|
Верхнекаменноугольный
отдел
|
C3
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
690 703
|
810
828
|
Мячковский
горизонт
|
C2mc
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
810
828
|
870 891
|
Подольский
горизонт
|
C2pd
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
870 891
|
936
959
|
Каширский
горизонт
|
C2ks
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
936
959
|
990 1016
|
Верейский
горизонт
|
C2vr
|
-"-
|
-"-
|
1,30
|
|
990 1016
|
1046
1074
|
Башкирский
ярус
|
C2b
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1046
1074
|
1200
1234
|
Серпуховский
ярус
|
С1s
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1200 1234
|
1322 1361
|
Алексинский+михай-ловский+веневский
горизонты
|
C1al+mh+vn
|
до
1
|
0
- 360
|
1,10
|
|
1322 1361
|
1360
1401
|
Тульский
горизонт
|
С1tl
|
-"-
|
-"-
|
1,8
|
|
1360 1401
|
1415 1458
|
Бобриковский+Радаев-ский+Косьвинский
горизонты (ТТНК)
|
C1bb+rd+kosТТНК
|
-"-
|
-"-
|
2,5
|
|
1415
1458
|
1647
1700
|
Турнейский
ярус
|
С1t
|
-"-
|
-"-
|
1,05
|
|
1647
1700
|
1749
1805
|
Фаменский
ярус
|
D3fm
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1749
1805
|
1780
1837
|
Верхнефранский
подъярус
|
D3f-3
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1780 1837
|
1793 1850
|
Мендымский
горизонт
|
D3md
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1793 1850
|
1812 1869
|
Доманиковый
горизонт
|
D3dm
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1812
1869
|
1822
1880
|
Cаргаевский горизонт
|
D3sr
|
-"-
|
-"-
|
1,10
|
|
1822
1880
|
1856
1914
|
Кыновский
горизонт
|
D3kn
|
-"-
|
-"-
|
3,30
|
|
1856
1914
|
1872
1931
|
Пашийский
горизонт
|
D3ps
|
-"-
|
-"-
|
1,50
|
|
1872
1931
|
1890
1949
|
Муллинский
горизонт
|
D2ml
|
-"-
|
-"-
|
1,20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент кавернозности под: Направление -1,21
кондуктор 1,21 эксплуатационную колонну -1,21.
Примечание: 1890 в числителе глубина по
вертикали 1949 в знаменателе глубина по стволу.
Таблица 2. Литологическая характеристика разреза
скважины
|
Индекс
стратиграфич. подразделения
|
Интервал,
м
|
Горная
порода
|
Стандартное
описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура,
текстура, минеральный состав и т.д.)
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
краткое
название
|
%
в интервале
|
|
|
Q
|
0 0
|
10 10
|
Суглинок
Песок Галечник
|
30
50 20
|
Суглинки
и пески, с включениями гальки.
|
|
P2u
|
10 10
|
180 180
|
Глина
Песчаник Известняк Алевролит Мергель Гипс
|
60
14 5 11 8 2
|
Переслаивание
известковистых глин, слабоуплотненных песчаников и алевролитов, с прослоями
глинистых известняков и мергелей. В нижней части с прожилками гипса.
|
|
P1k
|
180
180
|
368 368
|
Ангидрит
Доломит Известняк Мергель Гипс
|
53
30 12 3 2
|
Чередование
ангидритов и доломитов. Ангидриты кристаллические, глинистые, с прожилками
гипса. Доломиты пелитоморфные, с прослоями известняка, включениями гипса и
мергеля.
|
|
P1ar
|
368 368
|
413 415
|
Доломит
Известняк Ангидрит
|
53
37 10
|
Доломиты
и известняки. Доломиты пелитоморфные и тонкокристаллические,
сульфатизированные, с прослоями ангидритов. Известняки органогенные,
глинистые.
|
|
P1a-s
|
413 415
|
530 537
|
Известняк
Доломит
|
62
38
|
Известняки
кристаллические и органогенно-обломочные, плотные, крепкие, прослоями
окремнелые, прослоями доломитизированные и глинистые, с прослоями доломитов
кристаллических и пелитоморфных, глинистых, плотных, крепких, прослоями
окремнелых.
|
|
C3
|
530 537
|
690 703
|
Известняк
Доломит
|
57
43
|
Переслаивание
известняков и доломитов. Известняки скрыто-кристаллические и органогенные;
окремнелые, прослоями доломитизированные. Доломиты тонкокристаллические,
редко кавернозные, сульфатизированные, с включениями ангидритов.
|
|
C2mc
|
690 703
|
810 828
|
Известняк
Доломит
|
60
40
|
Переслаивание
известняков кристаллических, плотных, крепких, прослоями
органогенно-обломочных, окремнелых, глинистых, с прослоями доломитов скрыто и
тонкокристаллических, плотных, участками пористо-кавернозных.
|
|
C2pd
|
810 828
|
870 891
|
Известняк
Доломит
|
61
39
|
Известняки
тонко и скрытокристаллические, плотные, прослоями окремнелые и доломиты
кристаллические, плотные, с включениями кремния.
|
|
C2ks
|
870 891
|
936
959
|
Известняк
Доломит
|
66
34
|
Известняки
тонкокристаллические, пелитоморфные, плотные, прослоями окремнелые, с
прослоями доломитов кристаллических, глинистых, плотных, крепких с
включениями аргиллитов и кремния
|
|
C2vr
|
936
959
|
990 1016
|
Аргиллит
Алевролит Доломит Известняк Песчаник
|
40
15 5 35 5
|
Переслаивание
аргиллитов, алевролитов неравномерно песчанистых до переходящих в песчаники,
известняков органогенно-обломочных, кристаллических и доломитов
кристаллических, плотных, крепких.
|
|
C2b
|
990 1016
|
1046 1074
|
Известняк
Аргиллит
|
95
5
|
Известняки
органогенно-обломоч-ные, плотные, крепкие, слабо-пористые, участками
кавернозные, участками глинистые, с прослоями аргиллитов, с включениями
доломита.
|
|
C1s
|
1046
1074
|
1200
1234
|
Доломит
Известняк
|
80
20
|
Доломиты
кристаллические, сахаровидные, участками окремнелые, участками
пористо-кавернозные, с прослоями доломитизированных известняков
кристаллических.
|
|
C1al+mh+vn
|
1200 1234
|
1322 1361
|
Известняк
Доломит
|
55
45
|
Переслаивание
известняков кристаллических, прослоями органогенно-обломочных, плотных,
крепких, прослоями окремнелых, сульфатизированных и доломитов
кристаллических, плотных, крепких, с включениями аргиллита.
|
|
C1tl
|
1322 1361
|
1360
1401
|
Известняк
Аргиллит Алевролит Мергель
|
70
10 10 10
|
Известняки
глинистые, плотные, часто окремнелые, трещиноватые, с прослоями в нижней
части аргиллита, алевролита и мергеля.
|
|
C1bb+rd+kos ТТНК
|
1360 1401
|
1415 1458
|
Песчаник
Алевролит Аргиллит Угл. сланец
|
35
30 20 15
|
Переслаивание
песчаников мелкозернистых, аргиллитов, алевролитов и углистых сланцев,
плотных, крепких, в верхней части песчаники нефтенасыщенные.
|
|
С1t
|
1415
1458
|
1647
1700
|
Известняк
Доломит Аргиллит Мергель
|
80
6 10 4
|
Известняки
мелкокристаллические, пелитоморфные, плотные, крепкие, глинистые,
сульфатизированные, пористые, пористо-кавернозные, с прослойками
незначительными аргиллита, доломита и мергеля.
|
|
D3fm
|
1647
1700
|
1749
1805
|
Известняк
Аргиллит Угл. сланец Мергель
|
80
10 5 5
|
Известняки
кристаллические, пелитоморфные, органогенно-обломочные,
перекристаллизованные, окремнелые, пористые, пористо-кавернозные, прослоями
глинистые, с прослойками аргиллитов, мергеля и углистых сланцев.
|
|
D3fr3
|
1749
1805
|
1780
1837
|
Известняк
|
100
|
Известняки
тонкокристаллические, участками органогенно-обломочные, доломитизированные, с
прослоями брекчии и брекчевидных известняков.
|
|
D3md
|
1780 1837
|
1793 1850
|
Известняк
|
Известняки
кристаллические, глинистые, плотные, крепкие, прослоями окремнелые,
битуминозные, с прослойками доломитов и углистых сланцев.
|
|
D3dm
|
1793 1850
|
1812 1869
|
Известняк
Аргиллит Сланец
|
70
20 10
|
Известняки
органогенно-обломоч-ные окремнелые, битуминозные, с прослоями кремнисто-глинистых
сланцев и аргиллитов.
|
|
D3sr
|
1812
1869
|
1822
1880
|
Известняк
|
100
|
Известняки
мелкокристаллические, плотные, крепкие.
|
|
D3kn
|
1822
1880
|
1856
1914
|
Аргиллит
Песчаник Алевролит Известняк
|
60
10 15 15
|
Аргиллиты
слоистые, часто переслаивающиеся с алевролитами глинистыми, песчаниками
тонкозернистыми, с редкими прослоями известняка органогенно-обломочного,
трещиноватого, плотного, крепкого.
|
|
D3ps
|
1856
1914
|
1872
1931
|
Песчаник
Алевролит Аргиллит
|
35
15 50
|
Песчаники
кварцевые, участками глистые. Аргиллиты оскольчато-слоистые. Алевролиты
глинистые, плотные, крепкие.
|
|
D2ml
|
1872
1931
|
1890
1949
|
Песчаник
Аргиллит Известняк
|
60
30 10
|
В
кровле известняки органогенно-обломочные, сильноглинистые, песчаники
мелкозернистые, с прослоями аргиллитов.
