Утяжеленные буровые растворы реферат

Обновлено: 05.07.2024

Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений. Расчет и обоснование параметров бурового раствора по интервалам бурения. Потребность в материалах, химических реагентах. Анализ циркуляционной системы и системы очистки. Охрана окружающей среды.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	02.03.2015
Размер файла	221,1 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Содержание

1. Общие сведения о районе буровых работ

2. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважин

2.1 Геологическая характеристика разреза

2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

2.3 Возможные осложнения в процессе строительства скважины

2.4 Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза

3. Выбор конструкции скважины

4. Расчет и обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения

4.1 Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

4.2 Анализ используемых на данном месторождение буровых растворов

5. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

6. Требования к циркуляционной системе и системе очистки бурового раствора

6.1 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

6.2 Выбор оборудования для очистки бурового раствора

7. Мероприятия по приготовлению и обработке бурового раствора

7.1 Контроль параметров буровых растворов

7.2 Управление функциональными свойствами буровых растворов

8. Охрана окружающей среды и недр

Список использованных источников

Введение

Буровой раствор - важный элемент технологии бурения скважин, определяющий качество строительства скважины и ее стоимость. Наиболее часто в практике бурения скважин используют глинистые растворы, техническую воду, полимерные, биополимерные растворы и солевые растворы.

Изменение геолого-технических условий бурения скважин с глубиной таких как соленость и щелочность пластовых вод, изменение проницаемости коллекторов, перепады температур и давлений, требует оптимизации выбора состава бурового раствора со свойствами соответствующими геолого-техническим условиям строительства скважины. Промывочные жидкости, применяемые для бурения скважин, не только удаляют продукты разрушения из скважин и охлаждают породоразрушающий инструмент, но и обеспечивают предупреждение и ликвидацию осложнений, вскрытия продуктивных пластов и в целом способствует повышению качества буровых работ на нефть и газ.

Применение промывочных жидкостей, свойства которых не соответствуют данным геолого-техническим условиям, может привести к различным осложнениям и авариям, сопровождающимися большими затратами времени и средств.

Важную роль при обработке буровых растворов играют химические реагенты, правильный выбор и рациональное использование которых позволяет получать системы с заданными свойствами. Общие требования к буровым растворам любого типа можно сформулировать кратко.

А. Буровые растворы должны обеспечивать высокие технико-экономические показатели бурения. Основные условия выполнения этого требования:

*бурение при максимальной скорости, без аварий и осложнений;

*высокое качество бурения (устойчивость и близкие к номинальным геометрические параметры ствола скважины),

*высокое качество вскрытия продуктивного пласта (сохранение природной проницаемости нефтеносной породы в приствольной зоне).

Б. Буровые растворы должны быть безопасны для людей и окружающей природной среды в процессе приготовления, применения и утилизации отходов бурения. Выполнение этого требования - необходимое условие внедрения новых разработок в области.

1. Общие сведения о районе буровых работ

Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 118 км севернее г. Сургута. Месторождение открыто в 1981 году и введено в разработку в 1986 году, эксплуатационное разбуривание начато в 1987 г.

Лицензия на право пользования недрами № ХМН 00417НЭ от 14.01.1997 г. выдана Открытому Акционерному Обществу “Сургутнефтегаз”.

Район Русскинского месторождения в промышленном отношении достаточно освоен. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Савуйское, Федоровское, Конитлорское, Когалымское.

Значение (текст, название, величина)

1 Наименование месторождения (площади)

2 Температура воздуха, С

3 Среднегодовое количество осадков, мм

4 Максимальная глубина промерзания грунта, м

5 Продолжительность отопительного периода в году, сут.

6 Преобладающее направление ветра

7 Наибольшая скорость ветра, м/с

Южное и юго-западное

8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях:

- толщина снежного покрова, м

- характер растительного покрова

Пологовистая заболоченная равнина с абсолютными отметками от +60 до +80 м (на водоразделах) до +25 _+30 м ( в долинах рек). Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение, осложнен речными терассами. Заозерность площади 5-10%. Заболоченность 30% (глубина болот 2,5 м). район не сейсмичен.

На водоразделах 1,0-1,15 в понижениях рельефа 2- 2,5

Господствующим ландшавтом является северная тайга, в котором преобладают лесотундровые и безлесные участки (залесенность площади 40-60%). Видовой состав леса: ели, лиственница; реже сосна, кедр, береза.

