.

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

 .

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

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

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

 л/ч,

а скорость добавления воды окажется равной

 л/ч.

Реагенты-структурообразователи

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.4 Обоснование выбора способа бурения и проектирование режимов бурения

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

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

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

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

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

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

Потребный расход бурового раствора определяется из зависимости

Q = d * F

Где в – удельный расход жидкости л/с на см2

F – площадь забоя, см2.

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

низа бурильной колонны.

Бурение в интервале 7-50 м.

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

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

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

Режим бурения:

осевая нагрузка 4-12 тс;

производительность насосов 59,3 л/с;

число оборотов ротора 80 - 120 об/мин;

допустимое давление на насосах 114 кгс/см2;

диаметр втулок 170мм;

число двойных ходов 65 х/мин.

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

Режим бурения:

осевая нагрузка 15 -18 тс;

производительность насосов 51,8 л/с;

допустимое давление на насосах 114 кгс/см2;

число оборотов ротора 90 - 100 об/мин;

диаметр втулок 170мм;

число двойных ходов 65 х/мин.

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

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

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

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

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

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

Бурение в интервале 1300-2625 м производится роторным способом

долотом 269,9 М-ГВ (МГ-Н)

Режим бурения:

осевая нагрузка 15-18 тс;

производительность насосов 35,3 л/с;

число оборотов ротора 100-120 об/мин:

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

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

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

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

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

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

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

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

1.5 Методы ликвидации аварий

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Извлечение прихваченной части бурильной колонны

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

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

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

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

Предпочтение отдается освобождающимся ловильным инструментам.

Извлечение прихваченной бурильной колонны.

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

1.6 Выбор типов и параметров буровых растворов

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

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11