|
|
|
|
|
|
|
|
.2 Данные по нефтегазоводоносности
разреза с характеристикой пластовых флюидов
Таблица 3. Нефтеносность
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Тип
коллектора
|
Плотность,
г/см3
|
Подвижность,
Д на сП
|
Содержание
серы, % по весу
|
Содержание
парафина, % по весу
|
Свободный дебит м3/сут
|
Параметры
растворенного газа
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газовый
фактор, м3/м3
|
содержание
сероводорода, %
|
содержание
углекислого газа, %
|
относительно
по воздуху плотность газа
|
коэффициент
сжимаемости
|
давление
насыщения в пластовых условиях, кгс/см2
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
в
пластовых условиях
|
после
дегазации
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C1bb
|
1360
1401
|
1370
1411
|
гранулярный
|
0,886
|
0,915
|
<0,03
|
2,90
|
5,5
|
до
2,3
|
10,3
|
не
обн.
|
Не
обн
|
1,626
|
-
|
19
|
|
C1t
|
1415
1458
|
1450 1495
|
пористо-кавернозный
|
0,891
|
0,901
|
<0,03
|
3,4
|
3,60
|
до
2,3
|
14,0
|
не
обн
|
не
обн
|
1,469
|
-
|
32
|
|
D3kn
|
1830 1888
|
1856 1914
|
гранулярный
|
0,868
|
0,904
|
<0,03
|
3,5
|
3,10
|
до
2,3
|
24,5
|
необн.
|
не
обн.
|
1,431
|
-
|
92
|
|
D3ps
|
1862
1920
|
1872
1931
|
гранулярный
|
0,873
|
0,901
|
<0,03
|
3,07
|
2,70
|
до
2,3
|
23,1
|
необн.
|
не
обн.
|
1,163
|
-
|
82
|
Таблица 4. Газоносность
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Тип
коллектора
|
Состояние
(газ, конденсат)
|
Содержание,
% по объему
|
Относительная
по воздуху плотность газа
|
Коэффициент
сжимаемости газа в пластовых условиях
|
Свободный
дебит, м3/сут
|
Плотность
газоконденсата, г/см3
|
Фазовая
проницаемость,
мД
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
|
сероводорода
|
углекислого
газа
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
в
пластовых условиях
|
на
устье скважины
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
|
Н
е о ж и д а е т с я
|
Таблица 5. Водоносность
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Тип
коллектора
|
Плотность,
г/см3
|
Свободный
дебит, м3/сут
|
Химический
состав воды в мг-эквивалентной форме
|
Степень
минерализации, г/л
|
Тип
воды по Сулину
|
Относится
к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
|
|
анионы
|
катионы
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
    К + 
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q - P2u
|
0 0
|
150 150
|
гранулярный
|
1,00
|
-
|
0,1
|
0,38
|
3,92
|
0,2
|
0,9
|
3,3
|
8,82
|
ГКМ
|
да
|
|
C2vr
|
950 974
|
960 984
|
-«-
|
1,150
|
-
|
Вода
cоленая,
минерализованная до 150мг/л
|
ХЛК
|
нет
|
|
C1s
|
10461074
|
1200 1234
|
пористо-кавернозный
|
1,153
|
-
|
345
|
2,5
|
0,4
|
289
|
20
|
38
|
695
|
ХЛК
|
нет
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: Согласно «Проекта разработки
Чекмагушевского нефтяного месторождения» граница пресноводного комплекса на
глубине 80м.
1.3 Давление и температура по разрезу скважины
Таблица 6. (в графах 6, 9, 12, 15, 17
проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПРГ -
прогноз, РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Градиент
давления
|
Температура
в конце интервала
|
|
|
|
пластового
|
порового
|
гидроразрыва
пород
|
горного
давления
|
|
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кгс/см2
на м
|
источник получения
|
кгс/см2
на м
|
источник получения
|
кгс/см2
на м
|
источник получения
|
кгс/см2
на м
|
источник
получения
|
°C
|
источник получения
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
От
(верх)
|
до
(низ)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q
|
0 0
|
10 10
|
-
|
0,100
|
ПРГ
|
-
|
0,125
|
ПРГ
|
0
|
0,191
|
ПРГ
|
0
|
0,23
|
ПРГ
|
-
|
-
|
|
|
P2u
|
10 10
|
180 180
|
0,100
|
0,100
|
-"-
|
0,125
|
0,125
|
ПРГ
|
0,191
|
0,191
|
ПРГ
|
0,23
|
0,23
|
ПРГ
|
2,6
|
ПРГ
|
|
|
P1k
|
180 180
|
368 368
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
0,23
|
0,24
|
-"-
|
5
|
-"-
|
|
|
P1ar
|
368 368
|
413 415
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
0,24
|
0,25
|
-"-
|
6
|
-"-
|
|
|
P1a-s
|
413 415
|
530 537
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
0,25
|
0,25
|
-"-
|
8
|
-"-
|
|
|
C3
|
530 537
|
690 703
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
11
|
-"-
|
|
|
C2mc
|
690 703
|
810 828
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
13
|
|
|
C2pd
|
810 828
|
870 891
|
0,100
|
0,100
|
ПРГ
|
-
|
-
|
-
|
0,191
|
0,191
|
ПРГ
|
0,25
|
0,26
|
ПРГ
|
14
|
ПРГ
|
|
C2ks
|
870 891
|
936 959
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
0,26
|
0,26
|
-"-
|
15
|
-"-
|
|
C2vr
|
936 959
|
990 1016
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
0,125
|
0,125
|
ПРГ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
16
|
-"-
|
|
C2b
|
990 1016
|
1046
1074
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
17
|
-"-
|
|
C1s
|
1046 1074
|
1200 1234
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
20
|
-"-
|
|
C1al+mh+vn
|
1200 1234
|
1322 1361
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
22
|
-"-
|
|
C1tl
|
1322 1361
|
1360 1401
|
0,100
|
0,099
|
РФЗ
|
|
|
|
0,191
|
0,190
|
РФЗ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
23
|
-"-
|
|
C1bb+rd+kosТТНК
|
1360 1401
|
1415 1458
|
0,099
|
0,099
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
0,190
|
0,190
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
27
|
-"-
|
|
С1t
|
1415 1458
|
1647 1700
|
0,099
|
0,100
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
0,190
|
0,188
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
29
|
-"-
|
|
D3fm
|
1647 1700
|
1749 1805
|
0,100
|
0,100
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
0,188
|
0,188
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
30
|
-"-
|
|
D3fr3
|
1749
1805
|
1780
1837
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
30
|
-"-
|
|
D3md
|
1780 1837
|
1793 1850
|
0,100
|
0,100
|
РФЗ
|
-
|
-
|
-
|
0,188
|
0,188
|
ПРГ
|
0,26
|
0,26
|
ПРГ
|
30
|
ПРГ
|
|
D3dm
|
1793 1850
|
1812 1869
|
-"-
|
-"-
|
РФЗ
|
-
|
-
|
-
|
0,188
|
0,188
|
ПРГ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
31
|
РФЗ
|
|
D3sr
|
1812 1869
|
1822 1880
|
0,100
|
0,093
|
РФЗ
|
-
|
-
|
-
|
0,188
|
0,181
|
ПРГ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
32
|
-"-
|
|
D3kn
|
1822 1880
|
1856 1914
|
0,093
|
0,097
|
РФЗ
|
0,130
|
0,130
|
ПРГ
|
0,181
|
0,185
|
РФЗ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
35
|
-"-
|
|
D3ps
|
1856 1914
|
1872
1931
|
0,097
|
0,100
|
РФЗ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
0,185
|
0,188
|
РФЗ
|
-"-
|
-"-
|
-"-
|
35
|
-"-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.4 Виды, интервалы и характеристика осложнений,
затраты времени и средств на борьбу с ними
Таблица 7. Поглощение бурового раствора
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Максимальная
интенсивность поглощения, м3/ч
|
Статический
уровень при его максимальном снижении, м
|
Имеется
ли потеря циркуляции (да, нет)
|
Условия возникновения
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q-P2u
|
0 0
|
150 150
|
50
|
-
|
да
|
при
вскрытии проницаемых песчаников
|
|
C1s
|
1046
1074
|
1200
1234
|
50
|
-
|
да
|
при
вскрытии пористо-кавернозных и трещинноватых долмитов Рстолба
пром..жидкости>Рпл
|
Таблица 8. Осыпи и обвалы стенок скважины
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Буровые
растворы, применявшиеся ранее
|
Время
до начала осложнения, сут.
|
Мероприятия
по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
|
|
От
(верх)
|
до
(низ)
|
тип
раствора
|
плотность,
г/см3
|
дополнительные
данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
|
|
|
|
Q-P2u
|
0 0
|
150 150
|
Гл.
р-р
|
1,24
|
Для
предотвращения разрушения стенок скважины повысить плотность и уменьшить
фильтрацию глинистого раствора
|
сразу
после вскрытия
|
проработка,
промывка ствола скважины
|
|
C2vr
|
950 974
|
960 984
|
Техн.
вода
|
1,00
|
-
|
1,5
|
-«-
|
|
С1
tl+ bb+rd+cos
|
1322 1361
|
1415 1458
|
Гл.
р-р
|
1,24
|
Для
предотвращения разрушения стенок скважины повысить плотность и уменьшить
фильтрацию глинистого раствора
|
2,0
|
-«-
|
|
D3kn+ps
|
1830 1888
|
1890 1949
|
Гл.
р-р
|
1,24
|
-«-
|
3,0
|
-«-
|
Таблица 9. Нефтегазоводопроявления
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Вид
проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат-газ)
|
Условия
возникновения
|
Характер
проявления
|
|
От
(верх)
|
до
(низ)
|
|
|
|
|
Q-P2u
|
0 0
|
150 150
|
вода
|
при
Рпл>Рстолба промывочной жидкости
|
слабый
перелив на устье
|
950 974
|
960 984
|
вода
|
-"-
|
Осолонение
воды
|
|
C1s
|
1046 1074
|
1200 1234
|
вода
|
-"-
|
перелив
пластовой воды на устье
|
|
C1bb
|
1360 1401
|
1370 1411
|
нефть
|
-"-
|
пленка
нефти на растворе
|
|
C1t
|
1415 1458
|
1450 1495
|
нефть
|
-"-
|
-"-
|
|
D3kn
|
1830 1888
|
1856 1914
|
нефть
|
-"--
|
-"-
|
|
D3ps
|
1862 1920
|
1872 1931
|
нефть
|
-"-
|
-"-
|
Таблица 10. Прихватоопасные зоны
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал,
м
|
Вид
прихвата (перепад давления, заклинка и т.д.)
|
Раствор,
при применении которого произошел прихват
|
Наличие
ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)
|
Условия
возникновения
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
тип
|
плотность,
г/см3
|
водоотдача,
см3/30 мин
|
смазывающие
добавки (название)
|
|
|
|
|
Q-P2u
|
0 0
|
150 150
|
заклинка,
сальникообразование
|
гл.