9 Характеристика подъездных дорог

- высота насыпи, м

10 Источник водоснабжения

11 Источник электроснабжения

12 Средства связи

Бурение колодцев на воду.

ВЛ-6 кВ ПАЭС-2500 аварийный-ДЭС-200-1шт.

Радиостанция, селекторная связь.

2. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважин

2.1 Геологическая характеристика разреза

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

Коэффициент кавернозности в

Категория породы по

(мягкая, средняя и т.д.)

процент в интервале

Озерно-аллювиальные глины серые, суглинки, суспеси, в основании пески серые с прослоями алевретистых глин

Глины зеленовато-серые плотные с прослоями песка и алевролита с включением углистых остатков.

Переслаивание глин буровато-серых с песками и алевролитами серыми и светло серыми и прослоями бурых углей.

Пески светло-серые, преимущественно кварцевые, мелко-зернистые с прослоями глин буровато-серых, алевролитистых с включениями расти-тельных остатков.

Глины зеленовато-серые, злёные вязкие, с линзами и прослоями тонкозернистого кварцевого песка, с включениями сидерита, известняка.

Глины серые с зеленоватым оттенком, нижней части опоковидные, переходящие в глинистые опоки, в верхней части - деатомовые.

Глины темно-серые, в верхней части алевролитистые с прослоями тонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит.

Глины зеленовато-серые, известковистые, прослоями пере-ходят в мергели, встречен глауконит, включения пирита и обломков фауны.

Глины серые, светло-серые, слабо алевролитистые, пепельно-серые.

Глины темно-серые, плотные, слюдистые, местами алевролитистые с включениями глауконита.

Переслаивание песчаников, алевролитов слабо сцементированных и рыхлых, в нижней части слюдистых глин серых, плотных песчанитых, с расти-тельным детритом, в нижней части алевролитистых.

Газо- и нефтенасыщенные песчаники, аргиллиты, алевролиты

Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина оп-ределения давления, м

давления, Мпа/м .10^2

Таблица 4 - Водоносность

Химический состав воды в мг-

2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

Таблица 5- Характеристика вскрываемых пластов-коллекторов

раздела флюид-вода, м

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс страти-графического подразделения

Содержание, % по весу

в пласто-вых усло-виях

2.3 Возможные осложнения в процессе строительства скважины

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время до начала

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)

дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость

Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений

Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)

Величина ст. газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета изб. Давлений, кг/м3

Свободный газ отсутствует

равна плотности нефти

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростат., низкое качество глинистого р-ра, превышение скорости СПО

Перелив раствора на устье

Разделение геологического разреза начинается с анализа состава пород, слагающих разрез скважины. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал являются однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близких по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений (осыпи, обвалы, набухание глинистых разностей пород, наличие многолетнемёрзлых пород, проявляющие и поглощающие пласты, наличие соленосных отложений и т.д.).

Разделение разреза скважины на технологические интервалы производим согласно рекомендациям приведенным выше.

1) Интервал до 50 метров сложен неустойчивыми породами четвертичной системы. Прежде всего, это пески, супеси, суглинки и торфяники. Породы этого интервала при взаимодействии с фильтратом бурового раствора могут привести к различным осложнениям, таким как осыпи, обвалы, кавернообразование, прихваты инструмента, поглощение бурового раствора.

2) Второй интервал 50 - 650 сложен песками светло-серыми, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми с прослоями глин буровато-серых, алевролитистых с включениями растительных остатков. Сюда входят Новомихайловская и Атлымская, Чеганская и Люлинворская свиты. Возможны интенсивные кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты инструмента. Интервал выбран для перекрытия пластов кондуктором. Возможны интенсивные кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины. Итервал выбран для перекрытия пластов кондуктором.

3) Третий интервал 650 - 1850 метров, Алымская свита, характеризуется переслаиванием песчаников, алевролитов слабо сцементированных и рыхлых, в нижней части слюдистых глин серых, плотных песчанитых, с растительным детритом, в нижней части алевролитистых. При бурении интервала возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, могут возникнуть прихваты инструмента. Кроме того, частичное поглощение бурового раствора, водопроявления, проявление сеноманских пластовых вод.

