Операция цементирования начинается ЦА №1, который закачивает 7,5 м3 буферной жидкости с производительностью 10,7 л/с, затем ЦА №7, 8, 9, 10, 11,1 2 начинается закачка облегченного цементного раствора с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесительными агрегатами № 4, 5, 6. После того цемент из этих смесителей вырабатывается, ЦА № 13, 14, 15, 16, 17, 18 начитается закачка облегченного цемента с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесителями 7, 8, 9. Затем ЦА №1, 2, 3, 4, 5, 6 начинается закачка цементного раствора с общей производительностью 64,2 л/с, приготовленного смесителями 1, 2, 3. После закачки тампонажных растворов освобождается цементировочная пробка и агрегатом № 20 начинается продавка, к которой сначала подключаются ЦА № 11, 12, 13, 14, 15, 16 имеющие втулки 115 мм, ведут продавку на 4 скорости. К моменту закачки 193 м3 продавочной жидкости давление на цементировочной головке достигает 8 МПа - предельное для 4 скорости. Для снижения гидродинамических давлений, продавка продолжается ЦА № 11, 12, 13, 14, 15, 16 на 3 скорости с суммарным расходом 36 л/с. Последний 1 м3 продавочной жидкости закачиваются одним цементировочным агрегатом на третьей скорости с расходом 6 л/с.

Определение времени цементирования:

Время на закачку буферной жидкости:

где количество ЦА для закачки буферной жидкости;

подача агрегата, м3/с.

Время на закачку ОЦР:

Время на закачку ЦР:

Время на продавку:

Режим работы цементировочной техники представлен в таблице 2.18.

Таблица 2.18

Работа цементировочной техники

Номер ЦА	Буферная жидкость	ОЦР	ЦР	Продавка	Всего
20					10,7л/с
19
18			10,7
17			10,7			10,7л/с	6л/с	6л/с
16			10,7			10,7л/с	6л/с
15			10,7			10,7л/с	6л/с
14			10,7			10,7л/с	6л/с
13			10,7			10,7л/с	6л/с
12		10,7				10,7л/с	6л/с
11		10,7
10		10,7
9		10,7
8		10,7
7		10,7
6				10,7
5				10,7
4				10,7
3				10,7
2				10,7
1	10,7л/с			10,7
Время, мин.	9	13,4	13,6	15,4	3,1	50,1	19,2	2,8	126,6

2.10.8 Контроль качества цементирования

В техническое оснащение цементировочных работ входит станция контроля процесса цементирования СКЦ - 3М, которая предназначена для одновременного автоматического измерения и регистрации основных технологических параметров процесса цементирования: давления нагнетания, плотности жидкости, подаваемой в скважину, суммарного расхода цементировочных агрегатов и объема закачанной жидкости. На пульте расположены показывающие и регистрирующие приборы для измерения плотности жидкости, давления нагнетания и расхода жидкости. Датчики станций установлены на блоке манифольда 1БМ - 700.

Комплект станции включает выносные блоки связи, позволяющие руководителю работ поддерживать постоянную связь с операторами, обслуживающими агрегаты и машины, и подавать команды.

На период цементирования на устье скважины устанавливают цементировочную головку, которая навинчивается на цементируемую колонну. Головка оснащена контрольным манометром и может иметь предохранительный клапан с отводом.

Качественное цементирование предполагает выполнение всех основных функций цементного камня на протяжении всего периода проведения работ в скважине, и прежде всего полное исключение перетоков и затрубных проявлений. Резкое изменение условий в скважине может привести к преждевременному нарушению герметичности затрубного пространства. Кроме того, цементный камень в скважине подвержен старению и разрушению под воздействием пластовых флюидов и других факторов. Поэтому было бы полезным контролировать состояние цементного камня в разные периоды.

Однако на практике применяют способы контроля цементирования, которые могут характеризовать его качество лишь в начальный период. Оцениваются следующие показатели качества: высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве; полнота замещения бурового раствора тампонажным в зацементированном интервале; равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве, что позволяет судить о соосности ствола скважины и обсадной колонны; сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины; герметичность обсадной колонны и затрубного пространства.

Высоту подъема тампонажного раствора замеряют для того, чтобы убедится, что обсадная колонна зацементирована в предусмотренном интервале. Для измерения высоты подъема тампонажного раствора можно применять методы термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии.

Для определения надежности зацементированной обсадной колонны и затрубного зацементированного пространства их испытывают на герметичность. Эти исследования проводят после ОЗЦ. Герметичность проверяют путём опрессовки избыточным внутренним давлением. При испытании колонн способом опрессовки избыточное внутреннее давление на устье скважины равно:

.

Минимальное необходимое давление на устье скважины для испытания верхней секции определяется по формулам:

;

;

;

где - минимально допустимое внутреннее давление при испытании на герметичность. Для колонны

Так как мы имеем опрессовочное давление больше 7 МПа, то при испытании на герметичность внутренним давлением обсадная колонна считается герметичной, если создаваемое в ней давление в течение 30 мин сохраняется или снижается относительно опрессовочного не более чем на 0,5 МПа. Наблюдения за характером изменения давления при этом необходимо начинать через 5 минут после создания в колонне заданного давления испытания.

2.11 Освоение скважины

Освоение скважины -- это комплекс работ, проводимых в скважине с целью очистки зоны продуктивного пласта от загрязнения, подготовки ствола скважины для эксплуатации и получения промышленного притока пластового флюида. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, глубину спуска которых определяет добывающее предприятие. Устье скважины герметизируется при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового, создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации. Уменьшение противодавления на пласт производится переводом скважины на более легкую жидкость - с промывочной жидкости на нефть. После получения притока из продуктивного пласта отключают насос, а скважине дают поработать до получения промысловых значений давлений.