р-р
|
>1,24
|
>45
|
-
|
да
|
отклонение
параметров бурового раствора от проектных: плохая очистка от шлама
|
|
C2vr
|
950 974
|
960 984
|
-"-
|
вода
|
1,00
|
-
|
-
|
-"-
|
-"-
|
|
С1
tl+ bb+rd+cos
|
1322 1361
|
1415 1458
|
-"-
|
гл.
р-р
|
>1,24
|
>10
|
ИКБ-4В
|
-"-
|
-"-
|
|
D3kn+ps
|
1830 1888
|
1890 1949
|
-"-
|
гл.
р-р
|
>1,24
|
>10
|
ИКБ-4В
|
-"-
|
-"-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.5 Конструкция скважины
Чекмагушевское нефтяное месторождение
расположено в Чекмагушевском районе Республики Башкортостан, отнесенного к зоне
континентального климата. Горно-геологический разрез представлен породами
четвертичного и палеозойского возрастов. Разрез включает в себя суглинки,
супеси, глины, пески, аргиллиты, песчаники, алевролиты, известняки, доломиты,
ангидриты, гипсы, мергели. Основными осложнениями при бурении скважин являются:
обвалы и размывы горных пород четвертичных, уфимских, верейских отложений,
отложений терригенной толщи нижнего карбона и девона. Поглощения промывочной
жидкости возможны при проходке четвертичных, уфимских и серпуховских
отложений. Водопроявления возможны при бурении четвертичных, уфимских,
верейских и серпуховских отложений. Нефтепроявления ожидаются при проходке
карбонатов турнейского яруса, песчаников терригенных толщ нижнего карбона и
девона. Данным проектом планируется вскрытие отложений терригенной толщи
девона, с последующим испытанием.
С целью обеспечения надежности бурения,
уменьшения или полного исключения риска возникновения аварийных ситуаций и
осложнений при бурении скважин запроектирована конструкция скважин, при этом
назначение обсадных колонн следующее:
- направление Æ
323,9 мм - 50 м - изолирует пресноводный комплекс, перекрывает поглощающий
горизонт, закрепляет зоны обвалов и осыпей и предупреждает прихват бурильной
колонны;
- кондуктор Æ
244,5 мм - 270 м - перекрывает гипсы кунгурского яруса, изолирует пресноводный
комплекс в интервале 50-80 м, перекрывает поглощающий горизонт, закрепляет
обваливающиеся породы и предупреждает прихват бурильной колонны в интервале
50-150 м. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два
плашечных превентора ПП-230х35). Глубина установки башмака кондуктора
рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации
нефтепроявлений;
- эксплуатационная колонна Æ
146,1 мм - 1949 м - спускается для разобщения продуктивного горизонта от всех
остальных пород и проведения испытания эксплуатационного объекта, служит
основанием для монтажа устьевой арматуры и предназначена для выполнения
геолого-технических задач, возложенных на скважины. Перед перфорацией на
эксплуатационную колонну устанавливается один малогабаритный плашечный
превентор ПТМ-156х21. До начала работ по вызову притока устье скважины
оборудуют устьевой арматурой АУШГН-146х14. Перед свабированием на колонну
устанавливается один малогабаритный плашечный превентор ППР-60х7.
Следовательно, проектная конструкция скважин
полностью соответствует горно-геологическим условиям бурения и обеспечивает
надежность процесса строительства на всех этапах.
1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных
жидкостей по интервалам бурения
Тип бурового раствора выбирается в первую
очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой
физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них
флюидов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой.
а) При бурении под направление и кондуктор
(интервалы 0-50 м, 50-270 м) применяется глинистый раствор, приготовленный из
куганакского глинопорошка, обработанный кальцинированной содой в массовых долях
0,3 % (3 кг на 1м3 раствора) и КМЦ-700 в массовых долях 0,5 % (5 кг
на 1 м3 раствора).
Параметры раствора: плотность 1,14 г/см3,
условная вязкость 30-36 с, показатель фильтрации ≤ 15 см3/ 30
мин.
б) Бурение под эксплуатационную колонну
(270-1949 м).
Бурение в интервале 270-1300 м ведется на
технической воде, обработанной смазочной добавкой ФК-2000 в массовых долях 0,5
% (5 кг на 1 м3 раствора).
В интервале 1300-1822 м бурение производится с промывкой
полигликолевым ингибированным буровым раствором (ПИБР).
Содержание реагентов в растворе следующее (в
массовых долях):
Кальцинированная сода 0,6 % (6 кг на 1 м3
раствора);
Celpol
SL 0,4 % (4 кг на 1 м3
раствора);
Гликойл 3 % (30 кг на 1 м3 раствора);
KCl 5% (50 кг
на 1 м3 раствора);
ФК-2000 0,75 % (7,5 кг на 1 м3
раствора);
ФХЛС-МН 0,75 % (7,5 кг на 1 м3
раствора);
ПЭС-1 0,1% (1 кг на 1 м3 раствора).
Технология приготовления глинистого
полигликолевого бурового раствора заключается в следующем. В глинистый раствор,
приготовленный из куганакского глинопорошка исходной плотностью 1,12 г/см3,
обработанный кальцинированной содой, последовательно вводят Celpol
SL, хлористый калий,
смазочную добавку ФК-2000 и гидрофобизирующую добавку Гликойл. При необходимости
для снижения вязкости предусмотреть обработку ФХЛС-МН, а для предотвращения
пенообразования - обработку реагентом ПЭС-1.
Параметры раствора: плотность 1,12 г/см3,
условная вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин,
статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 7-11 и 21-26 дПа,
рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПа×с, динамическое
напряжение сдвига 11-16 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.
При бурении в интервале 1822-1949 м применяется
буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным
утяжелителем до плотности 1,25 г/см3.
Параметры раствора: плотность 1,25 г/см3,
условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин,
статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа,
рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПа×с, динамическое
напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.
.7 Применяемые промывочные жидкости и их
параметры по интервалам бурения
Таблица 11. Типы и параметры буровых растворов
|
Название
(тип) раствора
|
Интервал,
м
|
Параметры
бурового раствора
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
плотность,
г/см3
|
условная
вязкость, с
|
водоотдача,
см3/ 30мин
|
СНС,
дПа через, мин
|
корка,
мм
|
содержание
твердой фазы, %
|
рН
|
минерализация,
г/л
|
пластическая
вязкость, мПа·с
|
динамическое
напряжение сдвига, дПа
|
плотность
до утяжеления, г/см3
|
|
|
|
|
|
|
1
|
10
|
|
коллоидной
(активной) части
|
песка
|
всего
|
|
|
|
|
|
|
Глинистый
|
0
|
270
|
1,14
|
30-36
|
≤15
|
30
|
50
|
1,0
|
1-2
|
1,5-2
|
20-25
|
8-9
|
|
7-9
|
15-18
|
-
|
|
Техническая
вода
|
270
|
1300
|
1,00
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-
|
|
Глинистый
полигликолевый ингибированный
|
1300
|
1822
|
1,12
± 0,02
|
30-35
|
4-5
|
6-10
|
20-25
|
0,5
|
1-2
|
1,5-2
|
20-22
|
8-9
|
|
20-25
|
10-15
|
-
|
|
Глинистый
полигликолевый ингибированный
|
1822
|
1949
|
1,25±
0,02
|
35-40
|
5-6
|
8-12
|
22-27
|
0,5
|
1-2
|
1,5-2
|
20-22
|
8-9
|
|
21-26
|
12-17
|
1,12
|
Примечания: 1. Основным руководящим документом
при выборе рецептур и нормировании показателей является «Регламент буровых
растворов при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин на
Чекмагушевском нефтяном месторождении. ООО «ИПЦ ИНТЕХ», 2006 г.
1.8 Применяемое оборудование в
циркуляционной системе
Таблица 12. Оборудование для
приготовления и очистки буровых растворов
|
Название
|
Типоразмер
или шифр
|
Количество,
шт.
|
ГОСТ,
ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление
|
Использование
очистительных устройств
|
|
|
|
|
ступенчатость
очистки: 1-вибросито; 2- 1+пескоотдел.; 3- 2+илоотделит; 4- 3+центрифуга
|
интервал,
м
|
|
|
|
|
|
От
(верх)
|
до(низ)
|
|
1.Циркуляционная
система:
|
1ЦС
БУ 2500
|
1
|
ТУ
26-02-887-89Э
|
3
|
0
|
1949
|
|
-
блок очистки раствора
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
блок промежуточный
|
2х20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
блок приемный
|
20м
3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
блок для химреагентов
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
доливная емкость
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
водонапорная емкость
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
сито вибрационное
|
СВ-1Л
|
2
|
ТУ
26-02-1138-91
|
|
|
|
|
-
дегазатор
|
ДВС-2К
|
1
|
ТУ
39-01-083Д1-677-84
|
|
|
|
|
-
пескоотделитель
|
ГЦК-360
|
1
|
|
|
|
|
|
-
гидроциклон
|
ПГ-45-У2
|
1
|
ТУ
48-1313-59-89Е
|
|
|
|
|
-
илоотделитель гидроциклонный
|
ИГ-45М
|
1
|
ТУ
26-02-858-79
|
|
|
|
|
-
насос шламовый
|
ВШН-150
|
1
|
ОСТ
28-08-048-73
|
|
|
|
|
-
устройство перемешивающее гидравлическое
|
4УПГ
|
2
|
ТУ
26-02-442-72
|
|
0
|
1949
|
|
2.
Блок приготовления раствора
|
БПР-2
|
2
|
ТУ
39-01-443-79
|
|
|
|
|
3.