4) Четвертый интервал 1850 - 2550 метров, в который входят Вартовская и Мегионская свиты, представлен газо- и нефтенасыщенными песчаниками, аргиллитами, алевролитами. Этот горизонт является проектным АС4-8, БС10 - основной объект разработки месторождения, поэтому его необходимо выделить в отдельный интервал.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, используемым при бурении в сложных геологических условиях, например при бурении разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально-высоких давлений АВПД. Технический результат - повышение эффективности бурения в условиях АВПД, улучшение качества бурового раствора высокой плотности путем снижения фильтрационных, улучшения реологических и седиментационных свойств. Утяжеленный буровой раствор содержит, мас.%: структурообразователь - глину 3-6; реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 0,3-0,8; хлористый калий KCl 3-7; гидроксид калия КОН 0,2-0,3; лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М 2-2,5; феррохромлигносульфонат ФХЛС-М 1-2,5; пеногаситель Santi F 0,2-0,3; смазочную добавку ДСБ-4ТТП 1,5-2,0; баритовый утяжелитель КБ-3 30-50; водорастворимый солевой утяжелитель - формиат натрия или калия 12-15; железистый утяжелитель - гематит или железорудный концентрат ЖКР 10-25; воду остальное. 2 табл., 4 пр.

Известен состав бурового раствора, содержащий опоку, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-900, хлорид кальция, флотореагент Т-80, гидроксид калия, смазочную добавку СМАД, унифлок, КССБ-2М, барит и воду [1].

Недостатком известного бурового раствора являются высокая водоотдача за счет содержания Са 2+ , низкие значения смазочных свойств и стабильности бурового раствора; высокий коэффициент сдвига корки, что приводит к необходимости значительных усилий для перемещения бурильных труб, осложнениям в виде затяжек и прихватов, а так же недостаточная плотность бурового раствора - не более 1870 кг/м 3 .

Известен так же буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор КМЦ-900, минеральную соль - KCl, флокулянт, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, КССБ-2М, гидроксид калия, барит и воду [2].

Однако известное техническое решение не способствует достижению необходимой плотности бурового раствора, сохраняя структурно-механические и фильтрационные свойства бурового раствора на оптимальном уровне.

Недостатками данного бурового раствора является то, что из-за отсутствия в своем составе минерального структурообразователя (глины и др.), оптимизация структурных и реологических свойств бурового раствора достигается путем применения специальных добавок, а именно полимеров полисахаридного ряда. При этом возможно выпадение утяжелителя в осадок при высокотемпературной или солевой деструкции полимера и, как следствие, возникновение осложнений и аварийных ситуаций на скважине. Так же неизбежно постоянное поддержание достаточно высокой концентрации полимеров в составе бурового раствора, что влечет за собой увеличение стоимости бурового раствора.

Кроме того, используемый в качестве утяжеляющей добавки галенит (сульфид свинца) дефицитный и дорогостоящий материал. Вредное воздействие на организм человека и отсутствие опыта применения сдерживает его использование для буровых работ.

Предлагаемое техническое решение улучшает качество бурового раствора за счет улучшения структурно-механических и фильтрационных свойств и повышения стабильности бурового раствора при его утяжелении до плотности 2500 кг/м 3 .

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности бурения в условиях аномально-высоких пластовых давлений, улучшение качества бурового раствора при высоких плотностях путем улучшения реологических и фильтрационных свойств, а так же стабилизации других параметров бурового раствора.

Технический результат достигается тем, что утяжеленный буровой раствор, содержащий структурообразователь - глину, минеральную соль - хлористый калий КCl, регулятор рН среды - гидроксид калия КОН, лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, баритовый утяжелитель КБ-3, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, пеногаситель Santi F и воду, отличающийся тем, что дополнительное утяжеление бурового раствора производится комплексным вводом сухого (железистый - гематит или ЖРК) и водорастворимого солевого (формиат натрия или калия) утяжелителей, а для стабилизации фильтрационных и реологических свойств дополнительно содержит реагент стабилизатор - высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Реагент стабилизатор высокомолекулярная натрий-карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-1100 по ТУ-2231-066-50664923-2005-порошкообразный материал от белого до кремового цвета, используется в качестве стабилизатора бурового раствора. Степень полимеризации 1100, степень замещения 90, растворимость в воде 99,5%.

Гидроксид калия КОН по ГОСТ 9285-78, применяется в качестве регулятора щелочности бурового раствора.

Пеногаситель Santi F по ТУ 2257-022-18947160-2004.

Смазочная добавка ДСБ-4ТТП по ТУ 2415-004-00151807-2006 жидкость темно-коричневого цвета, на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля, с температурой застывания -45-48°С. Экологически безвредна.