3 ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

Класс буровой установки для бурения конкретной скважины или группы скважин выбирается по номинальной грузоподъёмности, которую не должен превышать наибольший вес применяемой компоновки с учётом перегрузок (затяжки, прихваты). Грузоподъёмность вышки, лебедки и талевой системы должна обеспечивать безопасное проведение работ по подъёму, спуску и расхаживайте наиболее тяжёлой колонны.

С учетом этих условий, а также на основе работы на данной группе площадей на идентичных скважинах делаем следующий вывод: для бурения скважины выбираем буровую установку с верхним приводом: компании IRI, допустимая нагрузка на крюке - 363 тс.

3.2 Обогрев буровой в зимних условиях

Теплоснабжение осуществляется: от индивидуальной котельной установки на два котла ПКН-2С, бойлерной установки на 149 кВт производительностью 3136 кгс/ч воды при температуре 1000С, допустимое рабочее давление 10,5 кгс/см2, топливо: дизельное, сырая нефть или природный газ. Подогревателя воздуха на 1230 кВт типа IDF-21 ВО TIOGA производительностью 595 м3/мин при атмосферном давлении и 16 электронагревателей типа FRI-24 мощностью по 0,37 кВт, топливо - сырая нефть, природный газ. В насосном сарае и на мерниках поддерживается температура в зимних условиях +30С, под буровой 00С; +10С.

3.3 Краткое описание конструкции буровой установки компании IRI

Привод буровой установки электрический, основных механизмов - постоянного тока, вспомогательных - переменного тока. Способ сооружения буровой установки мелкоблочный.

Блок вышечно - лебёдочный. Основание блока двухъярусное: высота 7,92м, ширина - 12,2 м, длина - 13,7 м, допустимая нагрузка 454 тс, при одновременном весе расставленных на подсвечнике свечей 272 тс. Вышка буровая ВВМ-148-750 открытая консольная А - образная, высота мачты 45,1 м, статистическая нагрузка на крюке 454 тс при оснастке 6Ч7, рассчитана на силу ветра 42 м/с с трубами на подсвечнике, 53 м/с без труб. Кронблок с шестью роликами, один ролик Ш 1270 мм отдельно под канат Ш 34,9 мм. Подкронблочная площадка. Площадка верхового, регулируемая по высоте от 25,0 до 26,4 м с шагом 0,38 м, включает будку верхового с сидением и электронагревателем. Пневматическая лебёдка на площадке верхового EUFD/PT компании INGERSOL-RAND, для работы с УБТ, устройство аварийного спуска верхового - скользящее по тросу Т - образное сидение с тормозом и консольными приборами, площадкой для работы с обсадными трубами, модели А с однотонным электроподъёмником, электродвигатель на 2.24 кВт. Буровая оборудована рамой для опоры НКТ с мостками с трёх сторон поручнями, обеспечивая опору расставленных на подсвечнике труб посередине свечей. В комплектацию буровой входит - устройство для подъёма вышки в комплекте с необходимыми приспособлениями. Комплект для центрации вышки - два домкрата на 50 тс с механическими насосами.

Кронблок ИТВ 525-6-50 фирмы IRI/IDECO шестироличный, грузоподъёмностью 476 тс, подъёмный крюк на пружинной подвеске Вертлюг TL - 400 фирмы IRI/IDECO, грузоподъёмностью 363 тс, рабочее давление 35,2 мПа. Механизм крепления неподвижного конца талевого каната Hercules 131т допустимое натяжение на струну каната Е-200 фирмы IRI/IDECO, грузоподъёмностью 363 тс при оснастке 5Ч6, приводная мощность 1567 кВт, скорости главного барабана: 4 вперёд, 4 назад, скорости тартального барабана и ротора: 2 вперёд, 2 назад с электрической системой контроля. Вспомогательная тормозная система с пультом управления и трансформатором. Ограничитель подъёма крюкоблока пневматическая. Автомат подачи долота на забой с пневматическим двигателем и пультом управления. Система охлаждения тормозов: теплообменного типа с круговой циркуляцией воды, включает в себя резервуар на 5,6 м, теплообменник титановый, 2 центробежных насоса 23R с электродвигателями по 14,9 кВт. Электропровод лебёдки и ротора GE752, электродвигатели постоянного тока, номинальная мощность 746 кВт, кратковременная 895 кВт. Гидравлическая система свинчивания и развинчивания труб - гидравлические цилиндры свинчивания, развинчивания и вращения с усилителем хода.

Циркуляционная система включает в себя шесть резервуаров для бурового раствора общим объёмом 304 м. Блок доливной ёмкости и центробежных насосов для блока очистки. Все ёмкости оборудованные уровнемерами передающие на пульт бурильщика информацию о наличии бурового раствора в мерниках. Мерники обвязаны между собой центробежными насосами для перекачек бурового раствора с одного мерника в другой. В каждом мернике стоят перемешиватели бурового раствора.

Блок очистки бурового раствора состоит из 6 тандемных вибросит, пескоотделителя и илоотделителя, две центрифуги, желобам для отвода шлама. Для отчистки бурового раствора от газа на мерниках установлен газодегазатор, он включает в себя вакуумную камеру Ш1524 мм производительность вакуумный насос, струйный - электродвигатель 3.73 кВт.

Смесительная система или блок приготовления бурового раствора включает в себя глиномешалки RII152,4LR оборудованные трубкой внутри или смешивающая турбина, насосы центробежные, насосы центробежные для перекачки бурового раствора, воронки для подачи составляющей бурового раствора, ёмкость для подачи барита в загрузочную воронку системы, перемешиватели механические.