Глиномешалка
|
МГ2-4Х
|
1
|
ТУ
39-01-1421-89
|
|
|
|
|
4.
Глинозагрузчик
|
ПМП-1
|
1
|
|
|
|
|
Примечание. Приемные емкости оборудованы
автоматической сигнализацией уровня жидкости.
1.9 Нормы расхода буровых растворов по
интервалам бурения (расчетные)
Таблица 13. Потребность бурового раствора и
компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления
|
Интервал,
м
|
Коэффициент
запаса раствора на поверхности
|
Название
(тип) бурового раствора и его компонентов
|
Нормы
расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг/м3
в интервале
|
Потребность
бурового раствора, м3 и его компонентов, кг
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
|
величина
|
источник
нормы
|
поправочный
коэффициент
|
на
запас на поверхности
|
на
исходный объем
|
на
бурение интервала
|
суммарная
в интервале
|
|
0
|
50
|
|
Глинистый
раствор
|
0,83
|
нормы
Башнипинефть
|
|
|
|
41,5
|
41,5
|
|
|
|
Техническая
вода
|
0,99
|
-“-
|
|
|
|
|
41,1
|
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
261,792
|
-“-
|
|
|
|
|
10864
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
3
|
регламент
|
|
|
|
|
125
|
|
|
|
КМЦ-700
|
5
|
-“-
|
|
|
|
|
208
|
|
50
|
270
|
|
Глинистый
раствор
|
0,46
|
нормы
Башнипинефть
|
|
|
|
101,2
|
101,2
|
|
|
|
Техническая
вода
|
0,99
|
-“-
|
|
|
|
|
100,2
|
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
261,792
|
-“-
|
|
|
|
|
26493
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
3
|
регламент
|
|
|
|
|
304
|
|
|
|
КМЦ-700
|
5
|
-“-
|
|
|
|
|
506
|
|
270
|
1300
|
|
Техническая
вода
|
0,24
|
нормы
Башнипинефть
|
|
|
61,1
|
247,2
|
308,3
|
|
|
|
ФК-2000
|
5
|
регламент
|
|
|
|
|
1542
|
|
Переход
с бурения водой на другой раствор
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1300
|
1822
|
|
Глинистый
полигликолевый ингибированный
|
0,24
|
нормы
Башнипинефть
|
|
|
106,7
|
232,0
|
|
|
|
Техническая
вода
|
1,01
|
-“-
|
|
|
|
|
234,3
|
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
225,504
|
-“-
|
|
|
|
|
52317
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
6
|
регламент
|
|
|
|
|
1392
|
|
|
|
Celpol SL
|
4
|
-“-
|
|
|
|
|
924
|
|
|
|
Гликойл
|
30
|
-“-
|
|
|
|
|
6960
|
|
|
|
Хлористый
калий
|
50
|
-“-
|
|
|
|
|
11600
|
|
|
|
ФК-2000
|
7,5
|
-“-
|
|
|
|
|
1740
|
|
|
|
ФХЛС-МН
|
7,5
|
-“-
|
|
|
|
|
1740
|
|
|
|
ПЭС-1
|
1
|
-“-
|
|
|
|
|
232
|
|
1822
|
1949
|
|
Глинистый
полигликолевый ингибированный
|
0,24
|
нормы
Башнипинефть
|
|
|
|
|
30,5
|
|
|
|
Техническая
вода
|
1,01
|
-“-
|
|
|
|
|
30,8
|
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
225,504
|
-“-
|
|
|
|
|
6878
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
6
|
регламент
|
|
|
|
|
183
|
|
|
|
Celpol SL
|
4
|
-“-
|
|
|
|
|
122
|
|
|
|
Гликойл
|
30
|
-“-
|
|
|
|
|
915
|
|
|
|
Хлористый
калий
|
50
|
-“-
|
|
|
|
|
1525
|
|
|
|
ФК-2000
|
7,5
|
-“-
|
|
|
|
|
229
|
|
|
|
ФХЛС-МН
|
7,5
|
-“-
|
|
|
|
|
229
|
|
|
|
ПЭС-1
|
1
|
-“-
|
|
|
|
|
31
|
|
|
|
Карбонатный
утяжелитель
|
258
|
расчет
|
|
|
|
|
41357
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин
.1 Анализ используемых в УБР
буровых растворов
С точки зрения бурового предприятия
данная гамма буровых растворов подобрана вполне правильно и целесообразно. При
проводке основного ствола скважины используется глинистый раствор. Он
удовлетворяет общепринятым требованиям при бурении: обеспечивает необходимую
репрессию на пласт, поддерживает гидростатическое давление в скважине, очищает
забой от шлама и т.д. Основой в глинистом растворе является куганакский
глинопорошок. Он применяется для структурообразования и увеличения плотности
промывочной жидкости. Кальцинированная сода Na2CO3. - порошок
марки Б или I-III сортов (при изготовлении из нефилинового сырья). Добавляется
в промывочную жидкость в сухом или в виде водного раствора 5-10%-ой
концентрации. Сильная щелочь применяется при модификации глинопорошков и
утяжелителя. Поставка в мешках массой 40-50 кг. Гарантийный срок годности 3-6
месяцев (зависит от завода-изготовителя). Вводится для повышения устойчивости
стенок скважины и связи ионов Са
и Мg в процессе бурения.
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, Tylose.
Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового
цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится
в соответствии с ТУ 6-55-40-90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг.
Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов (для
снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости).
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.
ФК-2000 - смазочная добавка вводится с целью
снижения коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств
технической воды.
Полигликолевый ингибированный буровой раствор
(ПИБР) - для вскрытия продуктивного пласта. Его готовят на основе суспензии
куганакского глинопорошка. Основным компонентом является полигликоль, придающий
глинистому раствору высокие стабилизирующие смазочные, ингибирующие,
поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства.
Хлористый калий - предназначен для эффективного
повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых
сланцах различного состава. Вводится для усиления ингибирующих свойств.
ФХЛС-МН - вводится при необходимости снижения
структурно-реологических свойств (условной вязкости, статического напряжения
сдвига), разжижения раствора (понизитель вязкости).
ПЭС-1 - применяется для предотвращения
пенообразования.
Карбонатный утяжелитель - для повышения
плотности раствора до значений, соответствующих требованиям ГТН.
В связи с высокой механической скоростью при
бурении под кондуктор, интенсивным кавернообразованием, фильтрационными
процессами могут возникнуть затруднения в обеспечении восполнения объема
расходуемого бурового раствора. Поэтому рекомендуется заранее приготовить
буровой раствор в запасных емкостях в необходимом для обеспечения непрерывности
углубления скважины количестве.
2.2 Требования к буровым промывочным растворам
В процессе проводки скважины раствор должен
выполниять следующие основные функции:
очищать скважину от частиц выбуренной породы;
удерживать частички шлама во взвешенном
состоянии при остановке циркуляции;
- охлаждать долото и облегчать разрушение горной
породы в призабойной зоне;
оказывать физико-химическое воздействие на
стенки скважин для предупреждения их разрушения;
передавать энергию забойным двигателям;
обеспечивать сохранение естественной
проницаемости пласта.
Тип бурового раствора выбирается в первую
очередь из условий обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой
физико-химическми свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них
флюидов, пластовым и горным давлениеми, забойной температурой.
Качество бурового раствора должно обеспечивать
успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное
вскрытие продуктивного пласта.
Используемый буровой раствор и химические
реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения
охраны окружающей природной среды.
Система очистки бурового раствора должна
обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе
избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.
2.3 Обоснование выбора типа растворов по
интервалам бурения
При проходке интервала под направление и
кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники,
поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей
смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать
сохранение устойчивости стенок скважины.
В качестве бурового раствора при бурении под
направление и кондуктор (интервалы 0-50 м, 50-270 м) предусматривается
использовать стандартный глинистый раствор, приготовленный из куганакской
глины, маломинерализованной технической воды, кальцинированная соды и КМЦ-700.
Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для
увеличения рН до 8-9 и более, в буровой раствор следует добавлять
кальцинированную соду Na2CO3.
Высоковязкая полианионная целлюлоза КМЦ-700
идеально подходит для снижения водоотдачи и увеличений вязкости глинистых
растворов (обладает загущающим действием).
Данный тип вполне приемлем для бурения данной
площади. Если в процессе бурения корректно регулировать свойства (плотность
1,14 г/см3, условная вязкость 30-36 с, показатель фильтрации ≤
15 см3/ 30 мин) бурового раствора, то можно бурить до глубины 270 м.
При бурении под эксплуатационную колонну в
интервале 270-1300м, следует перейти на техническую воду, обработанную ФК-2000.
Вода имеет ряд преимуществ перед другими буровыми растворами (неглубокие
скважины до 1700м с устойчивыми неглинистыми породами): улучшение буримости
вследствие повышения эффективности работы долота и турбобура, исключение
трудоемких вспомогательных работ по приготовлению и обработке растворов (не
требуется буровой раствор с повышенной плотностью, регулируемой водоотдачей).
В интервале 1300-1822м необходимо
перейти с бурения водой на глинистый полигликолевый ингибированный раствор для
изменения свойств бурового раствора до (плотность 1,12 
0.02 г/см3
, условная
вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин,
статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа,
рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПа×с, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа,
липкость глинистой корки 3,5-4,5 град). Вязкость и структурно - механические
свойства раствора регулируют добавлением куганакской глины (придание раствору
тиксотропных свойств, формирование фильтрационной корки), воды, а водоотдачу
раствора добавлением водного раствора высоковязкой полианионной целлюлозы марки
Celpol SL.(для
стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора). Снижение жесткости и
повышение Рн водной фазы обеспечивает карбонат калия или гидроокись калия.
Полигликоль - в качестве смазочной и ингибирующей добавки.
При бурении 1822-1949м следует довести свойства
бурового раствора из предыдущего интервала бурения до (плотность 1,25 г/см3,
условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин,
статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа,
рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПа×с, динамическое
напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.), утяжелив
карбонатным утяжелителем до плотности 1,25 г/см3.
Данные растворы грамотно подобраны и оправдывают
себя, так как затраты на химреагенты минимальны, не нужны дополнительные
емкости. (исходный раствор - основа, при бурении нижележащих интервалов
добавляются только различные присадки).
2.4 Обоснование параметров буровых растворов
В связи с опасностью проявлений строго
нормируется плотность раствора; остальные параметры проектируются, исходя из
имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения. Интервалы совместимы по
условиям бурения.
Обоснование плотности производится с учетом
возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления
пластов.
где h
- глубина залегания кровли пласта, м
к - коэффициент превышения давления в скважине
над пластовым.
к = 1,1÷1,15, при
h < 1200 м
к = 1,05÷1,07, при
1200 < h < 2500 м
Бурение под кондуктор:
г/см3.
Для предотвращения осыпей обвалов, а
так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность
бурового раствора: 
=1.12 г/см3.
В интервале от 270-1300м бурение
ведется на технической воде =1 г/см3.
В интервале от 1300м -1822м ρ=1.12 г/см3.
В интервале 1822-1949м ρ= 1.25г/см3.
Плотность бурового раствора в
указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и
опыта ведения буровых работ на месторождении и в регионе в целом принимаем r=1120 кг/м³
2.5 Обоснование рецептур
буровых растворов
Таблица 14. «Технологическая
карта поинтервальной обработки растворов при бурении скважин на Чекмагушевском
месторождении»
|
Интервал
бурения, м
|
Наименование
компонента раствора
|
Цель
применения компонента
|
Норма
расхода кг/м
|
|
|
0
|
50
|
Куганакский
глинопорошок
|
Плотность,
структура
|
261,792
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
для
увеличения рН
|
3
|
|
|
|
КМЦ-700
|
для
снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости
|
5
|
|
|
50
|
270
|
Куганакский
глинопорошок
|
Плотность,
структура для увеличения рН
|
261,792
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
|
3
|
|
|
|
КМЦ-700
|
для
снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости
|
5
|
|
|
270
|
1300
|
ФК-2000
|
Снижение
коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств
технической воды.
|
5
|
|
|
1300
|
1822
|
Куганакский
глинопорошок
|
Плотность,
структура
|
225,504
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
для
увеличения рН
|
6
|
|
|
|
Celpol SL
|
для
стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора
|
4
|
|
|
|
Гликойл
|
высокие
стабилизирующие смазочные, ингибирующие, поверхностноактивные и
гидрофобизирующие свойства.
|
30
|
|
|
|
Хлористый
калий
|
для
усиления ингибирующих свойств.
|
50
|
|
|
|
ФК-2000
|
Снижение
коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств
технической воды.
|
7,5
|
|
|
|
ФХЛС-МН
|
при
необходимости снижение структурно-реологических свойств (условной вязкости,
статического напряжения сдвига), разжижения раствора (понизитель вязкости).
|
7,5
|
|
|
|
ПЭС-1
|
для
стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора
|
1
|
|
|
1822
|
1949
|
Куганакский
глинопорошок
|
Плотность,
структура
|
225,504
|
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
для
увеличения рН
|
6
|
|
|
|
Celpol SL
|
для
стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора
|
4
|
|
|
|
Гликойл
|
высокие
стабилизирующие смазочные, ингибирующие, поверхностноактивные и
гидрофобизирующие свойства.
|
30
|
|
|
|
Хлористый
калий
|
для
усиления ингибирующих свойств.
|
50
|
|
|
|
ФК-2000
|
Снижение
коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств
технической воды.
|
5
|
|
|
|
ФХЛС-МН
|
при
необходимости снижение структурно-реологических свойств (условной вязкости,
статического напряжения сдвига), разжижение раствора (понизитель вязкости).
|
7,5
|
|
|
|
ПЭС-1
|
для
предотвращения пенообразования.
|
1
|
|
|
|
Карбонатный
утяжелитель
|
для
повышения плотности раствора до значений, соответствующих требованиям ГТН.
|
258
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Определение потребного количества растворов,
расхода компонентов по интервалам бурения
Определим потребное количество бурового раствора
V для бурения скважины
V = V
+
, (2),
Где n- норма
расхода бурового раствора с учетом скорости бурения (принимается средняя
скорость бурения по скважине), диаметра долота в интервале бурения скважины и
обработки раствора.
Ln - проходка
в интервале бурения скважины, соответствующая данной нефти.п - объем приемных
ёмкостей, буровых насосов и желобов, Vп=50м3,
При переходе с бурения одним видом раствора на
другой вид учитывается дополнительный объем, необходимый для заполнения
скважины, исходя из объемов обсаженной и необсаженной части скважины с учетом
коэффициента кавернозности и объема приемных емкостей.
Объем обсаженной части устанавливается из объема
1 м внутритрубного пространства и интервала бурения одним долотом.
Объем необсаженной части
устанавливается из объема 1 м скважины в зависимости от диаметра
долота и кэффициента кавернозности и интервала бурения одним долотом.
Коэффициент кавернозности
определяется рабочим проектом.
Потребное количество компонентов
рассчитывается согласно нормам по регламенту буровых растворов.
Расчет карбонатного утяжелителя:
исходная плотность 1.12 г/см
плотность интервала бурения - 1.25
г/ см
n=2.6*(1.25-1.12)/(2.6-1.25*(1-0.02+0.02*2.6)=258
кг, где
,6- плотность карбонатного
утяжелителя
,02 - содержание жидкости (2%)
Количество воды для приготовления
бурового раствора определяется по формуле: Q
=q*V, где q- количество
воды для приготовления 1м бурового
раствора.
q=1120-
=895 кг/м,
=895*155.3=138.9
м,
=895*274.04=245
м,
=895*379.95=340
м.
Количество глинопорошка определяется
по формуле:
= q*V, где q- количество
глинопорошка, необходимое для приготовления 1м глинистого раствора q=
, где
- плотность сухого глинопорошка (2.4
г/ см),
- плотность воды, взятой для
приготовления бурового раствора (1.0 г/ см),
- плотность бурового раствора (1.1
г/ см),
m - влажность
глинопорошка (0.08)
q
==
=225 кг/м,=225
(50+3.6+1.567.8)=34942.5
кг.
Полученные данные для наглядности сведем в
таблицу 15 «Потребность бурового раствора и компонентов) для его приготовления,
обработки и утяжеления».
Таблица 15
|
Интервал,
м
|
Название
(тип) бурового раствора и его компонентов
|
Нормы
расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг/м3
в интервале
|
Потребность
бурового раствора, м3 и его компонентов
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
величина
|
источник
нормы
|
на
исходный объем
|
на
бурение интервала
|
суммарная
в интервале
|
|
0
|
50
|
Глинистый
раствор
|
0,83
|
нормы
Башнипинефть
|
50
|
41,5
|
91,5
|
|
|
Техническая
вода
|
0,99
|
-“-
|
|
|
90,6
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
261,792
|
-“-
|
|
|
23954
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
3
|
регламент
|
|
|
275
|
|
|
КМЦ-700
|
5
|
-“-
|
|
|
458
|
|
50
|
270
|
Глинистый
раствор
|
0,46
|
нормы
Башнипинефть
|
|
101,2
|
101,2
|
|
|
Техническая
вода
|
0,99
|
-“-
|
|
|
100,2
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
261,792
|
-“-
|
|
|
26493
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
3
|
регламент
|
|
|
304
|
|
|
КМЦ-700
|
5
|
-“-
|
|
|
506
|
|
270
|
1300
|
Техническая
вода
|
0,24
|
нормы
Башнипинефть
|
61,1
|
247,2
|
308,3
|
|
|
ФК-2000
|
5
|
регламент
|
|
|
1542
|
|
1300
|
1822
|
Глинистый
полигликолевый ингибированный
|
0,24
|
нормы
Башнипинефть
|
106,7
|
125,3
|
232,0
|
|
|
Техническая
вода
|
1,01
|
-“-
|
|
|
234,3
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
225,504
|
-“-
|
|
|
52317
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
6
|
регламент
|
|
|
1392
|
|
|
Celpol SL
|
4
|
-“-
|
|
|
924
|
|
|
Гликойл
|
30
|
-“-
|
|
|
6960
|
|
|
Хлористый
калий
|
50
|
-“-
|
|
|
11600
|
|
|
ФК-2000
|
7,5
|
-“-
|
|
|
ФХЛС-МН
|
7,5
|
-“-
|
|
|
1740
|
|
|
ПЭС-1
|
1
|
-“-
|
|
|
232
|
|
1822
|
1949
|
Глинистый
полигликолевый ингибированный
|
0,24
|
нормы
Башнипинефть
|
|
|
30,5
|
|
|
Техническая
вода
|
1,01
|
-“-
|
|
|
30,8
|
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
225,504
|
-“-
|
|
|
6878
|
|
|
Кальцинированная
сода
|
6
|
регламент
|
|
|
183
|
|
|
Celpol SL
|
4
|
-“-
|
|
|
122
|
|
|
Гликойл
|
30
|
-“-
|
|
|
915
|
|
|
Хлористый
калий
|
50
|
-“-
|
|
|
1525
|
|
|
ФК-2000
|
7,5
|
-“-
|
|
|
229
|
|
|
ФХЛС-МН
|
7,5
|
-“-
|
|
|
229
|
|
|
ПЭС-1
|
1
|
-“-
|
|
|
31
|
|
|
|
|
|
129,8
|
30,5
|
160,3
|
|
|
Карбонатный
утяжелитель
|
258
|
расчет
|
|
|
41357
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 16. Суммарная потребность компонентов
бурового раствора на скважину
|
Название
компонентов бурового раствора
|
ГОСТ,
ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление
|
Потребность
бур. р-ра и компонентов
|
Суммарная
на скважину
|
|
|
|
|
|
|
Наименование
колонн
|
|
|
|
направление
|
кондуктор
|
эксплуатационная
|
открытый
ствол
|
|
|
Буровой
раствор, м 3
|
|
|
|
|
|
|
|
Глинистый
|
|
91,5
|
101,2
|
|
|
192,7
|
|
Глинистый
полигликолевый
|
|
|
|
|
|
|
|
ингибированный
(ПИБР)
|
|
|
|
262,5
|
|
262,5
|
|
Компоненты:
|
|
|
|
|
|
|
|
Техническая
вода, м3
|
|
90,6
|
100,2
|
573,4
|
|
764,2
|
|
Куганакский
глинопорошок
|
ТУ-39-01-47-001-105-93
|
5,28
|
26,49
|
59,20
|
|
90,97
|
|
Кальцинированная
сода
|
ГОСТ-5100-85Е
|
23,95
|
0,30
|
1,57
|
|
25,82
|
|
КМЦ-700
|
ТУ-2231-017-32957739-02
|
0,28
|
0,51
|
|
|
0,79
|
|
Celpol
SL
|
Фирма
Metsa-Serla, институт экологической токсикологии МПР России
|
|
|
0,92
|
|
0,92
|
|
Гликойл
|
ГОСТ
20287-91 п.2
|
|
|
6,96
|
|
6,96
|
|
Хлористый
калий
|
|
|
|
11,60
|
|
11,60
|
|
ФК-2000
|
ТУ
2458-003-49472578-07
|
|
|
3,51
|
|
3,51
|
|
ФХЛС
- МН
|
ТУ
2458-015-20672718-2001
|
|
|
1,97
|
|
1,97
|
|
ПЭС-1
|
ТУ
2458-012-20672718-2001
|
|
|
0,26
|
|
0,26
|
|
Карбонатный
утяжелитель
|
ТУ
5473-034-00204872-97
|
|
|
41,36
|
|
41,36
|
4. Приготовление буровых растворов
.1 Технология приготовления бурового раствора
Процесс приготовления бурового раствора включает
в себя три технологический операции: а) приготовление исходного раствора, б)
обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров, в) обеспечение
требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальным давлением.