Баритовый утяжелитель марки КБ-3 по ГОСТ 4682-84 поставляется в виде концентрата с содержанием BaSO₄ не менее 90,0 мас. %, влажностью не более 2,0%, плотностью не менее 4210 кг/м 3 .

Водорастворимый солевой утяжелитель формиат натрия или калия по ТУ 2432-011-00203803-98 сыпучий порошок белого цвета, представляет собой натриевую или калиевую соль муравьиной кислоты и является отходом при производстве пентаэритрита.

При приготовлении заявляемого раствора используют следующий порядок: глину затворяют в пресной воде и перемешивают до полного диспергирования. Затем в глинистую суспензию вводят реагент стабилизатор высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и вновь перемешивают, затем вводят последовательно в сухом виде лигносульфонатный реагент конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, гидроксид калия КОН, феррохромлигносульфонат ФХЛС-М, пеногаситель Santi F, смазочную добавку ДСБ-4ТТП, минеральную соль хлористый калий КCl. Затем утяжеляют баритовым утяжелителем марки КБ-3, перемешивают, после этого дополнительно утяжеляют водорастворимым солевым утяжелителем формиатом натрия или калия и железистым утяжелителем (гематитом или ЖРК).

Приведем примеры приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях.

Пример 1. Готовят 3%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,8% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,5%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,0%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 10% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 2. Готовят 4,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,6% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,3%, КОН - 0,2%, ФХЛС-М - 1,3%, пеногаситель Santi F - 0,2%, ДСБ-4ТТП - 1,5% после тщательного перемешивания вводят 4% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 30% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 15% формиата натрия (или калия), 25% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 3. Готовят 5,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,5% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,2%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,0%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 1,8% после тщательного перемешивания вводят 7% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 40% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 13% формиата натрия (или калия), 13% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

Пример 4. Готовят 6,0%-ную глинистую суспензию, перемешивают до полного диспергирования глины. В полученную глинистую суспензию вводят 0,3% реагента-стабилизатора КМЦ-1100 и вновь перемешивают. В стабилизированный раствор вводят по сухому веществу КССБ-2М - 2,0%, КОН - 0,3%, ФХЛС-М - 2,5%, пеногаситель Santi F - 0,3%, ДСБ-4ТТП - 2,0% после тщательного перемешивания вводят 3% КCl. После перемешивания в течение 30 минут вводят 50% баритового утяжелителя марки КБ-3 и далее 12% формиата натрия (или калия), 12% железистого утяжелителя (гематита или ЖРК). После тщательного перемешивания раствор считается готовым.

В соответствии с приведенными примерами готовят различные варианты раствора, отличающиеся количественным содержанием ингредиентов.

В указанном буровом растворе используют бентонитовые глины в пределах 3-6%. Уменьшение содержания глины менее 3% приводит в последствии к выпадению сухого утяжелителя (барита или железистого). Увеличение процентного содержания глины более 6% приводит к ухудшению структурно-механических свойств, невозможности прокачки, к увеличению толщины фильтрационной корки, прихватам, снижению скорости проходки.

В качестве реагента-стабилизатора бурового раствора используют высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100. Использование КМЦ-1100 менее 0,3% не приводит к снижению водоотдачи и стабилизации раствора. Увеличение содержания КМЦ-1100 более 0,8% приводит к значительному увеличению вязкости, а фильтрация при этом не снижается.

В качестве минеральной соли, повышающей ингибирующую способность раствора, используют хлористый калий КCl. Исследование взаимодействия глинистых пород с растворами солей калия показывают, что процесс набухания ускоряется с увеличением концентрации в растворе хлористого калия и заканчивается через 2-4 часа при 5-7%-ной концентрации хлористого калия. В пределах этой концентрации степень набухания глин так же достигает своих минимальных значений. Дальнейшее увеличение концентрации хлористого калия не приводит к заметным изменениям показателей набухания, а уменьшение концентрации KCl менее 3% не приводит к ингибированию бурового раствора.

В качестве минеральной соли, повышающей плотность бурового раствора, используют формиат натрия или калия. В пределах концентрации 12-15% достигается оптимальное значение плотности бурового раствора, в сочетании с другими сухими утяжелителями, при стабильных структурно-механических и фильтрационных показателях. Кроме того, данный компонент обладает ингибирующим эффектом. Увеличение концентрации формиата натрия или калия более 15% приводит к увеличению структурно-механических свойств и фильтрации. Уменьшение концентрации менее 12% не приводит к существенному увеличению плотности бурового раствора (в сочетании с другими утяжелителями), а так же не сокращает период набухание глин.