Манифольд буровых насосов включает в себя нагнетательную линию и линию глушения, нагнетательная линия двойная Ш 125мм, линия глушения Ш50,8 мм, стояк манифольда двойной Ш 125 мм. Манифольд и стояк манифольда рассчитан на давление 35,2 мПа. Линия глушения рассчитана на давление 42,2 мПа.

Буровой шланг Ш 88,9 мм, длина 22,9 м на 35,2 мПа, давление испытания 70,3 мПа.

Воздушная система оборудована помещением для расположения компрессоров. На буровой имеется - воздушной компрессор непрерывного действия производительностью 4,33 м/мин, воздушный компрессор для холодного запуска производительностью 0,91 м/мин, воздухосборник и воздухосушка самовосстанавливающаяся, система воздухопровода.

Буровая установка оснащена дизельгенераторами блоками марки САТ 3512 мощностью по 1500 кВт 3 штуки. Энергетическими блоками с укрытием, генераторы силовые контрольные кабели электродвигателей постоянного тока. Силовые и контрольные кабели верхнего привода.

Система освещения включает:

- 28 прожекторов S400HPS-1 по 4000 Вт

-2 прожектора S400HPS-1 по 400 Вт

- 15 прожекторов S400HPS-2 по 150 Вт

- 41 флюоресцентную арматуру S60F-2 по 60 Вт.

Вся система однофазна на 220 В, 50 Гц, осоправочная взрывозащитная состоит из ламп дневного освещения и ламп высокого давления

- 1 сигнальную лампу предупреждения летающих объектов AOL 100 на 100 Вт на подкронблочной площадке

Аварийная система освещения включает:

- 4 лампы накаливания S1-50-XP На 500 Вт

- 4 лампы накаливания S1-50-VP На 500 Вт

вес на 24 В постоянного тока

Система связи:

- 2 погодозащитные пункты телефонной и громкоговорящей связи для помещений располагаются будка мастера и бурильщика и будка энергетического блока

- 3 пункта телефонной громкоговорящей связи, располагаются пол буровой и циркуляционная система,

- индикатор веса тип Е с датчиком Е-80, рассчитан на усилие 84019 кгс на одну струну.

Буровой самописец с перьями, параметры записи:

- единица веса от датчика индикатора веса,

- скорость механического бурения,

- давления на насосах,

- крутящий момент бурильного инструмента,

- число оборотов бурильного инструмента,

- число ходов бурового насоса.

Буровая установка оборудована системой контроля измерительных приборов компании Totco.

Роторный электрический счетчик момента вращения. Счетчик числа оборотов ротора. Моментомер на машинном ключе. Индикатор талевого каната с двумя счетчиками, указывающими:

- суммарную работу барабана каната,

- работу каната после перепуска,

Система слежения за буровым раствором:

- за объемом бурового раствора в резервуарах,

- за объемом раствора в доливной емкости,

- за объемом выходящего раствора и скважины,

- за количеством ходов бурового насоса.

Буровая также оборудована поддонами для сбора бурового раствора под буровыми и подпорными насосами. Поддонами для сбора бурового раствора под тандемными виброситами дренажной системой для сбора разлившегося бурового раствора под мерниками истоком его в бункер сбора. Для сбора раствора под буровой под роторным блоком устанавливается ванна для стока раствора в шахту с последующей перекачкой его в бункер сбора.

Двумя буровыми насосами Т-1600 НР фирмы IRI/IDECO, трехцилиндровые одностороннего действия, допустимое давление 40 мПа приводная мощность 1193 кВт.

На буровой имеется верхний привод 1050Е CANRIG его характеристика:

- номинальная нагрузка 500 т,

- нагрузка на подшипник 305 т,

- потребляемая мощность длительная 843 кВт,

- максимальное число оборотов 300 в мин.,

- крутящий момент: непрерывный длительный 1057 Н.м, при раскреплении соединений 2406 Н.м,

- номинальная мощность 453 кВт,

- устройства расстановки труб с дистанционным управлением

- элеватор дистанционного управления 9ВЕ грузоподъемность 363 т, для труб от 77,47 мм до 203,2 мм система управления пневматическая.

- двумя комплектами штропов элеватора грузоподъемности 318 т и 454 т.

Верхний привод

Многие специалисты - буровики считают, что роторное бурение имеет существенные недостатки, устранение которых возможно за счёт использования на буровой установке систем верхнего привода. Использование верхних приводов позволяет также применять новейшие технологии в бурении скважин.

В самом общем виде преимущества использования верхнего привода можно определить как повышение эффективности ведения буровых работ, снижение рисков возникновение аварий и осложнений скважин в процессе бурения, безопасность работы для персонала и улучшение возможности управления скважиной в процессе нефтегазопроявлений (НГВП).

За счёт использования верхнего привода можно получать значительные эксплуатационные преимущества, за счет того, что:

- отсутствуют временные затраты на извлечение и установку вертлюга и квадрата в шурф при переходе от бурения к СПО и обратно;

- наращивание бурильной колонны при наклонно-направленном бурении происходит таким образом, что компоновка находится непосредственно в забое, что сокращает затраты времени на переориентацию бурового инструмента после каждого наращивания;

- важнейшим аспектом бурения с верхним приводом является возможность обеспечения непрерывного вращения бурильной колонны и циркуляции раствора при проработке ствола скважины методом «сверху вниз» и «снизу вверх»;

- непрерывное вращение бурильной колонны позволяет значительно понизить силы трения при её подъёме в наклонные или горизонтальные скважины;

- снижается опасность того, что бурильная колонна или дорогостоящее скважинное оборудование и инструменты будут прихвачены в стволе и т.д.

Проталкивающе - вытесняющий механизм для спуска и подъёма бурильных труб.

Двухплашечный проталкивающий захват позволяет контролировать движение трубы в скважину и из неё при работе, как с толстостенными, так и облегчёнными трубами. Развиваемое усилие проталкивания труб 25000кг, а вытягивания 11000кг.

Кроме того, использование верхнего привода особенно эффективно при бурении скважин с малой вертикалью и большим горизонтальным отходом для передачи дополнительной нагрузки на долото.

4 СПЕЦИАЛЬНАЯ ТЕМА

Введение. Актуальность темы

Сегодня, когда добыча нефти осуществляется во все более сложных горно-геологических условиях, принципиальное значение получают вопросы внедрения новых технологий, обеспечивающих наращивание дебита скважин, особенно за счет качественного вскрытия продуктивных пластов. Вскрытие продуктивных пластов, особенно первичное является важнейшим этапом строительства нефтегазовых скважин. От качественного выполнения работ данного этапа в значительной степени зависят коллекторские свойства продуктивного пласта, а, следовательно, и основной показатель качества новой скважины -- ее дебит.

Ухудшение коллекторских свойств, происходит из-за загрязнения продуктивного пласта, уменьшения его проницаемости за счёт:

• закупорки пор твердой фазой бурового раствора, жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважины;

• гидратации и диспергирования глинистых минералов, находящихся в порах пласта;

• взаимодействия несовместимых жидкостей в скважине и пласте: образования эмульсий, осадков;

• изменения вязкости пластовых флюидов под влиянием полимеров.

На месторождении Одопту - море в настоящее время ведется бурение скважин с горизонтальным окончанием

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию водоотдачи раствора, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.

Для успешного бурения скважин с большим отклонением от вертикали очень важным является тщательное понимание динамики и качества очистки ствола. Для скважин с большим зенитным углом, как правило, шлам выпадает на нижнюю стенку ствола скважины, в стороне от основного потока флюидов в верхней части ствола скважины. Это усложняет удаление шлама из скважины.

Очистка ствола - одна из самых больших трудностей в бурении скважин с большим отклонением от вертикали. Очистку ствола в общем можно разделить на 3 категории, имеющие достаточно различные стратегии и обстоятельства:

Скважины с зенитным углом 0 - 45°

• Скважины с зенитным углом 45 - 65°

Скважины с зенитным углом 65 - 90°

Движение шлама в скважинах с различными зенитными углами, представлено на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Движения шлама в вертикальных, средних и скважинах с большим зенитным углом

В вертикальной скважине, с зенитным углом до 45°, выбуренная порода выносится на поверхность посредством преодоления скорости скольжения выбуренной породы, когда шлам должен падать на сотни метров до достижения забоя ствола скважины. В скважинах с зенитным углом 45 - 65°, шлам начинает формировать "дюны", так как расстояние для их попадания уже на стенку скважины теперь измеряется в миллиметрах. Самой замечательной чертой этого угла отклонения является то, что при остановке насосов "дюны" начинают скользить (или спускаются лавиной) вниз до забоя скважины. Это существенно изменяет стратегию очистки ствола скважины в сравнении с вертикальной скважиной. Последний диапазон зенитного угла 65 - 90° представляет другую картину. Здесь выбуренная порода падает на нижнюю сторону ствола и формирует непрерывный слой выбуренной породы большой длины. Хотя здесь уже нет опасностей, связанных с обвалом дюн, тем не менее, очистка ствола в данной среде представляет еще больше проблем.

Следует отметить, что в скважинах с зенитным углом 45 - 65° присутствует часть ствола с отклонением 0 - 45°, а в скважинах с зенитным углом 65 - 90° есть интервалы с двумя вышеназванными диапазонами зенитного угла.

Очень важно понять, как в действительности происходит очистка ствола в скважинах с большим углом отклонения и в чем она отличается от очистки вертикального ствола и с небольшим углом отклонения. Механизмы очистки ствола скважин с вертикальным стволом и стволом с небольшим углом отклонения очень различны.

Основное отличие для скважины с большим зенитным углом (по сравнению со скважиной с малым зенитным углом) состоит в том, что для выпадения шлама существует расстояние всего в несколько миллиметров, прежде чем шлам достигнет стенки ствола скважины. Следовательно, смесь шлама с флюидом при угле отклонения 65 - 90° очень отличается от смеси при вертикальном отклонении до угла 45°. Даже при прокачке с очень высокой скоростью потока, шлам будет выпадать на стенку скважины в скважинах с большим углом отклонения. Термин "скользящая скорость", обычно применяемый для вертикальных скважин, становится неуместным, т.к. шлам не "скользит" против движения флюида, а скорее движется как "дюна" вдоль нижней стороны ствола скважины. Как только шлам входит в интервал ствола скважины со средним зенитным углом (+/- 45° в интервале набора угла), поведение шлама опять меняется. В этот момент, шлам более легко "перемешивается" в режиме потока, однако, при остановке насосов, шлам быстро выпадает на нижнюю сторону ствола и лавиной проносится вниз по стволу до тех пор, пока угол не становится слишком большим для продолжения движения. В этот момент формируется дюна. Как только шлам попадает в вертикальный интервал ствола скважины, он сразу меняет свое поведение на присущее вертикальному стволу.

В скважинах с большим зенитным углом скорости флюида будут отличаться от скорости в вертикальном интервале ствола. В вертикальной скважине и на вертикальном участке скважины с большим отходом от вертикали (БОВ) флюид движется свободно вокруг бурильной трубы. Для ствола с большим зенитным углом скорость в межколонном пространстве имеет меньшее значение, поскольку буровой раствор в основном движется только над бурильной трубой, где шлам не образуется без движения трубы. Это имеет значительное влияние на требования по реологии бурового раствора, параметрам бурения и на выбор долота и КНБК. Единственный способ приведения шлама в режим потока - это механическое перемешивание слоя шлама (т.е. перемешивание слоя шлама вращением трубы), поскольку буровой раствор практически постоянен на нижней стороне ствола скважины. При соответствующей реологии бурового раствора перемешанный шлам будет подниматься, и смешиваться с флюидом, движущимся с высокой скоростью, и таким образом, подниматься вверх по стволу до тех пор, пока он не выпадет на нижнюю сторону снова. При продолжении перемешивания шлам вновь будет подниматься, и переноситься вверх по стволу. Если буровой раствор разжиженный, шлам может легко подниматься, но затем сразу выпадать на нижнюю сторону ствола. Без вращения буровой раствор просто движутся над шламом, и очистки ствола не происходит.

Основываясь на вышеприведенных наблюдениях, можно сделать следующие общие выводы по очистке ствола в скважинах с БОВ:

реология бурового раствора играет основную роль в очистке ствола

скважины и ее часто очень трудно оптимизировать. Буровой раствор должен иметь способность "подвешивать" (держать во взвешенном состоянии) шлам на участке с большим углом отклонения ствола достаточно большой длины с тем, чтобы перемещать этот шлам вверх по стволу. И далее, буровой раствор должен иметь такие качества, чтобы поднять шлам до поверхности в вертикальном интервале ствола;

крайне важным для очистки ствола скважины является вращение трубы. При бурении забойным двигателем очистка участков ствола с большим углом отклонения производиться практически не будет. Опыт показывает, что существует несколько "барьерных" значений скорости [17], обеспечивающий лучшую очистку ствола. В стволе скважин большего диаметра значительное улучшение очистки ствола происходит при скорости вращения 100-120 об/мин.

Скорость потока является ключевым параметром для нормы, когда

ствол считается очищенным. Говоря проще, чем выше скорость промывки, тем быстрее можно очистить ствол при сочетании с достаточно высокой скоростью вращения. Из опыта [17] известно, что существует "барьер" на нижней планке значений скорости потока и что точка уменьшения выхода шлама существует на верхней планке значения. Важно учитывать тот факт, что пока шлам все еще проходит через вибросита, значит, ствол все еще очищается.

4.1 Обзор существующих растворов на основе эмульсий

Требованиям, обеспечивающим высокое качество вскрытия продуктивных пластов, удовлетворяют растворы на углеводородной основе (РУО).

Использование РУО позволяет практически полностью исключить снижение проницаемости призабойной зоны скважины, поскольку несущей фазой этих растворов являются углеводороды, по физико-химическим свойствам родственные углеводородному флюиду, насыщающему продуктивный пласт, и, следовательно, не образующие при их взаимодействии малоподвижных смесей, блокирующих поровое пространство призабойной зоны скважины.

Инвертные эмульсии. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропластками калийно-магниевых солей.

Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы, которую регулируют уровнем минерализации водной фазы в растворе и косвенно оценивают по давлению водяных паров.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР):

ИБР - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроокись кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленасыщенных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220°С). Разработан в МИНХнГП им. И. М. Губкина.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2 - 3 %.

Необходимое условие приготовления ИБР - возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР):

ЭИБР-инвертная эмульсия (эмульсия II рода) на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный, по сравнению с ИБР, предел термостойкости (180-190°С). Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР.

Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР):

ВИЭР разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора-эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70°С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15 - 20% битумного концентрата [18].

Термостойкий инвертно - эмульсионный раствор (ТИЭР):

Этот раствор разработан совместно во ВНИИБТ и в СевКавНИПИнефти.

ТИЭР - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (самых жирных кислот окисленного петролатума), атионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии.

ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С. Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или не утяжеленной базовой эмульсии.

Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркулирующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделяются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6 - 0,8 мм.

4.2 Характеристика используемого бурового раствора

Гидрофобные эмульсионные растворы являются системами типа вода в масле, относятся к классу растворов на углеводородной основе и предназначаются для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, бурение скважин с большими горизонтальными отходами от вертикали.

Гидрофобные эмульсионные растворы имеют нулевую фильтрацию при измерении по стандартной методике. Вязкость этих растворов сильно зависит от содержания воды: чем выше содержание водной (внутренней) фазы, тем выше язкость. В зависимости от вида задач поставленных при строительстве скважины, содержание водной фазы колеблется от 50 до 80 объемных %.

Гидрофобные эмульсионные растворы легко прокачиваются существующими типами насосов. Неутяжеленные гидрофобные эмульсии в виду отсутствия в них твердой фазы могут перекачиваться плунжерными насосами. Наличие тиксотропных свойств позволяет утяжелять эти растворы существующими утяжелителями (барит, гематит и др.), что позволяет получать гидрофобные растворы различной плотности (от 0,98 до 2,0 г/смі).

При использовании в качестве водной фазы растворов солей (NaCl, CaCl, MgCl и т.д.) гидрофобные растворы не теряют своих свойств в широком диапазоне температур от - 50°С до +130°С.

Материалы применяемые для приготовления гидрофобных эмульсионных растворов. Дисперсионная среда - дизельное автотракторное топливо марки (Л) и обезвоженная нефть охинского месторождения. Дисперсная фаза - минерализованная вода. Для минерализации могут быть использованы хлориды натрия, кальция или магния. Можно использовать минерализованную пластовую воду.

Состав используемого на месторождении раствора приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Состав используемого бурового раствора

Наименование компонента бурового раствора	Содержание компонента в %
Интервал	90-1350	1350-5775	5775-6390
Вода пресная	42	24,5	24,5
Дизельное топливо Л-40	27	53,2	53,2
Нефть охинская,	9,7	9,4	9,4
Эмультал в стальных бочках	2	2	2
СЭТ-1	1	2	2
СМАД-1	4	3,3	3,3
Хлористый кальций (кальцинированный)	15	10	10
VG-PLUS (органофильная глина)	0,5	1,1	1,1
Окись кальция	0,8	1,1	1,1

Характеристика химических реагентов

Эмульгаторы

Эмультал - сложный эфир триэтаноламина и дистиллированного талового масла. Вязкая, текучая при положительных температурах жидкость темного цвета с характерным хвойным запахом. Хорошо растворим в продуктах переработки нефти. Прекрасный эмульгатор систем В/М. Гидрофобизирующие и стабилизирующие свойства выражены довольно слабо. Поэтому в рецептуре предлогается его использование совместно с ПАВ обладающими гидрофобизирующими и стабилизирующими свойствами. При отрицательных температурах для выгрузки из тары его необходимо подогреть, допускается введение острого пара внутрь тары. Поставляется в металлических бочках ёмкостью 200-250 литров.

CЭТ-1 - стабилизатор - эмульгатор термостойкий.

Структурообразователи и дополнительные стабилизаторы:

СМАД-1М - раствор окисленного петролатума в дизельном топливе в соотношении 1:1. СМАД-1М обладает эмульгирующими, стабилизирующими и гидрофобизирующими свойствами. Оптимальная дозировка 2-4%. В разработанной рецептуре бурового раствора для скважины № 201 применяется в качестве гидрофобизирующего и стабилизирующего ПАВ дополняя тем самым эмультал.

Органофильный бентонит Vg-plus - представляет собой продукт химического взаимодействия четвертичных аммониевых солей (с длинными органическими радикалами) с бентонитовыми глинами, обладающими высокой обменной емкостью. Этот продукт придает системе РУО структуру. То есть, набухая в углеводородной среде РУО, образует внутри РУО молекулярную сетку, которая и работает, удерживая от оседания выбуренную породу, утяжелитель и т.п., повышая вязкость системы и т.д. Так же он эффективно снижает фильтрацию бурового раствора, позволяет повысить значение реологических показателей.

При бурении скважин с большим отходом от вертикали и с горизонтальным окончанием бурильный инструмент лежит на нижней стенке скважины. Так как бурение ведется роторным способом, то из-за сил трения между стенкой скважины и бурильными трубами, УБТ и элементами КНБК происходит сильное повышение температуры. При повышении температуры эмульсионный раствор может распасться на углеводородную и водную фазы. Это происходит вследствие того, что химический состав эмульгатора при повышенных температурах изменяется, и поэтому теряются эмульгирующие свойства. Распад эмульсии на фазы приводит к тому, в продуктивный пласт попадает вода, коллекторские свойства пласта ухудшаются, что приводит к снижению дебита скважины. Так же есть вероятность того, что распавшаяся эмульсия при охлаждении не восстановится, и тогда появится необходимость полностью заменить раствор, что приведет к незапланированным затратам химических регентов и материальных средств.

Для повышения термостойкости раствора в данном проекте рассматривается 2 компонента, которые повышают термостойкость гидрофобных эмульсионных растворов.

4.3 Лабораторные исследования

Целью лабораторных исследований является разработка термостойкого эмульгатора для инвертного эмульсионного раствора, который не терял бы своих свойств при температуре до 130 єС.

Приборы для определения свойств раствора

Для определения ДНС и пластической вязкости используется ротационный вискозиметр ВСН-3. Принцип действия -- определение напряжений сдвига в измеряемой среде, расположенной между вращающейся с различной частотой наружной гильзой и внутренним цилиндром, связанным с измерителем момента кручения.Ротационный вискозиметр ВСН-3 позволяет при комнатной температуре определить СНС по стандартной методике и равновесную или неравновесную кривую течения в интервале скоростей сдвига 200 - 660 с-1. Пределы измерения касательных напряжений -- до 900 дПа, динамической вязкости -- от 1 до 400 мПа·с. Основные приведенные погрешности измерения касательных напряжений сдвига и динамической вязкости соответственно не более 4 и 5 %.

Показатель фильтрации определяется на приборе ВМ-6. технические характеристики ВМ - 6: предел измерения показателя фильтрации при диаметре фильтра 75 мм 46 см3; фактический диаметр фильтра 53 мм; давление фильтрации 0,1 МПа. Прибор сохраняет работоспособность при температуре окружающей среды 5 - 50 єС, погрешность измерения не превышает ±0,5 см3.

Для определения коэффициента трения фильтрационной корки применяется прибор КТК. Принцип действия: на фильтрационную корку помещается металлический цилиндр и оставляется в покое, затем через 5, 10, 15 минут изменяется угол наклона прибора от 0 до 20є и когда цилиндр начинает двигаться регистрируется значение угла, тангенс угла наклона и будет коэффициент трения корки.

Для определения термостойкости раствора применялась масляная баня. В емкость с маслом помещается термостойкий стакан с пробой бурового раствора. В стакан помещается термометр и производится нагрев, для равномерного нагрева раствор перемешивается.

Напряжение электропробоя измеряется прибором ИГР-1, принцип действия которого основан на том, что в раствор помещены 2 электрода и регистрируется значение напряжения, при котором между электродами возникает электрический ток. Напряжение пробоя воды 40 В, а эмульсии - более 150 В.

Признаками распада эмульсии являются:

- изменение цвета раствора от светло-коричневого до черного;

- снижение напряжения пробоя до 80 - 100 В;

- разделение фаз на углеводородную и водную с четкой границей раздела.

Для определения термостойкости применяемого на месторождении раствора, была приготовлена порция раствора с применяемой рецептурой, но без органоглины и оксида кальция. Исключение из состава раствора органоглины и оксида кальция необходимо для того, чтобы более точно определить термостойкость эмульгаторов, а эти реагенты сами в небольшой степени влияют на термостойкость.

Результаты лабораторных исследований исходного раствора на термостойкость приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Параметры исходного раствора

Параметр	Значение
Напряжение пробоя до нагревания U, В	320
Температура, при которой эмульсия распалась Т, єС	106
Напряжение пробоя после охлаждения U, В	240

Из таблицы 4.1 видно, что данный раствор распался при температуре 106 єС, а после охлаждения восстановился, так как напряжение пробоя хоть и снизилось, но осталось достаточно высоким. Снижение напряжения пробоя может говорить о том, один из применяемых эмульгаторов не восстановился после охлаждения раствора.

Чтобы определить, какой из реагентов потерял свои свойства после нагрева, были приготовлены пробы раствора с исключением одного из эмульгаторов и каждым реагентом по отдельности, а так же вводом реагента СМАД-АСН вместо СМАД-1М.

Результаты испытаний приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Параметры растворов

Состав раствора	Напряжение пробоя, В	Температура распада, єС	Напряжение пробоя после охлаждения, В	Восстановился после охлаждения, Да/Нет
1. Нефть (9,4%), ДТ(53,2%), Эмультал (4,1%), СМАД-1М(3,3%), вода+CaCl(30%)	300	110	280	Да
2. 1-й+ Эмультал (4,1%)+ СМАД-АСН(3,3%)	300	98	280	Да
3. 1-й + Эмультал (7,4%)	380	112	360	Да
4. 1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	340	108	100	Нет
5. 1-й+ CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-АСН(3,3%)	280	92	80	Нет
6. 1-й + CЭТ-1 (7,4%)	320	110	100	Нет

Из данной таблицы видно, что эмульгатор СЭТ-1 обладает низкой термостойкостью и не восстанавливается после охлаждения, а Эмультал восстанавливается, но распадается при невысоких температурах. Следовательно, исходный раствор частично распадается при высоких температурах и, поэтому есть вероятность попадания воды в продуктивный пласт. Для восстановления эмульсии необходимо дополнительное введение эмульгатора, что ведет к дополнительным затратам.

Как указано в [18], введение окисленного битума способствует повышению термостойкости эмульсии. Поэтому в реагент СЭТ-1 были введены добавки битума в количестве до 15 %, затем были проведены лабораторные исследования. В наличии имелось два вида битума: сильно окисленный и слабо окисленный.

Результаты исследований с добавлением сильно окисленного битума приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Параметры растворов с добавлением в СЭТ-1 сильно окисленного битума

Состав раствора	Напряжение пробоя, В	Температура распада, єС	Напряжение пробоя после охлаждения, В	Восстановился после охлаждения, Да/Нет
Битум в СЭТ-1 - 5%
. 1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	320	112	260	Да
1-й+ CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-АСН(3,3%)	320	102	100	Нет
1-й + CЭТ-1 (7,4%)	340	114	240	Да
Битум в СЭТ-1 - 10%
1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	360	114	280	Да
1-й+ CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-АСН(3,3%)	340	102	100	Нет
1-й + CЭТ-1 (7,4%)	400	116	240	Да
Битум в СЭТ-1 - 15%
1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	360	114	280	Да
1-й+ CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-АСН(3,3%)	320	104	80	Нет
1-й + CЭТ-1 (7,4%)	380	117	260	Да

Как видно из данной таблицы, термостойкость растворов с добавлением сильно окисленного битума увеличилась, но не на много, зато появилось свойство змульсии восстанавливаться после охлаждения. Исключением является раствор, в состав которого входит СМАД-АСН. Этот раствор имеет низкую термостойкость и не восстанавливается после охлаждения, поэтому данную рецептуру можно исключить из исследований.

Данные по результаты исследований с добавлением слабо окисленного битума приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Параметры растворов с добавлением в СЭТ-1 слабо окисленного битума

Состав раствора	Напряжение пробоя, В	Температура распада, єС	Напряжение пробоя после охлаждения, В	Восстановился после охлаждения, Да/Нет
Битум в СЭТ-1 - 5%
. 1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	360	116	260	Да
1-й + CЭТ-1 (7,4%)	440	120	320	Да
Битум в СЭТ-1 - 10%
1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	380	121	320	Да
1-й + CЭТ-1 (7,4%)	400	124	300	Да
Битум в СЭТ-1 - 15%
1-й + CЭТ-1 (4,1%)+ СМАД-1М(3,3%)	420	127	300	Да
1-й + CЭТ-1 (7,4%)	380	128	280	Да

По данным таблицы 4.3.4 видно, что с увеличением концентрации слабо окисленного битума до 15% в составе эмульгатора СЭТ-1 термостойкость эмульсионного раствора возрастает до 128 єС. Так же увеличивается напряжение пробоя до нагрева раствора и остается достаточно высокой после нагрева и охлаждения раствора.

Исходя из полученных результатов, наиболее полно удовлетворяет требованиям рецептуры бурового раствора, в состав которых входит эмульгатор СЭТ-1 со слабо окисленным битумом в концентрации 15% объема СЭТ-1. Таких рецептур две, поэтому выбор наиболее подходящей возможен только после проведения исследований на остальные свойства буровых растворов. Для этого были приготовлены порции растворов с добавлением органоглины, оксида кальция и баритового утяжелителя.

Полученные результаты представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Технологические параметры буровых растворов

Показатель	Значение параметров при различной рецептуре
	Нефть (9,4%), ДТ(53,2%), СЭТ-1+битум (4,1%), СМАД-1М(3,3%), вода+CaCl(30%), Vg-Plus(1,1%), СаО(1,1%), Барит(15%)	Нефть (9,4%), ДТ(53,2%), СЭТ-1 +битум (7,4%), вода+CaCl2(30%), Vg-Plus(1,1%), СаО(1,1%), Барит(15%)
Соотношение фаз, У/В	70/30	70/30
Электростабильность, В	460	480
Плотность, кг/м3	1160	1160
ПФ, см3/30мин	3	3
Коэффициент трения корки через время, мин.	5	0,09	0,09
	10	0,11	0,12
	15	0,14	0,16
Пластическая вязкость, мПа·с	3,3	3,6
ДНС, дПа	38	35
СНС через 1мин./10 мин., Па	8,2/12,3	9,1/13,4
Термостойкость, єС	131	133
Электростабильность после остывания, В	400	440

Исходя из полученных результатов, можно сделать вывод, что наиболее полно соответствует требованиям раствор, в рецептуру которого входят: СЭТ-1 с растворенным в нем слабо окисленным битумом в количестве 15% и СМАД-1М. У данного раствора ниже коэффициент трения фильтрационной корки, что очень важно при бурении горизонтальных скважин, ниже пластическая вязкость и выше ДНС. Последние 2 свойства характеризуют коэффициент выноса шлама Кп [19]:

Полученное значение характеризует буровой раствор, как наиболее подходящий для промывки скважин с БОВ, так как значение Кп =500 с-1, как сказано в [19], считается достаточно высоким.

По результатам проведенных лабораторных исследований можно сделать следующие выводы:

- для повышения термостойкости инвертного эмульсионного раствора целесообразно в состав эмульгатора СЭТ-1 вводить слабо окисленный битум в количестве 15%, что повышает термостойкость эмульсии до 131 єС;

- при повышении температуры выше 131 єС данный раствор распадается на углеводородную и водную фазы, но после остывания способен восстановиться при перемешивании;

- с улучшением свойств эмульгатора СЭТ-1 отпадает необходимость использования более дорогостоящего Эмультала.

Из выше сказанного следует, что при бурении скважин с большим отходом от вертикали и с горизонтальным окончанием целесообразно использование инвертного эмульсионного раствора, в состав которого входит в качества эмульгатора СЭТ-1 с добавленным в него 15% слабо окисленного битума.

Для данного месторождения инвертный эмульсионный раствор с полученными свойствами (высокий коэффициент выноса шлама и высокая термостойкость) является наиболее подходящим.

5 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА

Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей природной среды -- важнейшие проблемы человечества на современном этапе его развития. Они отражают общественную потребность в предотвращении и устранении вредных последствий хозяйственной деятельности человека.

В решении экологических проблем по охране окружающей среды и защите ее от загрязнения определенная роль принадлежит буровым предприятиям. При отсутствии надлежащего контроля буровые работы могут вызывать серьезные нарушения экологического климата, приводить к загрязнению местности сточными водами, буровым раствором, химическими реагентами, остатками горюче-смазочных материалов, нарушать естественную изоляцию между пластовыми флюидами в земных недрах и режим подземных источников водоснабжения.

На современном этапе развития нефтяной и газовой отрасли перед буровыми предприятиями ставятся задачи активного использования и внедрениям современных технологий (например, таких как строительство горизонтальных скважин) с целью обеспечения роста показателей эффективности производства. Буровые организации должны большое внимание уделять качеству скважин (т.к., в конечном счете не важно сколько строили скважину - месяц или три месяца, а сколько она проработает, давая нефть или газ), вопросам экономического и экологического характера, в то же время сохраняя высокие скорости работы.

В данном разделе приведены: краткая характеристика района работ; источники и виды воздействия на окружающую природную среду; мероприятия по охране окружающей природной среды; предупреждение возникновения аварийных ситуаций; а также рассмотрены вопросы по технике безопасности и противопожарным мероприятиям при приготовлении и использовании применяемого при строительстве скважины инвертного эмульсионного раствора.

5.1 Источники и виды воздействия на окружающую природную среду

Основными потенциальными источниками воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважины являются следующие технологические операции [20]:

• подготовительные работы к строительству скважины;

• строительные и монтажные работы;

• бурение скважины:

o приготовление бурового раствора;

o очистка отработанного бурового раствора от выбуренной породы;

o наращивание бурильных труб, спуско-поъемные операции;

o прием, хранение утяжелителя, химреагентов, дизельного топлива, нефти технологической;

o ремонт и техническое обслуживание буровых насосов, машин и механизмов;

o очитка оборудования и рабочих мест;

• крепление скважины:

o приготовления жидкостей для цементирования;

o цементирование обсадных колонн;

o работа цементировочной техники;

• при испытании (освоении) скважины:

o вызов притока;

o освоение и очистка скважины;

o гидродинамические исследования.

Ожидаемые загрязняющие вещества:

• при бурении и креплении скважины:

o порошкообразные, сыпучие и жидкие материалы и химические

реагенты для приготовления и обработки бурового и тампонажного растворов;

o буровой шлам;

o избыточный буровой раствор;

o отходы тампонажного раствора и других жидкостей при тампонажных работах и разбуривании цементных стаканов;

o буровые и бытовые сточные воды;

o отработанные нефтепродукты и масла;

o бумажная, полиэтиленовая, деревянная и другая невозвратная тара;

• хозяйственный мусор;

• при освоении скважины на продуктивность дополнительно:

o пластовый флюид (нефть, пластовая вода);

o возможно поступление совместно с пластовым флюидом пластового песка, бурового раствора и его фильтрата, проникшего в пласт.

5.2 Охрана водных объектов и почвенно - растительного покрова

Почвы и растительность в пределах площадки под буровую установку, трассы подъездного пути, площадки котлована-накопителя отходов бурения являются наиболее уязвимыми объектами возд...