Исходный раствор готовится по требуемой
плотности смешением дисперсной среды (вода) и дисперсной фазы (глинопорошок).
Технология обработки раствора реагентами должна
предусматривать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время
перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров
должны производиться согласно регламенту (основным руководящим документом при
выборе рецептур и нормировании показателей является «Регламент буровых
растворов при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин на Чекмагушевском
нефтяном месторождении).
Технология приготовления глинистого
полигликолевого бурового раствора заключается в следующем. В глинистый раствор,
приготовленный из куганакского глинопорошка исходной плотностью 1,12 г/см3,
обработанный кальцинированной содой, последовательно вводят Celpol
SL, хлористый калий,
смазочную добавку ФК-2000 и гидрофобизирующую добавку Гликойл. При
необходимости для снижения вязкости предусмотреть обработку ФХЛС-МН, а для
предотвращения пенообразования - обработку реагентом ПЭС-1.
Параметры раствора: плотность 1,12 0.02 г/см3, условная
вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин,
статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа,
рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПа×с, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа,
липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.
При бурении в интервале 1822-1949 м
применяется буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным
утяжелителем до плотности 1,25г/см3.
Параметры раствора: плотность 1,25 0.02 г/см3,
условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин,
статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 8-12 и 22-27 дПа,
рН =8-9, пластическая вязкость 21-26 мПа×с, динамическое напряжение сдвига 12-17 дПа,
липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.
.2 Выбор оборудования для приготовления
растворов
В современных условиях бурения для приготовления
бурового раствора используется следующее оборудование: блок приготовления
растворов БПР-2 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными
воронками, емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими
перемешивателями, диспергатор, насосы. В таблице 17 приведен состав
оборудования для приготовления и очистки бурового раствора, применяемый на
месторождении.
Таблица 17. Оборудование для приготовления и
очистки буровых растворов
|
Название
|
Типоразмер
или шифр
|
Количество,
шт.
|
ГОСТ,
ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление
|
Использование
очистительных устройств
|
|
|
|
|
ступенчатость
очистки: 1-вибросито; 2- 1+пескоотдел.; 3- 2+илоотделит; 4- 3+центрифуга
|
интервал,
м
|
|
|
|
|
|
От
(верх)
|
До
(низ)
|
|
1.Циркуляционная
система:
|
1ЦС
БУ 2500
|
1
|
ТУ
26-02-887-89Э
|
3
|
0
|
1949
|
|
-
блок очистки раствора
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
блок промежуточный
|
2х20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
блок приемный
|
20м
3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
блок для химреагентов
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
доливная емкость
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
водонапорная емкость
|
20
м 3
|
1
|
|
|
|
|
|
-
сито вибрационное
|
СВ-1Л
|
2
|
ТУ
26-02-1138-91
|
|
|
|
|
-
дегазатор
|
ДВС-2К
|
1
|
ТУ
39-01-083Д1-677-84
|
|
|
|
|
-
гидроциклон
|
ПГ-45-У2
|
1
|
ТУ
48-1313-59-89Е
|
|
|
|
|
-
илоотделитель гидроциклонный
|
ИГ-45М
|
1
|
ТУ
26-02-858-79
|
|
|
|
|
-
насос шламовый
|
ВШН-150
|
1
|
ОСТ
28-08-048-73
|
|
|
|
|
-
устройство перемешивающее гидравлическое
|
4УПГ
|
2
|
ТУ
26-02-442-72
|
|
0
|
1949
|
|
2.
Блок приготовления раствора
|
БПР-2
|
2
|
ТУ
39-01-443-79
|
|
|
|
|
3.
Глиномешалка
|
МГ2-4Х
|
1
|
ТУ
39-01-1421-89
|
|
|
|
|
4.
Глинозагрузчик
|
ПМП-1
|
1
|
|
|
|
|
. Управление свойствами растворов в процессе
бурения скважин
В процессе бурения скважин параметры буровых
растворов выходят за пределы регламентированных значений в связи с поступлением
шлама, пластовых флюидов и т.д. Это приводит к дестабилизации промывочной
жидкости. Такого негативного влияния необходимо избегать. Это достигается
путем:
периодического контроля параметров бурового
раствора,
выбора технологии и средств очистки бурового
раствора,
выбора средств повторных химических обработок
раствора.
.1 Контроль параметров буровых растворов
В процессе бурения и промывки скважины свойства
бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной
буровым предприятием для данной площади. Показатели свойств раствора не реже
одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия
с выдачей начальнику буровой (буровому мастеру) результатов и рекомендаций по
приведению параметров раствора к указанным в проекте.
Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при
возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований,
ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости.
Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после
восстановления циркуляции.
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем
углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться
контроль бурового раствора на газонасыщенность. В данном случае можно
руководствоваться таблицей 18 «Периодичность контроля параметров бурового
раствора».
Таблица 18. Периодичность контроля параметров
бурового раствора
|
Параметр
|
Частота
измерений параметров
|
|
Неосложненное
бурение
|
Бурение
в осложненных условиях
|
При
начавшихся осложнениях или выравнивании раствора
|
|
Плотность,
УВ
|
Через
1 час
|
Через
0.5 ч
|
Через
5-10 мин
|
|
ПФ
|
1-2
раза в смену
|
2
раза в смену
|
Через
1 час
|
|
СНС
|
1-2
раза в смену
|
2
раза в смену
|
Через
1 час
|
|
Температура
|
|
2
раза в смену
|
Через
2 час
|
|
Содержание
песка
|
2
раза в смену
|
2
раза в смену
|
|
.2 Технология и средства очистки буровых
растворов
При выборе оборудования для очистки необходимо
учитывать нормы на технологические параметры по ступеням очистки - таблица 19
«Нормы на технологические параметры по ступеням очистки».
Таблица 19. Нормы на технологические параметры
по ступеням очистки
|
На
первой ступени (Сито ВС-1)
|
|
|
Подача
раствора, л/с не более
|
90,0
|
|
Потери
раствора, % не более
|
0.5
|
|
На
второй ступени (ПГ-50)
|
|
|
Подача
раствора в один гидроциклон, л/с не более
|
12,0
|
|
Давление
на входе гидроциклона, МПа не менее
|
0.25
|
|
Потери
раствора, % не более
|
1.5
|
|
На
третьей ступени (ИГ-45)
|
|
|
Подача
раствора в один гидроциклон, л/с не более
|
3,0
|
|
Давление
на входе гидроциклона, МПа не менее
|
0.28
|
|
Потери
раствора, % не более
|
2.0
|
Очистка бурового раствора от выбуренной породы и
газа должна осуществляться комплексом средств в последовательности: скважина -
блок грубой очистки (вибросито) - дегезатор - блок тонкой очистки
(пескоотделитель и илоотделитель) - блок регулирования твердой фазы
(гидроциклоны, центрифуга).
.3 Управление функциональными свойствами буровых
растворов
Все разработанные мероприятия по управлению
свойствами растворов представлены в таблице 20 «Мероприятия по управлению
свойствами растворов по интервалам бурения»:
Таблица 20. Мероприятия по управлению свойствами
растворов по интервалам бурения
|
Интервал,
м
|
Отрицательные
факторы
|
Цель
управления
|
Мероприятия
по управлению свойствами растворов
|
|
0-270
|
Поглощения,
осыпи, обвалы, прихваты бур.инструментов
|
Повысить
плотность и уменьшить фильтрацию р-ра
|
Довести
показатели до проектных, добавить КМЦ-700, кальцинированную соду
|
|
270-1300
|
Поглощения
|
Повысить
плотность и уменьшить фильтрацию р
|
Снизить
коэффициент трения и улучшить смазочных и противоприхватных свойств
технической воды.
|
|
1300-1822
|
Поглощения,
осыпи, обвалы, прихваты бур.инструментов
|
Повысить
плотность и уменьшить фильтрацию р
|
Усиление
ингибирующей способности ПИБР добавками хлористого калия
|
|
1822-1949
|
Обвалы,
прихваты бур.инструментов
|
Повысить
плотность и уменьшить фильтрацию р
|
Усиление
ингибирующей способности ПИБР добавками хлористого калия, утяжеляющее и
кольматирующая добавка - карбонатный утяжелитель
|
6. Мероприятия по санитарно-экологической
безопасности применения буровых растворов
Строительство скважин связано с использованием
земельных отводов и сопровождается неизбежным техногенным воздействием на
объекты природной среды. Для устранения отрицательного влияния процессов
строительства скважин на природную среду предусматривается комплекс
мероприятий, направленных на ее охрану и восстановление. Эти мероприятия
соблюдают основные правила экологически безопасного ведения буровых работ на
всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных и
вышкомонтажных работ, бурение, испытание, а также консервацию скважин, контроль
за состоянием окружающей среды. Мероприятия направлены на охрану водных
ресурсов, атмосферного воздуха, почвы, биосферы, недр и восстановление
природноландшафтных комплексов.
Основным руководящим документом является
«Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ
на суше» РД 30-133-94, а также действующие нормативно-справочные и инструктивно-методические
материалы по охране окружающей среды.
.1 Охрана окружающей среды и недр
Наибольшую экологическую опасность при
возникновении аварийных ситуаций представляют неуправляемые поступления
пластовых флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы). Вторым по
значимости фактором потенциальной экологической опасности является разлив
жидких углеводородов из хранилищ и трубопроводов. В ООО «Уфимское УБР»
мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов включают эффективные
средства удержания разлитых жидкостей на месте для сведения до минимума
последствий разливов и утечек.
В планах ликвидации аварий учитывается возможный
объем и тип разливаемой жидкости, указываются типы технических средств для
борьбы с разливами, потребность в рабочей силе, организационные мероприятия,
обеспечивающие эффективную ликвидацию больших и малых разливов, а также
перечень наиболее уязвимых и чувствительных участков вместе со средствами их
защиты.
Мероприятия предусматривают способы удаления
разлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а также доставку на место
персонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химических
диспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешение
санитарных и природоохранных органов на их использование.
В целях предупреждения загрязнения атмосферного
воздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных
веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукции
скважин; защита оборудования и трубопроводов от коррозии; оснащение
предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть
давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и
безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»; утилизации
попутного нефтяного газа.
Наземное технологическое оборудование
обеспечивает сбор и подготовку к транспорту или хранению не только основного
полезного ископаемого (нефти, газа), но и попутно добываемых кондиционных
продуктов (конденсата, серы, инертных газов, микроэлементов и т.д.).
Обеспечение надежной, безаварийной работы систем
сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа имеет весьма важное
значение для предотвращения потерь добываемых полезных ископаемых и,
следовательно, охраны недр и рационального использования природных ресурсов.
Внешняя и внутренняя коррозия при эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений является одной из главных причин
преждевременного выхода из строя наземного нефтегазопромыслового оборудования,
подземных коммуникаций и трубопроводов. Защита этого оборудования от коррозии
обеспечение плановых сроков его службы, особенно в условиях его контакта с
высокоагрессивными, коррозионно-активными средами, представляет собой
чрезвычайно важную и сложную задачу. Для её решения осуществляют широкий
комплекс мер технологического и специального плана.
К технологическим методам защиты оборудования и
трубопроводов от коррозии относят различные мероприятия предупредительного
характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств
среды или создание таких условий эксплуатации, которые при одной и той же
агрессивности среды обеспечивали бы её минимальное коррозионное воздействие на
поверхность металла. Основными задачами таких методов являются: предотвращение
попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода;
предотвращение смешивания сероводородсодержащих нефтей, вод и газов с
продукцией, не содержащей его; снижение коррозионной активности среды с помощью
деаэраторов и других средств. Создание противокоррозионных условий для надежной
эксплуатации действующего оборудования (изменение конструкции, снижение
механических нагрузок и др.).
Переработка излишков бурового раствора (БР) и
отработанного бурового раствора (ОБР) осуществляется по следующей технологии: с
помощью блока коагуляции-флокуляции и центрифуги излишки Бр и ОБР разделяются
на жидкую и твердую фазы (на воду и шлам). Осветление (очистка) жидкой фазы с
помощью того же блока коагуляции-флокуляции проводится до тех пор, пока
содержание компонентов в воде не будет соответствовать требованиям таблицы.
Схема осветления отходов бурения приведена на
рисунке 5.3 отделенная центрифугой твердая фаза бурового раствора стекает в
желоб и с помощью конвейера попадает в бункер-шламонакопитель. Жидкая фаза
бурового раствора после центрифуги подается в специальную емкость блока
коагуляции-флокуляции, откуда может перекачиваться в активную емкость системы
очистки либо подвергаться дальнейшей очистке с помощью того же блока
коагуляции-флокуляции и центрифуги. Основная масса осветленной жидкой фазы БР
используется повторно для технической цели. Излишки очищенной воды откачиваются
в нефтесборный коллектор. Запрещается сброс неочищенной сточной воды на рельеф
почвы, в поверхностные водоемы и подземные водоносные горизонты.
Очистка буровых сточных вод (БСВ) осуществляется
по той же технологии, которая используется для осветления жидкой фазы бурового
раствора. Для использования БСВ в системе оборотного водоснабжения буровой
очищенная вода должна удовлетворять требованиям, приведенным в таблице 21.
Такая вода либо используется для технологических целей (в системе оборотного
водоснабжения буровой), либо откачивается в нефтесборный коллектор. Для очистки
жидкой фазы раствора (вода) используются сульфат алюминия (коагулянт),
флокулянт (гидролизованный полиакриламид (ПАА)) и HCl.
ПАА - органический коагулянт, снижающий анионный характер частиц твердой фазы с
целью повышения эффективности действия флокулянта. HCl
(соляная кислота) применяется для создания величины рН, оптимальной для
действия коагулянта и флокулянта. Указанные реагенты применяются для очистки
питьевой воды (ПДК Al3+=0,5
мг/л; по сульфат иону ПДК=500 мг/л; по ПАА ПДК=0,2 мг/л применительно к воде
хозяйственно-питьевого назначения). Другие коагулянты и флокулянты могут
применяться после испытания их на токсичность с целью установления величины ПДК
для водоемов рыбохозяйственного назначения. Осветленный БСВ после центрифуги
подается в спец. Емкость блока коагуляции - флокуляции, а твердая фаза БСВ от
центрифуги поступает по желобу в бункер - шламонакопитель. Указанные реагенты
могут применяться при условии наличия утвержденных величин ПДК или ОБУВ для
водоемов рыбохозяйственного назначения.
Таблица 21 - Требования, предъявляемые к водам
оборотного водоснабжения
|
Показатель
|
Значение
показателя
|
|
рН
|
6-8
|
|
Взвешенные
вещества, мг/л
|
250
|
|
ХПК,
мг/л
|
400
|
|
Нефть
и нефтепродукты, мг/л
|
25
|
|
Сухой
остаток, мг/л
|
1500
|
|
Прокаленный
остаток, мг/л
|
1000
|
|
БПК
5,мг/л
|
150
|
Требования к конструкции шламового амбара.
Шламовый амбар должен быть обвалован. Высота
обвалования не менее 1,0м, ширина по верху - 0,8м, уклон до 1: 2.Отходы бурения
попадают в шламовый амбар, где поисходит оседание шлама и твердой фазы
отработанного бурового раствора. Гидроизоляция стенок амбара может выполнятся
также с использованием пленки из водонепроницаемых материалов (полиэтиленовая
пленка, битумизированные материалы и т.п.).
Для расчета объема шламового амбара V
ш.а. используется формула:
Vш.а. = 1,1* Vобщ
Vобщ = Vш
+ Vобр + Vбсв
где Vш,
Vобр, Vбсв,
- объемы соответственного бурового шлама, отработанного бурового раствора и
буровых сточных вод,
Vобщ - общий объем
отходов бурения.
Объем предполагаемых отходов бурения при
строительстве одной наклонно-направленной эксплутационной скважины на пласты
горизонта ЮВ1 Кирско-Котынсгого лицензионного участка по традиционной
технологии составляет 703,2м3. Исходя из этого, вместимость
шламового амбара для строительства одной наклонно-направленной эксплутационной
скважины должна составлять не менее 773,5м3.
В ООО «Уфимское УБР» основным мероприятием по
предупреждению загрязнения подземных вод является качественное цементирование
заколонного пространства скважины. Горизонты, содержащие пресные воды, с целью
исключения межпластовых перетоков и попадания в них сточных вод, перекрываются
обсадными колоннами. Для этого на глубину 150 м спущено направление с подъемом
цементного раствора до устья. Затем весь интервал залегания пресных вод
перекрывается кондуктором с цементированием до устья. Эксплуатационной колонной
перекрыты все нефтеводонасыщенные горизонты. Тампонажный раствор за
эксплуатационной колонной скважины поднимается с перекрытием ранее спущенной
колонны на 100 м. Вся продуктивная толща изолирована цементным раствором
нормальной плотности, а вышележащие горизонты - облегченным. С целью повышения
надежности изоляции пластов продуктивной части разреза, исключения пластовых
перетоков эксплуатационная колонна в этом интервале оборудована специальной
оснасткой, а в цементный раствор введены стабилизирующие добавки. В процессе
освоения скважин продукты (нефть, минерализованная вода) закачиваются в
нефтесборный коллектор (при отсутствии коллектора пластовый флюид вывозится
автотранспортом в сборный пункт месторождения).
На отведенном участке под строительство
эксплуатационных скважин с целью сохранения и восстановления плодородного слоя
земли и недопущения загрязнения проводятся следующие мероприятия, которые
необходимо выполнить до начала бурения:
отсыпка и планировка площадки буровой;
обвалование буровой площадки;
обвалование емкостей ГСМ.
После окончания строительства скважин и
демонтажа оборудования, в теплое время года (при положительной температуре),
проводятся мероприятия по технической рекультивации нарушенных земель.
Направление рекультивации указывает землепользователь, которому эти земли будут
возвращены после выполнения этапов технической и биологической рекультиваций
для дальнейшей эксплуатации.
Мероприятия по технической рекультивации земель
сводятся к благоустройству территории куста в соответствии с правилами пожарной
и санитарной безопасности и безаварийной эксплуатации скважин, поскольку
кустовая (буровая) площадка не предназначена для лесовыращивания,
лесоводственные требования по её рекультивации ограничиваются, в основном,
проведением мероприятий, предупреждающих эрозию почв, противопожарным устройством,
исключением подтопления и загрязнения прилегающих участков (укрепление откосов,
восстановление обваловки), а именно:
снятие и складирование моховорастительного слоя
на участках строительства;
заготовка торфа в специальных торфяных карьерах,
а также плодородного грунта и транспортировку к месту укладки;
планировку территории;
уборку строительного мусора, неизрасходованных
материалов, всех загрязнителей территории;
восстановление плодородного слоя почвы,
восстановление коренной растительности.
Организации, выполняющие строительные работы,
обязаны:
обеспечить минимальное повреждение почв,
травянистой и моховой растительности; не допускать повреждения корневых систем
и стволов опушечных деревьев;
не допускать потерь древесины, а также
расходования деловой древесины не по назначению;
не оставлять пни выше 10 см, считая высоту от
шейки корня.
К мероприятиям по биологической рекультивации
относятся:
мероприятия по повышению плодородия почв -
внесение минеральных и органических удобрений для восстановления структуры
почв;
посев семян многолетних растений с целью
восстановления коренной растительности из семи не менее 4 видов: мятлик
луговой, костер безостый, тимофеевка, овсяница луговая.
Для создания противоэрозионного травяного
покрова на рекультивируемый участок (1га) наносят: смесь семян многолетних трав
- 30 кг, азотные удобрения - 30 кг, фосфорные удобрения - до 150 кг, калийные
удобрения - до 100 кг.
Площадь земельного участка, подлежащего
рекультивации, составляет 4,56 га.
После выполнения указанных работ (за исключением
биологической рекультивации) производится возврат землепользователю той части
буровой площадки, которая отводилась в краткосрочное временное пользование.
Техническая рекультивация проводится силами и
средствами «НФ ЗАО ССК». Восстановлению подлежат нарушенные земли, передаваемые
во временное пользование на период обустройства месторождения.
Буровая площадка выбрана на землях, неудобных и
на пригодных для использования в сельском хозяйстве.
Работы по технической рекультивации должны
проводиться непрерывно вплоть до их завершения и передачи землепользователю для
проведения биологического этапа рекультивации.
Уровень загрязнения окружающей среды и степень
экологической опасности оцениваются кратностью превышения предельно-допустимых
концентраций (ПДК) загрязняющих веществ в природных объектах. Характеристика
санитарно-токсических и органолептических свойств материалов и химических
реагентов, используемых при строительстве скважины, оценивается по величине
ПДК.
При строительстве скважин осуществляются
следующие мероприятия для снижения отрицательного воздействия на атмосферный
воздух:
до начала бурения скважины проверяются и
приводятся в исправное состояние все емкости, где будут храниться буровые
растворы и химические реагенты;
устье скважины, система прие6а и замера
пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины, циркуляционная система
герметизированы;
для процесса строительства скважины используются
химические реагенты, имеющие установленные значения ПДК;
доставка и хранение химических реагентов
осуществляется в герметичных емкостях;
процесс сжигания топлива в котельной и ППУ
регулируется (оптимизируется) согласно режимным картам;
применяемый при строительстве скважины
передвижной транспорт своевременно проходит контроль;
определение содержания загрязняющих веществ в
отработанных газах дизельных агрегатов и при работе двигателя автомобиля
осуществляется с помощью газоанализатора. Перечень и нормативы загрязняющих
веществ, выбрасываемых в атмосферу, приведенным в таблице 22:
Перечень и нормативы загрязняющих веществ,
выбрасываемых в атмосферу, представлены в таблице 22.
Таблица 22
|
Код
вещ-ва
|
Наименование
вещества
|
Использ.
критерий
|
Значение
критерия, мг/м3
|
Класс
опасности
|
|
0123
|
Железа
оксид
|
ПДК
|
0,0400000
|
3
|
|
0143
|
Марганец
и его соединения
|
ПДК
|
0,0100000
|
2
|
|
0301
|
Азот(4)оксид(Азота
диоксид)
|
ПДК
|
0,0850000
|
2
|
|
0304
|
Азота(2)
оксид (Азота оксид)
|
ПДК
|
0,4000000
|
3
|
|
0328
|
Сажа
|
ПДК
|
0,1500000
|
3
|
|
0330
|
Серы
диоксид
|
ПДК
|
0,5000000
|
3
|
|
0333
|
Сероводород
|
ПДК
|
0,0080000
|
2
|
|
0337
|
Углерод
оксид
|
ПДК
|
5,0000000
|
4
|
|
0342
|
Фториды
газообразные
|
ПДК
|
0,0200000
|
2
|
|
0344
|
Фториды
плохо растворимые
|
ПДК
|
0,2000000
|
2
|
|
0415
|
Углеводороды
предельные С1-С5
|
ОБУВ
|
50,0000000
|
0
|
|
0416
|
Углеводороды
предельные С6-С10
|
ОБУВ
|
30,0000000
|
0
|
|
0602
|
Бензол
|
ПДК
|
0,3000000
|
2
|
|
0616
|
Ксилол
|
ПДК
|
0,2000000
|
0
|
|
0621
|
Толуол
|
ПДК
|
0,6000000
|
0
|
|
0703
|
Бенз(а)пирен
(3,4-Бензпирен)
|
ПДК
|
0,0000010
|
1
|
|
1325
|
Формальдегид
|
ПДК
|
0,0350000
|
2
|
|
2732
|
Керосин
|
ОБУВ
|
1,2000000
|
0
|
|
2754
|
Углеводороды
предельные С12-С19
|
ПДК
|
1,0000000
|
4
|
|
2904
|
Мазутная
зола электростанции
|
ПДК
|
0,0020000
|
2
|
|
2908
|
Пыль
неорганическая:70-20% SiO2
|
ПДК
|
0,3000000
|
3
|
|
|
|
|
|
|
В ООО «Уфимское УБР» охрана растительности и
животного мира заключается, прежде всего, в сохранении условий произрастания
растений и среды обитания животных. Исходя из этого. Все мероприятия, описанные
в проекте и направленные на снижение антропогенной нагрузки, в том числе
загрязнения воздуха, поверхностных вод и почвы, а также на минимизацию изъятия
земель, так или иначе способствуют охране растительности и животного мира.
К специальным мероприятиям, направленным на
охрану растительности, можно отнести меры противопожарной безопасности. Они
включают в себя:
очистку территории, отведенной под буровые
скважины и другие сооружения, от древесного хлама и иных легковоспламеняющихся
материалов;
сооружение по границам кустовых площадок
минерализованных полос шириной не менее 1,4 м и содержание её в очищенном
состоянии;
расчистке от деревьев и кустарников площади в
радиусе 25 м от кустовой площадки.
Все порубочные остатки складываются в валы
(шириной не более 3 м) на заболоченных участках (не ближе 10 м от кромки леса).
Деловая древесина используется на нужды строительства или складируется в
поленницы вблизи кустовых площадок.
Буровые растворы представляют собой серьезную
опасность для окружающей среды, что должно учитываться как при планировании,
так и при проведении буровых работ. С целью предотвращения опасности
отрицательного влияния на окружающую среду необходимо полностью исключить
возможность контакта с окружающей средой вне скважины (исключая атмосферу), для
чего: с территории, отведенной под буровую, на период бурения должен полностью
удаляться слой плодородной почвы [12].
Мероприятия по охране животного мира заключается
в снижении фактора беспокойства и мер по борьбе с браконьерством. С этой целью
вводится запрет на ввоз на месторождение охотничьего оружия и других орудий
промысла, а также на вольное содержание собак.
В заключение данного раздела можно сделать
следующий вывод.
При соблюдении выше перечисленных норм и правил,
негативное влияние на окружающую среду и рабочий персонал сводится к минимуму.
.2 Охрана труда
Мероприятия по охране труда при
строгом их выполнении призваны обеспечить безопасность работ при приготовлении
и управлении свойствами буровых растворов. Перечень некоторых мероприятий по
охране труда приведен ниже:
. Для приготовления бурового
раствора и обработки его химическими реагентами должны допускаться лица,
прошедшие инструктаж и обучение по безопасному ведению работ;
. При длительном контакте с
буровыми растворами, шламом необходимо проводить профилактические осмотры с
оценкой функционального состояния внутренних органов;
. Рабочее место по
приготовлению и химобработке буровых растворов должно быть оснащено: средствами
индивидуальной защиты (спецодежда в случае необходимости, очки, перчатки,
респираторы); аптечкой с медикаментами; средствами пожаротушения;
. При термических ожогах
рекомендуется вначале делать примочки из 0.5% раствора марганцовокислого калия
или этилового спирта (96%), а затем смазать обожженный участок мазью от ожогов
и наложить повязку;
5. При применении РУО должны быть
приняты меры по предупреждению загрязнения рабочих мест и загазованности
воздушной среды (для контроля загазованности должны проводиться замеры
воздушной среды у ротора, в БПР, у вибросит и в насосном помещении, а при
появлении загазованности - принимать меры по ее устранению; при концентрации
паров углеводородов свыше 300 мг/м работы должны быть приостановлены,
люди выведены из опасной зоны);
. По окончании работ с химическими
реагентами необходимо: тщательно промыть средства индивидуальной защиты, вымыть
теплой водой с мылом лицо и руки, прополоскать рот;
. Температура самовоспламенения РУО
должна на 50
С превышать
максимально ожидаемую температуру раствора на устье скважины.
Список используемой литературы
1. Учебно-методическое
пособие по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы». - Уфа:
УГНТУ, 2008.-28с.
. Групповой
рабочий проект на Чекмагушевском нефтяном месторождении, 2006г.
. Иогансен
К.В. Спутник буровика: справочник - М.: Недра, 1990.- 303с.
. Булатов
А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра,
1984.
. Рязанов
Я.А. Справочник по буровым растворам. М., Недра, 1979.- 215с.
. Булатов
А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ. пособие - М.: ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2006. - 379с.: ил.
. Колесникова
Т.И., Агеев Ю.Н. Буровые растворы и крепление скважин. М., «Недра», 1975. -
264с.