Оптимальное значение гидроксида калия КОН находится в пределах от 0,2-0,3%. Уменьшение или увеличение КОН приводит соответственно к снижению или увеличению рН раствора, что отрицательно сказывается на эффективности работы полимерных реагентов в составе бурового раствора. При снижении рН менее 7, не происходит полного распускания полимерных реагентов и уменьшается способность понижать вязкость и снижать фильтрацию буровых растворов у лигносульфонатных реагентов. Применение реагентов при значениях рН свыше 10 приводит к увеличению расхода лигносульфонатных реагентов, а характеристики полимеров как загустителей и понизителей фильтрации ухудшаются.

В качестве смазочной добавки на основе моноэтаноламиновой соли талового масла и полигликоля применяют ДСБ-4ТТП. В этой добавке дорогостоящие вещества, остаточные продукты производства синтетического каучука Т-66, Т-80, таловое масло, заменены полигликолем (многоатомные спирты). Оптимальная ее концентрация в составе бурового раствора составляет 1,5-2,0%. Уменьшение концентрации смазочной добавки менее 1,5% в растворе не приводит к улучшению смазочной способности, в результате чего происходят прихваты и затяжки бурового инструмента. Увеличение смазочной добавки более 2,0% приводит к необоснованному увеличению затрат, при неизменных показателях смазочных свойств.

Для регулирования реологических показателей вводится лигносульфонатный реагент ФХЛС-М в пределах 1,0-2,5%. Ввод реагента менее 1,0% не оказывает эффективного влияния на пластифицирование (разжижение) бурового раствора. Применение концентраций более 2,5% снижает структурно-механические свойства бурового раствора и создает опасность выпадения утяжелителя, а фильтрация не улучшается.

Также для регулирования фильтрации в раствор вводят КССБ-2М, эффективность которого особенно возрастает в растворах с высокой степенью минерализации. Как показали экспериментальные данные, оптимальные добавки его применения лежат в пределах 2-2,5%. Применение концентрации менее 2% не оказывает необходимого влияния на фильтрационные и реологические показатели бурового раствора. Концентрации более 2,5% ухудшают структурно-механические свойства бурового раствора.

Ввод лигносульфонатных реагентов в раствор способствует его вспениванию, поэтому в раствор дополнительно вводится пеногаситель Santi F при оптимальной концентрации 0,2-0,3%.

Использование предлагаемого утяжеленного бурового раствора в сложных горно-геологических условиях, например при бурении глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высокими пластовыми давлениями позволяет доводить плотность бурового раствора до 2500 кг/м 3 , с обеспечением стабильности по реологическим, фильтрационным и стоимостным показателям.

1. Патент РФ №2410405 от 25.12.2009, опубл в бюллетень №3, 27.01.2011, по кл. С09К 8/20;

2. Патент РФ №2235751 от 07.02.2003 г., опубл. в бюллетень №25, 10.09.2004, по кл. С09К 7/02;

3. Патент РФ №2655276 от 29.03.2017, опубл. бюллетень №15, 24.05.2018, по кл. С09К 8/20.

Утяжеленный буровой раствор, содержащий структурообразователь - глину, минеральную соль - хлористый калий KCl, регулятор pH среды - гидроксид калия КОН, лигносульфонатный реагент - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ-2М, баритовый утяжелитель КБ-3, смазочную добавку ДСБ-4ТТПБ, пеногаситель Santi F и воду, отличающийся тем, что дополнительное утяжеление бурового раствора производится комплексным вводом сухого (железистый - гематит или железорудный концентрат ЖРК) и водорастворимого солевого (формиат натрия или калия) утяжелителей, а для стабилизации фильтрационных и реологических свойств дополнительно содержит реагент стабилизатор - высокомолекулярную натрий-карбоксиметилцеллюлозу КМЦ-1100 и феррохромлигносульфонат ФХЛС-М при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Работа состоит из 1 файл

курсач.docx

Буровой раствор, применяемый при бурении скважин, выполняет одновременно ряд функций, обеспечивающих предупреждение и борьбу с осложнениями. Буровой раствор – это сложная многокомпонентная система, регулирование свойств которого осуществляется введением в него различных материалов и химических реагентов. Буровые растворы должны обеспечивать безопасность ведения работ при высоких скоростях бурения и выполнение заключительных работ по выводу работ скважины из бурения с максимальной продуктивностью. Буровые растворы или промывочные жидкости за полувековой период прошли эволюцию от вспомогательного элемента технологии строительства скважин до фактора, решающим образом определяющего эффективность и конечный результат буровых работ в целом. По мере освоения новых нефтяных и газовых месторождений, расширения географических регионов и усложнения геолого-технических условий бурения роль буровых растворов неуклонно возрастала в прошлом, не ослабла эта тенденция и в настоящее время. Современные методы бурения скважин различного профиля и назначения, включая бурение горизонтальных скважин для прокладки трубопроводов и линий связи под водоемами и градостроительными объектами, требуют новых технических решений и технологических разработок.

1. ФУНКЦИИ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН.

Функция промывочных жидкостей:

1. Удаление продуктов разрушения из скважины;

2. Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб;

3. Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии;

4. Создание гидростатического равновесия в системе "ствол скважины - пласт";

5. Сохранение проницаемости продуктивных горизонтов;

6. Перенос энергии от насосов к забойным механизмам;

7. Обеспечение проведения геофизических исследований;

8. Предохранение бурового инструмента и оборудования от коррозии и абразивного износа;

9. Закупоривание каналов с целью снижения поглощения бурового раствора

10. Предотвращение газо-, нефте-, водо проявлений;

11. Снижение коэффициента трения.

Классификация промывочных жидкостей:

В практике бурения в качестве буровых растворов используются:

2) водные растворы;

3) водные дисперсные системы на основе:

– добываемой твердой фазы (глинистые, меловые, сапропелевые, комбинированные

– жидкой дисперсной фазы (эмульсии);

– конденсированной твердой фазы;

– выбуренных горных пород (естественные промывочные жидкости);

4) дисперсные системы на углеводородной основе; 5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости

(дизельное топливо, нефть);

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20

– 22%) и повышенным содержанием (более 20 – 22%) твердой фазы.

Буровые растворы в определенных условиях могут искусственно насыщаются воздухом и

переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от

его содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды.

Утяжелители буровых растворов (или как часто их еще называют – буровые утяжелители) представляют собой специальные составы, которые меняют параметры бурового раствора при проведении определенного вида работ. Помимо просто увеличения плотности бурового раствора утяжелители влияют на свойства и структуру жидкости, применяемой в рамках бурения скважин.

Многокомпонентный состав утяжеленного бурового раствора включает воду с различной степенью минерализации как дисперсную среду, в которой распределяются частицы глины, непосредственно сам утяжелитель и растворы различных реагентов, определяющих его свойства и характеристики. Сам по себе утяжелитель бурового раствора – это химически инертный компонент, как правило, представляющий собой взвесь малоабразивных частиц тяжелых минералов.

Цель применения утяжелителей заключается в сохранении целостности стенок ствола скважины, если работы проводятся в слабосцементированных породах, предотвращения попадания в ствол воды, нефти или газа, а также для снижения нагрузки, действующей на талевую систему буровой установки. Для достижения необходимого эффекта от использования утяжелителей бурового раствора необходимо рассчитывать его плотность таким образом, чтобы создаваемое в результате давление раствора на стенки скважины на пять-десять процентов превышало пластовое.

Применение утяжелителя для буровых растворов подразумевает необходимость использования гидросмесителей или мешалок, где в буровой раствор вводится порошок для утяжеления, после чего буровой насос подает раствор в скважину. В качестве материала для утяжеления может выступать доломит, барит или другие компоненты. Выбор конкретного утяжелителя производится исходя из условий проведения работ и требуемого эффекта.

Очистка утяжеленного бурового раствора по своим принципам схожа с очисткой обычного раствора, однако в данном случае неприменимы илоотделители, поскольку вместе с частицами выбуренной породы они будут выделять и утяжеляющий компонент. Для очистки такого раствора в виброситах используются сетки с ячейками размером 5х2 или 5х1 миллиметр, больший размер ячейки не позволит эффективно выделить шлам, а меньший будет захватывать не только частицы шлама, но и утяжелитель. Важным фактором при использовании утяжеленного бурового раствора является его дегазация, в противном случае увеличивается риск его переутяжеления.

Читайте также: