Расчет расхода оптимального количества бурового раствора при бурении эксплуатационных скважин на площади "Гармистан"

В связи с этим были предприняты попытки обработки глин с целью увеличения выхода раствора. Предлагаемые реагенты для обогащения глин можно разделить на две группы:

- неорганические (кальцинированная сода, перманганаты, алюминат натрия, окись магния);

- органические (водорастворимые полиакриловые кислоты, этиленмалеиновый ангидрид в комбинации с другими веществами). В некоторых случаях рекомендуют совместное использование органических и неорганических реагентов.

Одним из широко используемых способов обогащения кальциевых глин является способ добавки к глине пептизирующего реагента, такого, как карбонат натрия (кальцинированная сода) в количестве от I до 10%. Оптимальное количество - 3-5%. Этот метод основного обмена ионов кальция на ионы натрия не всегда был успешным возможно потому, что ионный обмен невозможно заставить идти до завершения. Не все глины хорошо обогащаются кальцинированной содой.

Рекомендуется применять перманганаты для тех глин, которые плохо обогащаются содой. Количество солей перманганата невелико -0,2-0,4%. Выход раствора из вайомингского бентонита увеличивается с 13,55 м3/т до 18,75 м³/т при обработке 0,4% КМnО₄, а выход раствора вайомингского бентонита с первоначальным выходом 17,0 м3/т увеличивается до 22,05 м³/т, т.е. на 29,7%. Перманганатом хорошо обогащаются натриевые бентониты.

Для увеличения выхода раствора из кальциевого бентонита и суббентонита применяют сополимеры этиленмалеинового ангидрида с соединениями щелочных металлов, которые являются водорастворимыми, ионизируемыми и имеют анион, способный реагировать с кальцием, образуя водонерастворимый осадок.

Наилучшие результаты дает применение кальцинированной соды. Считают, что функция этой добавки заключается в создании ионов натрия для обмена с ионами кальция в кальциевом монтмориллоните, превращая последний в натриевый монтмориллонит. Однако такой обмен не позволяет превратить кальциевый монтмориллонит в истинно натриевый, такой, как вайоминг-ский бентонит, поэтому для дальнейшего увеличения выхода раствора используют сополимеры этиленмалеинового ангидрида с гексаидиеном (1,5%) или диаллиловым эфиром. Количество кальцинированной соды составляет 3-5%; сополимера - 0,02-0,12% от веса глины. Фирменное название этиленмалеинового ангидрида с удельной вязкостью 0,1- DX-840-31, а натриевая соль этиленмалеинового ангидрида с удельной вязкостью 0,1 получила название DX-849-54.

Введение реагентов для обогащения, как правило, производится во время помола, иногда непосредственно в буровой раствор.
Для определения вязкости широко используют ротационный вискозиметр Фанна, который может быть использован для замера структурной вязкости, предельных динамического и статического напряжения сдвига и других показателей раствора. Более точным и удобным прибором является ротационный вискозиметр Фанна VG-34, который непосредственно без пересчетов показывает вязкость в сантипуазах и напряжение сдвига (статическое и динамическое).

Бентониты принято подразделять на щелочные (натриевые) и щелочно - замельные (кальциевые). В составе обменной емкости натриевых бентонитов преобладают одновалентные металлы Na⁺ К⁺. Натриевые бентониты обладают высоким осмотическим давлением, хорошо набухают и диспергируются в воде, могут переходит высокий выход раствора. Кальциевые бентониты имеют низкое осмотическое давление, слабо набухают и диспергируются в воде, могут переходит в натриевые (добавка кальцинированной соды), имеют низкий выход раствора.

Применение бентонитовых глинопорошков экономически очень выгодно, так как позволяет обложить и ускорить приготовление и регулирование параметров буровых растворов, снизить расходы материалов. Эти преимущества возрастают при использовании порошков с высокими выходами раствора (до 18 м³/т), в то время как у обычных глин выход раствора 2-3 м³/т.

Недостаткам бентонитовых порошков является то, что они дают суспензии малой плотности и весьма чувствительны к агрессивным воздействиям солей. Это устраняют путем добавок утяжелителей или низкокаллоидных глин и защитных реагентов. Следует отметить, что утяжеление бентонитовых суспензии низкокаллоидными глинами крайне нежелательно, так как это ведет к повышенному содержанию твердой фазы в растворе и связано с трудностями при регулировании структурно - механических свойств раствора.

Наряду с бентонитовыми применяются гидромодитые (местные) глинопорошки, при использовании которых в 3-4 раза удорожаются буровые растворы по сравнению с растворами из местных кашовых глин. Для повышения качества глинопорошков всех типов на ряде заводов во время помола глинистое сырье модифицируют путем химической обработки различными реагентами. Добавка кальцинированной соды переводит кальциевые глинопорошки в натриевые, при этом выход раствора повышается с 6-8 до 9-10 м³/т.

Комбинированные обработки глинопорошка небольшими количествами окиси молния и КМИ, читана, метаса позволяют повысить выход раствора из бентонитов с 7-10 до 15-18 м³/т. И снизить их чувствительность к агрессивному воздействию электролитов. Модифицированные глинопорошки выпускают заводы глинопорошков. Основные рецептуры модифицирования приведены ниже:

1) глинопорошок +5% Na₂CO₃ (Ca²⁺ фракции переводятся в Na⁺)

2) глинопорошок + окись магния (MgO);

3) глинопорошок + КМЦ - 500 + Na₂CO₃;

4) глинопорошок + 0,3% метаса + 3% Na₂CO₃;

5) глинопорошок + М-14;

6) глинопорошок + ССБ + Na₂CO₃;

В соответствии с техническими условиями и в зависимости от качества сырья глинопорошки делятся на пять сортов:

высший и I сорт получают из качественных натриевых бентонитовых глин;

II и III сорт - из менее качественных натриевых и кальциевых глин;

IV сорт - из гидрослодистых или илинтовых глин.

Выход раствора из глинопорошка, вязкость, плотность и содержание в нем песка находят так же, как и при определении качества глины.

2.5 Определение влажности глин и глинопорошков

буровой раствор месторождение скважина

Навеску глинопорошка (10±0,01 г) поместить в сушильный шкаф в стеклянном бюксе, высушить пробу при 105°С, пока разность между двумя последовательными взвешиваниями станет менее 0,01 г.

Первое взвешивание проводить через 2 ч, повторное - каждые 30 мин. Перед взвешиваем пробу следует охладить в эксикаторе с безводным хлористым кальцием или концентрированной серной кислотой. Содержание в лаж (в %) вычисляется с точностью до 0,1% по формуле

где: Р-масса влажного образца, г;

Р₁ - масса высушенного образца, г.

Влажность тонкость помола и содержание поска в палыгорскитовом глинопорошке находят.

Таблица

Показатели качества глинопорошков по ТУ39-043-74

Показатели	Сорт глинопорошка
	Высший	I	II	III	IV
Плотность раствора (при вязкости 25с по вискози) метру (СВП-5), г/см3, не более Выход раствора (при вязкости 25 с по вискозиметру СВП-5), м3/т, не менее Содержание песка, % не более Влажность, % Толкать помола (остаток на сите), % не более С сеткой №0,5 С сеткой № 0071	1,043 15 6 6-10 - 10	1,054 12 6 6-10 - 10	1,073 9 7 6-10 - 10	1,10 6 7 6-10 - 10	> 1.100 < 6 8 6-10 - 10

так же, как и в обычных глинах и глинопорошках. Следует отметить, что достаточно высокая нормированная влажность палыгоррскитового глинопорошка связано с особенностями его строения (частица палыгорскита имеют гидрофильность, препяствующую его смепанию во время хранения). Кроме того, понижение остаточной влажности приводит к снижению выхода раствора, а повышение - к налипанию во время перемалывания.

2.6 Определение отстоя палыгорсткитовой суспензии

Палыгорскитовые глинопорошки (на сухое вещество) высыпают в предварительно приготовленный раствор хлористого натрия, содержащий 115 г. соли и 350 см³ воды. При приготовлении необходимо учесть воду, содержащуюся в навеске порошка палыгорскита. Суспензия перемешивается на отстоя 100 - 200 см³ приготовленной суспензии выливают в мерный цилиндр и оставляют в покое на 2 ч. Величину отстоя ( в %) определяют по формуле:

где: в - величина осветленной части суспензии см³;

а - общее количество суспензии, см³ ;

Расход глинопорошков для приготовления 1 м³ раствора следует рассчитывать с учетом влажности, принимая плотность обсомотно сухого порошка 2,7 г/см³, а плотность воды 1 г/см³

где: Р - количество глинопорошка, т;

V_p - плотность приготовляемого раствора, г/см³;

В_л -влажность глинопорошка, %.

2.7 Утяжелители

Буровые растворы, приготовленные из наиболее распространенных глин, имеют плотность 1,15- 1,25 г/см³. Если используются бентониты, то можно то можно приготовить раствор с плотностью 1,5-1,08 г/см³.

Глины некоторых типов обеспечивают получение бурового раствора плотностью 1.40-1.45 г/см³ без применения специальных утяжелителей. В остальных случаях, когда необходим раствор с более высокой плотностью, используют добавки инертных порошкообразных материалов утяжелителей. Утяжелители в зависимости от плотности подразделяют на три группы.

Первая группа -V=3 г/см³. К ней относятся материалы низкой плотности (2,6-2,9 г/см³) со сравнительно невысокой гидрофильностью это малоколлоидные глины. Вследствие инертности они могут быть введены в раствор в больших количества, чем глины плотностью до 1,7 г/см³ но при этом получается высокое содержание твердой фазы, что отрицательно сказывается на эффективности бурение, регулируемости параметров растворов и приводит к перерасходу химических реагентов.

На практике с помощью утяжелителей этой группы увеличивают плотность раствора до 1,4-1,5 г/ см³ при нормальных остальных параметрах. Обычно выгоднее даже при небольшой утяжелении добавлять небольшие количества высококачественного утяжелителя, чем большое количество низкосортного или малоколлоидные глины. Большое знамение имеют добавки утяжелителей первой группы (известь, цемент) в растворы на нефтяной основе при утяжелении их до 1,1-1,3 г/см³. Средством утяжеления инертных эмульсий и растворов с небольшим содержанием твердой фазы является также их засоление, позволяющее поднять плотность на 0,1-0,2 г/см³. Материалы этой группы утяжелителей имеются в достатке почти в любом нефтяном районе страны.

Вторая группы -V -3.8 /50 г/см ³. К ней относятся барит и желозистые утяжелители.

Барит (ВаSO₄)- минерал белого цвета. Который в личном виде (без примесей) имеет плотность 4,48 г/см³. невысокую твердость (3-3,5 по шкале Мооса) и малую абразивность. В бурении применяют преимущественно баритовые концентраты производства обогатительных фабрик цветной металлургии и в небольшом количестве баритовые руды. Количество флатационных баритовых концентратов ниже, чем жильного барита или барита получаемого при гравитационном обогащении чисто баритовых руд. Это объясняется тем, что во флотационном барите содержатся вредные примеси флотореагентов, ухудшающие смачивание его в буровом растворе и вспенивающие раствор,а также вода растворимые соли тонкодисперсные и глинистые частица.

2.8 Показатели качества флотационного боратового концентрата

Водорастворимые соли, например двух-и трехвалентное железо, оказывают сильное коагулирующее воздействие на бурового раствора уже при концентрации 0,003-0,005 % и тем самым снижают пре-де утяжеления.

Тонкодисперсные и глинистые частицы повышают структурообразующую способность баритовых концентратов за счёт их высокой адсорбционной активности. Вследствие высоких гидрофильности и дисперсности утяжелитель превращается в активный компонент, усиливающий структурообразование и запущение.

Для повышения количества баритового концентрата послабления или нейтрализации вредного влияние различных примесей баритовый концентрат при помоле обматывается водными растворами обезважнных фосфатов кислого пирофосфата или триполифосфата, а также алкулсульфонола и жидкого стекла. Модифицированное баритовые концентраты добавками обезвоженных фосфатов позволяют гидрофилизировать поверхность частушек, нейтрализовать загущающее действие тонкодисперсных частиц барита и связывать ионы кальция, вызывающие коагуляцию растворов.

Добавки алкилсульфонола позволяют достигнуть наименьшего предела аэрации буровых растворов против обычного флотационного баритового концентрата, гидрофибируют частицы барита, что очень важно при использовании растворов на нефтяной основе. Снижение аэрации растворов достигается также путем замены метода прощения баритового концентрата с флотореагенты, вспенивающие раствор. При этом повышается общее количество утяжеление.

Добавки жидкого стекла значительно снижают содержание в баритовых концентратах глинистых частиц размером менее 2 мкм.

Модифицированные различными добавками флотационные баритовые концентраты позволяют снизить расход барита, а также затраты времени и средств на утяжеление и и обработку растворов. Экономия утяжелителя достигается также за счёт оптимизации парамтеров бурового ратсвора.

Растворы на водной основе, подлежающие утяжелению, должны иметь следующие параметры: СНС =15/25 мг/см² Т=25/40 с максимальная величина водоотдачи, при которой допускается утяжеление, должна быть не более 15 см³ за 30 мин.

Гематит (Fe₂ O₃) один из главных железных руд вишнево -красного цвета. Плотность его до 5.3 г/см³ (без примесей) твердость высокая 5,5-6,0 по школе Мопса и из-за высокой образивности применение его органичено.

Магнетит (FeO*Fe₂O₃) представляют собой дватной окисел с содержанием FeO до 31% он мало отно обладает магнитными свойствами. Магнетит черного цвета со слабым металлическим блеском. Наличие магнитных свойств у него создает условия для возникновения прихватов бурильных труб. Приличной возникновения прихватов при использованием магнетита является образование платных слоев из утяжелителя на поверхности бурильных труб и обсадных колонн, уменьшающих эффективное сечение скважины. Применение магнетита ограничено.

Третья группы - V-6/7 г/см³ и более к ним относят феромарганец, феррофосфор и ферросилиций. но они не получили применения из-загидролитического разложения железных сплавов с образованием токсичных и взравчатых продуктов.

Показатели качества флотационного боратового концентрата по ГОСТ -4682-74 показаны в таблице.

Высокие степени утяжеления обеспечивают концентраты свинцовых руд0 а также железы стомышьяковые руды, при добавлении которых можно получить раствор плотностью 3,8 г/см³. Вводить эти утяжелители следует в раствор плотностью 2,2 г/км³ и выше. В ряде районов при бурении скважин, а также при ликвидации нефти газоводопроявлений необходимы буровые раствора плотностью 2,7-3,0 г/см³.

Таблица

Показатели качества флотационного баритового концентрата

Показатели	Норма для марок
	КБ-1	КБ-2	КБ-3	КБ-4	КБ-5	КБ-6
Содержание сернокислого бария,% не менее Содержание двуокиси кремнья, % не более Содержание железа в пересмеете на Fe2 O3 % неболее Содержание суммы кальция и магния в перемисте на CaO.% не более Содержание водорастваримы солей % не более в том числе кальция Содержание влаги % Содержание фракций размером 5 м% не более	95	92	90	87	85	80
	- 0,25 0,05 2 4 5	- 0,30 0,05 2 4 5	- 0,35 0,05 2 4 10	- 0,40 0,05 2 4 15	- 0,45 0,05 2 4 20	- 0,45 0,05 2 4 20

2.9 Определение качества утяжелителей

Плотность барита других сыпушик вещать определяют с помощью волюметра М-шателье или упраценного пикнометра. Пикнометр заполнят до нижней метки керосином ()по мениску помещают в сосуд с водой,имеющей температуру 20 ⁰ С и выдерживают до выравнивания температура керосина и вода (15-20 мин) Если уровень керосина опускается ниже метки, керосин подливают, если выше отсасывают.

Предварительно порцию утяжелителя высушивают до постоянной массы при температуре 105⁰ С в сушильном шкафу, охлаждают в эксикаторе и отваживают 100г. С точностью до 0,01 г Навеску утяжелителя засыпают в пикнометр небольшими порциями так,чтобы уровень керосина поднялся до верхней метки или до гобой метки в пределах школы. После этого пикнометр поворачивают вокруг вертикальной меняя направление вращение до полного выделение воздушных пузырьков. Затем выдерживают в сосуде с водой до окончания изменения уровне керосина, остаток утяжелителя взвешивают и по разности между массой исходной навески и остатка определяют количество утяжелителя в граммах, засыпанного в пикнометр. Раздев это количество на прирост объёма в пикнометре, определяют плотность утяжелителя в г/ см³:

где: м-масса остатка баритового концентрата после заполнения пикнометр, г;

v-прирост объёма между начальным и конечном уровнями.

Существует ускоренный метод определения плотности сопуших материалов. В сухой и чистый стеклянный пикнометр вместимостью 25 мм. Через воронку насыпают 5-10 г сыпучего материала. Из бюретки заполняют пикнометр керосином до метки встряхивая его для удаления пузырьков воздуха и при необходимости добавляя или отсасывая керосин. Вычитая из объёма пикнометра объем керосина, заполнившего пикнометр, получают объем, который занимает навеска в 5-10 г. Плотность (в г/см³) рассчитывается по формуле.

где: р -количество материала, засыпанного в пикнометр;

V₂- исходной объём пикномтера см³;

V₁- объём керосин заполнившего пикнометра, см³

Содержание влаги.около 10 г утяжелителя. озвешенного с точностью до 0,1 г сушат при температуре 105⁰С до постоянной массы. охлаждая бюкс в эксикаторе перед каждым взвыливанием.

Содержание влаги в определяют по формуле:

где: а- навеска утяжелителя до высушивания, г;

б -навеска утяжелителя после высушивания, г

Расход утяжелителей подсчитывают по формуле:

где: V₁,V₂,V₃- плотность, соответственно сходного бурового раствора, утяжеленного раствора, утяжелителя г/см³

h-влажность утяжелителя, условное единица.

Полученный по формуле результат необходимо увеличивать разбавление буровых растворов водой и жидкими реагентами при утяжелении. В связи с этим при подсмене расхода утяжелителя требуемую плотность увеличивают на 0,04 г/см³.

2.10 Химические реагенты и их классификация

Химические реагенты впервые начали применять в практике бурение скважин в 40х-годах. В настоящее время существуют около 50 основных реагентов и более 500 модификаций этих реагентов,используемых для общего улучшения качества буровых растворов Все химические реагенты разделяют по наиболее распространенным группам.

А) по действо на свойства буровых растворов понизители водоатдали, в вязкости пептизаторы, структура образователи, коагуляторы и т.д

б) по отношению к действию температуры термостойкие и нетермостойкие.

в) по отношению к действию температуры термостойкие и нетермостойкие.

Реже применяются понятия -термосолестойкие и нетермосолестойкие органические и неорганические и.т.д

Реагенты понизители вязкости в ряде случаев способны снижать водото

2.11 Понизители водоотдачи

Реагенты на основе гуминовых кислот.

Углещелочной реагент (УЩР) предложен В.С. Барановым и З.П. Букс в 1934 г. для обработки буровых растворов. Это порошок темно-бурого цвета, раствором в воде. Основой УЩР являются натриевые соли гуминовых кислот. Содержание в бурам уше, идущем на приготовления УЩР должно быть не менее 35 %. Приготовление УЩР сводится к воздействию щелочи на бурый уюль

УЩР обладает многофункциональными свойствами является интенсивными пептизатором твердой фазы, особенно глинистой, эффективным понизителием водоотазами и вязкости эмульгатором и реагентом -регулятором рН.

При снижении вязкости используется жидкий УЩР с плотностью V=1.04-1.06 г/см3 20 % нойконцентарции. Ўелочь в составе УЎР пептизирует жинистые частицы, что повышает структуру бурового раствора УЩР эффективен в комбинации с другими реагентами КМЦ ССБ, кальцинированной содой, хромпиком фосфатами, ФХЛС и др.При комбинированных обработках помучаются лучшие результаты. И снижаются расходы химических реагентов. Установлено,что при бурении скважин, содержащих в разрезе глинистые отложения или сильно прощаемые коллекторы, число осложнеский (осыли,обвалы сужение ствола скважин, прихваты, затяжки, посадки и др) при применении УЩР зномительно больше чем при применении КССБ, модерфицированных и особенно КМЦ. Для предотвращения этого УЩР необходимо применять совместно с добавками силикатов натрия.

С ростом температуры выше 140⁰ С эффективность УЩР значительно с снижается этот недостаток устраняется добавлением к буровому раствору, обработанному УЩР0небольших (0,05-0,25%) добавок хроматов или бихроматов Na и.к

При этом водоотдача и безкость легко регулируются в диапазонах темпрератур 80-200⁰ С повышается порог коогуляции от добавок хлористого кальция. Однако СНС остается белким. К нумо и для его повышения нужно ввовдить бентоний. Злоупотребление добавки УЩР к растворам, содержащим небольшие количества твердой глинистой фазы, приводит к стабилизационному разжижению вплоть до выпадения осадка при науках знамениях водо одали. При высоком содержании глинистой фазы чрезмерные добавки УЩР вызывают «переобработку» когда сохраняются низкие знамения водотдали, а растворы инверсивно запустевают и термит чувствительность к дальнейшем добавкам реагента.

Это объясняется тем, что с ростом концентрации УЩР увеличивается и концентрация щелочи и пептизирующее действие последней нагноят перекрывать стабилизирующее действие гуленновых веществ.

При концентрации УЩР более 1,5 % содержание щелочи в реагенте становится достаточным, чтобы, вызвать калькуляцию раствора. Высокий разжижающий эффект наблюдается только при воздействии на буровые растворы из натриевых глин. С ростом содержание кальция в обменном комплексе разжижение сменяется структуры образованием. Поэтому большинство природных глин (кальциевые или кальцинированна )требует дополнительной обработки реагентами, связывающими ионы кальция (кальцинированная) сода и д.р)

Гумата натрия в присутствии хлористого натрия и других солей одновалентных металлов коагулируют,разжижающая способность их значительно ослабевает при содержании хлористого натрия примерно 0,2-0,5 % стабилизирующие свойства УЩР практически полностью термотся при взаимодействии с солями двухвалентных металлов-кальция и магния вследствие образования солей этих металлов плоха растворимых в воде.

При обработке УЩР утяжеленных буровых растворов особенно важно, чтобы реагент хорошо снимал вязкость. Для этого из заготовленного жидкого реагента необходимо удалить осадок, состоящий из желатиназных веществ и примесей При обработке не утяжеленных растворов отделять осадок нецелесообразно.

Температура также значительно валяет на свойства УЩР. Так, при 15⁰ содержание гуминовых веществ в УЩР составят 1,31 % (норма 3,5-4,5%) а при повышении температуры до 30⁰ С содержание гуминовых веществ при прочих равных условиях повышает до 2,43 %. Поэтому на буровых в случае неэффективного действия УЩР его необходимо растворять в подогретой воде или при плохой растворимости в вытяжки гуминовых веществ добавлять кальцинированную или каустическую соду.

УЩР имеет неоднородный состав, содержит непрореагировавший уголь, высокую влажность кроме, того он способствует самовозгоранию в местах массового хранения и при транспортировке в железнодорожных. Вагонах. Самовозгорание происходит в результате нейтрализациям добавляемой щелочи гуматами, что сопровождается экзотермической реакцией. Для предотвращения самовазгорния УЩР необходимо подсушивать до остатков влажности 15-18 % поставляется он в мешках массой 40 кг и навалом. Хранить его следует под навесам. Реагент нетоксичен.

Влажность УЩР навеска УЩР около 5 г высушивается до постоянной массы в сушильном шкафу при температуре 100-105⁰ С.Влажность (в%) рассчитывается по формуле.

Где А-потеря в массе г Б-взятая навеска влажного УЩР г

Влажность УЩР марки А должна быть не более 22 % марки Б-не более 28 %

Содержание гуминовых веществ в УЩР (норма 3,5-4,5%) в лаборатории при нагревании готовят раствор содержащий 10 % сухого бурого 2% нам растворе едкого натра Примерное содержание гуминовых веществ в таком растворе составляет 5 % Отбирают небольшой объем раствора (2-5 мл) точно отмеренный с помощью пипетки, и разбавляют раствор,внесенный в мерной цилиндр вместимостью 100 мл был достаточно окрашенным, но прозрачном. Во избежание обещвеливания, вызываемого солями, растворенными в воде, последнюю смякают, добавляя небольшое количество кальцинированной соды или фосфатов натрия. Такую же операцию проделывают с пробой раствора УЩР,взятой с буровой. Интенсивность окраски испытуемого раствора, помещенного в такой же цилиндр и эталонного, полущенного в лаборатории, должна быть одинаковой число, показывающее во сколько раз разбавлен испытуемый раствор (кратность, разбавления) деленное на кратность разбавления эталонного раствора и умноженное на пять-есть концентрация гуматов натрия в испытуемом реагенте. Выражается она в %. Общее содержания едкого натра в УЩР для пресных ратсворов должно быть 16 % для слаболинеролизованных (до 3 % NaCe)-20 %.

Эффективность химической обработки. Глина мельченная до кусков размером 1-2 см замаливается в 40 % ной слабоминерализованной (3 % NaCe) или пресной воде в зависимости от сорта испытуемого порошка

и выдерживается в течение 1 сут. Полученная глинистая постатецательно диспергируется в форфорвой ступке, размешивается в лабораторной мешалке и разбавляется водой до вязкости 80-100 с.Затем вводят 5 % УЩР (от объёма раствора) и перемешивают 30-45 мин. После добавки УЩР раствор резкостью, 40-50 с нагретый до 40⁰ С должен иметь водоотдачу не более 6см³ для УЩР марки А и 8см³ для УЩР марки Б.

Получение указанной блезкости достигается добавлением пресной или слаболинерализованной воды.

Жидкий УЩР 20 % ной концентрации после суточной выдержки должен иметь водоотдачу 3 см ³

Торфощелочной реагент (ТЩР) предложен В.С Барановым и З.П. Букс. Он представляет собой порошок темно- коричневого цвета, соотношение торфа и щелогии облыжно равно 10:2 или 15:2 По своему действию на свойства глинистых растворов ТЩР примерно аналогичен УЩР (содержание изминовых веществ в торфе 35-50).Особенностью ТЩР является наличие большого количества белонистых остаток, сильно повышающих вязкость раствора. Однако это становиться преимуществом при использовании ТЩР для обработки буровых растворов при борьбе с поглощениями.

2.12 Расчёт расхода бурового раствора при бурении скважин на площади «Гармистан»

Рассчитать объемной расход бурового раствора (подушу насосов) для бурения скважины турбинным способом на глубину 3000 м. при следующих условиях. Кондуктор диаметром 299 мм спускают на глубину 150 м диаметром трехшартошиного долота для бурения под кондуктор 349,2 мм. Промежуточную колонну диаметром 219 мм спускают на глубину 1500м диаметром 146 мм спускают на проектную губану (3000 м) диаметр трехтаралечного долота для бурения под эксплуатацию колонну 190,5 мм. До глубины 150 мм предпологается бурить турбобуром Т12 М3-240 с использованием бурильных труб типа ТБПВ диаметром 146 мм с толщиной стенки 9 мм, а с 1500 до 3000 турбобром ТС 4 А-170 с использованием бурильных труб того же типа, но диаметром 114 мм с толщиной стенки 8 мм. Длина УБТ-100 м диаметром УБТ при бурении под кондуктор и промежуточную колонну 203 мм, под эксплуатационную колонну 146 мм

Ведущая труба имеет диаметр проходного отверстия 85 мм.

Плотность бурового раствора по интервалам:

Интервал бурения, м 0-150 150-1000 1000-1500 1500-3000

Плотность раствора, 2 км² 1,2 1,3 1,4 1,5

Буровая установка у комплектована двумя насосами У8-6МА2.

Расчет определяем максимальную подачу буровых насосов при бурении с «нуля» (L=O) по формуле.

где N пол - полезная мощность бурового насоса кВт; Ар - коэффициент перепада давления в турбобуре; А - коэффициент потерь давления, не зависящий от глубины скважины; Рv•p плотность бурового раствора, г/см³.

По таблице видно, что поизбная Мощность бурового насоса У8-6МА2 составляет блок Вт.

Ар=Р_табл/ Рv•p Q²

Где Р_табл - перепад давления в турбобуре (МПа) при подаче Q_табл(дм²/с). Согласно данным для турбобура Т12М3Б-240 Р_табл =7,7 мПа; Q_табл=55 дм³/с; платн. бурового раствора при бурении в интервале 0-150 м составляет 1,2 г/см³. Тогда

Ар= 77____ = 211,6•10^-5

1,2•55²

Коэффициент а определяется по формуле

А=а_м +а_убт l_убт+а_д+а_п•т

где а_ш= коэффициент потерь давления в манифольде. (Если принимается ведущая труба диаметрам походного отверстия 85 мм, то а_м = 34•10^-5; если диаметр походного отверстия рабен 10 мм, то а_м=30•10^-5); а_УБТ - коэффициент потерь давления в утяжеленных бурильных трубах.

Таблица

Техническая характеристика буровых насосов

Показатели	Тип бурового насоса
	У8-6М	У8-УМА2	УАБ-1250
Мощность	600	825	1250
Полезная мощность кВт	510	700	1062
Максимальное число двойных ходов помине в 1 млн	65	65	60
Частота вращения трансчиснонного вала рад/с (об/млн).	33,5(320)	34,7(332)	24,4(262)
Масса, т	25,5	31,4	47,2
Цена, мотс. руб.	26,0	38,0	-

Для УБТ диаметрам 203 мм а_УБТ=0,224•10^-5 ; ад - коэффициент потерь давления в промывочных отверстиях долота, который определяется по формуле: а_д=0,12/F²,

где: F-суммарная площадь промывочных отверстий долота, см².

Для далота диаметрам 349,2 мм F=21 см². Тогда ад=0,12/21²=27,2•10^-5; а_п•т - коэффициент потерь в верхнем узле турбобура, а_п•т=17,0•10^-5.

Подставив знамения этих величин в формулу, получим.

А= (134,+0,224•100+2у,2+17) •10^-5=100,6•10^-5.

Определяем расход бурового раствора.

Q=³v_______ 2•510_______ = 6481 дм³/с

(211,6+100,6)10^-5•1,2

Согласно характеристика насоса У8-6МА2, можно получив 61,2 дм³/с, если на дверь насосах будут диаметра поршней е70 мм при коэффициенте подами насосав 0,85 (подаче одного насоса при этими составляет 30,6 дм³/с).

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 61,2 дм³/с) по формуле

L _доп = N нас- (Ар+р) Рv•р Q³

В Рv•р Q³

где В-коэффициент потерь давлений зависяирит от глубины бурения и определяемый по формуле:

В = а_тр + а_зам/1₃+а_к•п

где а_тр коэффициент потерь давления в бурильных трубах. Его знамения в зависимости от диаметра бурильных трубах, тамщины их стенки, вида и качества бурового раствора приведены в следующей таблица (для нашего примера а_тр=52•10^-8); а_зам - коэффициент потерь давления в бурильных замерах знамения этого коэффициента

В нашем случае а_зам=0 (труба ТБПВ); lз = среднее расстояние между заликами, м (для расчетов принимается 1₃=1ам); а_кп - коэффициент потерь давления в за трубкам пространстве.

Его знамения в зависимости от диаметра бурильных труб, вида и количества бурового раствора (для нашего примера А_КП=1,4•10^-8). Следовательно В=(52+0+1,4)•10^-8=53,5•10^-8.

Определяем допустимую глубину бурения

L_дон=2•510-(211,6+100,6)•10^-5•1,2•61,2³ =1097,8м.

53,4•10^-8•1,2•61,2³

Предварительно принимаем L_дон = 150 м, так как с глубины 150 м плотность бурового раствора составляет 1,3 2/см³ и диаметр долота 269,9 мм.

Для новых условий определяем а_д, а_к•п, А,В:

а_д =0,12/17²=41,4•10^-5; а_к•п=8,5•10^-8;

А=(34+0,244•100+41,4+17) •10^-5=114,8•10^-5

В=(52+8,5) •10^-8=60,5•10^-8

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 61,2 дм³/с.

L_дон=2•510-(211,6+114,8)•10^-5•1,3•61,2³ =262,76 м.

60,5•10^-8•1,3•61,2³

Принимаем L_дон=260 м.

Для увеличенная допустимой глубины бурения принимаем на двух насосах диаметра поршней равными 160 мм.

Тогда подача одного насоса при коэффициенте подачи 0,85 составляет 26,77 дм³/с а подача двух насосов соответственно 53,54 дм³/с.

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 53,54 дм³/с.

L_дон=2•510-(211,6+114,8)•10^-5•1,3•53,54³ =3055 м.

60,5•10^-8•1,3•53,54³

Предварительно принимаем L_дон=1000,м, т.к. на глубине 1000 м плотность бурового раствора составляет 1,4 г/см³.

При этих условиях

L_дон=2•510-(211,6+114,8)•10^-5•1,3•53,54³ =24,51 м.

60,5•10^-8•1,3•53,54³

Принимаем L_дон=1500 м, т.к. с этой глубина меняются условия бурения (платность бурового раствора 1,5 г/см³, диаметр долота 190,5 мм, бурение турбобурами ТС4А-170, диаметр бурильных труб 114,м, диаметр утяжеленных бурильных труб 146 мм).

Для новых условий определяем ад, а _п.т., а_УБТ, а_тр, а_к.п.,Ар, А,В;

Ад=0,12/10²=120•10^-5;

а _п.т =56•10^-5

а_УБТ =0,8•10^-5 ; а_тр =182•10^-8 ; а_к.п =60•10^-8

Ар=8,9/1,2•25•²=1187•10^-5;

А=(34+0,8•100+120+56,0) •10^-52 до•10^-5

В=(182+60) 10^-8=242•10^-8

Определяем подачу насосов на глубине 1500 м при указанных условиях по формуле:

Q=³v______N пол______

(Ар+А+ВL)Рv•p

где: L - глубина скважины, м.

Q=³v ___________2•510________

(1187+290+242•10^-3•1500)

Согласно характеристике насоса У8-6Ма2 суммарная подача двух таких насосов при минимальных диаметрах поршней (130мм) составляет 16,74•2=33,48 дм³/с. Так как 33,48>33,31, то переходим на бурение с промывкой ствола скважина одним буровым насосам.

При этом подача одного насоса на глубине 1500. будет составляет

Q=³v ___________510________________=26,44 дм³/с

(1187+290+242•10^-3•1500) 10^-3•1,5

Согласно данным диаметр поршня принимаем равном 150 мм; при этом подача составляет 23,38 дм³/с.

Определяем допустимую глубину бурения при этой подаче

L_дон=510-(1187,0+290,0)10^-5•1,5•23,38³ = 4889 м.

242,0•10^-8•1,5•23,38³

Принимаем L_дон=3000 м.

3. Охрана труда и техника безопасности

Техника безопасности изучает теоретические и практические вопросы обеспечение техническими и организационными средствами, безопасных для жизни и здоровая трудящихся услобий труда. Вопросы охраны труда в Узбекистане находятся под пристальным вниманием и этим вопросам придается большое значение. Однако полностью ликвидировать травматизи и профзаболевание на производстве ещё не удается.

Несчастное случаи происходят по следующим организационным причинам:

1) низкой производственной квалификации исполнителя;

2) применения опасных приемов работ;

3) отсутствия технического надзора;

4) неправильных действий технического надзора;

5) отсутствия оградительных и защитных устройств и приспособлений;

6) отсутствие индивидуальных средств защиты;

7) пребывание в опасной зоне;

8) организация рабочего места с нарушением требований правил безопасности;

9) нарушения трудовой дисциплины с точки зрения техники безопасности буровые предприятия имеют ряд особенностей;

1. Используется громоздкое и тяжелое оборудование и инструмент, которые перемещают при монтаже, эксплуатации, ремонте, разгрузке и транспортировке.

2. Технологическое процессы, связанные с высокими давлениями, горючими жидкостями и годами, осложнениями геологического характера.

3. работы, связанные с процессам бурения, выполняются вне помещений, на открытом воздухе, при различных часто неблагоприятных метеорологических условиях.

4. Буровое оборудование подвержено разнообразным внешним воздействиям, что создает ряд опасных моментов (коррозию, действие низких температур, разряды атмосферного электричества и др.)

5. В некоторых применяют взрывчатые вещества, радиоактивные изотопы, высокотоксичные элементы особые миры.

Все эти особенности вызывают необходимость разработки специфических мероприятий по технике безопасности в тесной связи с противопожарной профилактикой и обязательного изучения их всеми специалистами.

Несчастные случаи в процессе бурения чаще всего происходят при захвате пострадавших вращающими частями механизмов. Для их предотвращения все вращающиеся и движущиеся части должны иметь ограждения. Работать без ограждений или при их неисправности запрещается. Перед началам работы каждой вахты необходимо провести проверку и осмотр всего бурового оборудования и предохранительных устройство, бурового инструмента, ограждений вращающихся частей, исправности индивидуальных средств защиты от трави (каски, предохранительное пояса, рукавицы, диэлектрические периатки и тд.), исправность переходных лестниц и мостков.

Перед включением бурового оборудования должен быть подан сигнал для предупреждения рабочей смены.

После ремонты или длительной остановки бурового оборудования необходимо провести осмотр ограждений, чтобы на них не было посторонних предметов. Запрещается снижать ограждения или их масти до полной остановки подвижных механизмов; ходить по ограждениям или под ними; входить за ограждения; перегиачивать через движущееся части механизмов или касаться их.

Во время работы механизмов запрещается проводить их ремонт; подтягивать крепления; надевать, снимать и надевать ценные и ременные передали; направляется кабель или канат на барабаны с помощью рачалов или руками.

Включать приводы механизмов без предупреждения и не убедившись в том, что это безопасно для других членов бригады, запрещается. При ремонте и осмотре оборудования на эго пусковых устройствах необходимо вывесить предупредительной знак: «не включать - работают люди». Чтобы предупредить ошибочное включение, принимаются специальные меры (вынимают предохранители при электроприводе или перекрывается подача горючего при приводе от ДВС).

Ручной инструмент необходимо содержать в чистоте и исправности. Работа неисправным инструментам запрещается.

Инструмент, применений для работы на высоте, во время работы должен быть привязан во избежание падения.

Предохранительное после, их цепи канаты проверяются рабочим перед каждым применением. Один раз в декаду их проверяет матер. Один раз в квартам производят проверку поясов и средств их крепления на статическую нагрузку.

При эксплуатации буровых установок с электроприводам необходимо предусмотреть выполнение правил техники безопасности для предупреждение электротравматизма.

Предотвращение пожаров и ограничение их распространения достигается за счет выполнения правил противопожарной безопасности.

4. Охрана окружаюшей среды

Проектом предусмотрен комплекс природа охранных мероприятий защите поив и водных ресурсов, который включает в себя:

- снятие почвенного покрова с территории земельного участка, отведенного под буровую;

- перемещение почвенного слоя и минерального грунта в места временного складирования;

- обустройство земельного участка защитными канавами или обваловкой;

- обустройство мест локального сбора и хранения отходов:

При выполнении работ по снятию, складированию, хранению пола в ходе проведения подготовительных операций по формировании. Площадки под буровую а также шламовых амбаров и систем канализации стоков в места организованного сбора следует руководствоваться нормативными актами и отраслевыми нормативными актами и отраслевыми руководящими документацию.

Объем и виды работ по защите почв и водных объектов, а также используемые при этом материалы и технические средства приведены ниже.

Для выполнения вышеуказанных работ применяется технологическая схема, которая направлена на решение природоохранных задач в процессе бурения и обеспечения благоприятных условий своевременной и качественной ликвидации шламовых амбаров после окончания строительства скважины.

Для реализации технологии водоочистки и утимуации очищенных буровых сточных вод (БСВ) предусматривается раздельная система сбора отходов бурения по их видами с этой целью предусмотрены два амбара, один из которых предназначен для сбора отработанных буровых растворов (ОБР) и выбуренной порода (бурового шлама -БШ), а второй амбар, состоящий из двух секций, предназначен для сбора исходной БСВ (первая секция)и отстоя обработанных коагулянтам и флокулантом сточных вод (вторая секция). Прием секции должны выполняться изомпрованным друг от друга.

При строительстве проектируемой скважины основными источниками загрязнение атмосферного воздуха является: исправления различных соединений (в основном не токсичных) из циркуляционной системы, шламовых амбаров, блока приготовления и очистки буровых растворов (глиномешалки МГ2-4), а также выбросы двигателей внутреннего ифания Все эти незначительные загрязнения атмосферного воздуха происходят вдали от жилых помещений.

Глинопорошок представляет собой высушенную и измельченную глину с химическими реагентами или без них. Для приготовления буровых растворов используют в основном глинопорошки из бентонитовых, гидросмодистых (местных) и палыгорскитовых глин, каждая из которых содержит различные примеси других минералов. В бентонитовых шинопорошках содержится 70 % и более минерала монтиориллонита.

Каустическая сода - бесцветная непрозрачная кристаллическая масса. Используется в основном для регулирования рН бурового раствора. Обработку бурового раствора проводят 5-10 % растворам, т.к. большие добавки приводят к повышению вязкости и водоотдачи и ухудшению свойств бурового раствора. Поставляется в твердом виде в железных бочках (барабанах) массой 100-200 кг или в виде раствора 40-47 % концентрации. На воздуха NaON сильно поглощает влагу и углекислый газ, переходя в карбонат. NaON сильна щелочь. При растворении выделяет значительное количество тепла. Тыми не образует ПДК-0,5 г/м³.

Кальцинированная сода представляет собой порошок белого цвета плотностью 2,5 г/ам3 получают соду из СаСо3 добавки её составляют до 0,5 % в сухом и 2-3 % в виде раствора 5-15 % ной концентрации. Иногда её применят в количестве заменителя щелочи при приготовлении УЩР или для растворения нитроглицерина, ПФЛХ и других реагентов. Она также применяется при приготовлении растворов из кальциевых глин, для улучшения смачиваемости глинистых частиц и как пептизатор глин.

Графит представляет собой кристаллический серебристый порошок, не раствормощийся в воде. Получают его путем флотационного обогащения руд естественного графика и доменных скрапов. Добавки графита составляют до 1% от объема раствора. Графит поставляется в мешках по 30-35 кг.

Реагент К-4 получают путем неполного гидролица пошакрилонитрила с едким натром при соотношении компонентов 2,5:1 Он разработан ИГИРНИГМ, выпускается в виде 10 %- неого водного раствора. При введение небольшого количества (0,1-0,5%) реагента К-5 в минерализованные буровые растворы резко снимается их водоотдача продолжает сниматься, а предельное СНС, в отличие от действия КМЦ, возрастает. КМЦ представляет собой порошок белого или кремового цвета, относительно медленно растворяющийся в холодной воде. Растворимость ее можно ускорить несколько раз путем добавки в воду до 1 % от масса реагента сульфонаса.

ФХЛС феррохранлисносульфат, неслеживающийся сыпучий порошок тёмно - коричневого цвета, полностью растворимый в воде, применяется для разжижения буровых растворов, загустевания от действия глины, различных салей и температуры, а также для снижения фильтрации пресных и среднеминерализованных растворов, сухой ФХЛС не токсичен и не вызывает аллергии.

Нефть - органической вещество, содержащее различные твердые углеводороды и смолистые вещества. В зависимости от их состава нефти делится на лёгкие и тяжёлые. Применяется в составе буровых растворов как смазывающая добавка для улучшения процесса бурения.

5. Экономическая часть

Нормы времени на промывку скважин определяются по формуле

3

где: Н-интервал промывки равный 100 м

Q-производительность насосов л/сек;

Ди-условн?й длашетр труб м

Дкв-диамтр скважино ш

Диаметр скважина определяжся по формуле:

Д _скв =Д _дал Х К.

где Д _дол -палшнальный диаметр должна м;

к-коэффициент учитывающий увеличения диаметра скважины за счет образование на Верн, обрушения стенок и т.к на основании анализа повернограми скважин данный коэффициент равен 1,1.

За цикл промывки принимается время в. техники которого произойдет смена бурового раствора объема кольцевого пространства скважины. Необходимое количество циклов промывания зависит от вида работ в скважине разбуриваемой работ пород, параметров буровых растворов, типа долота и т п. По этой причине в данном сборнике не дается единое количество циклов по видам работ в скважине.

Количество циклов устанавливается (УРБ) БР. экспедицией с последующим утверждением вышестоящий органзации.

До определения экономической эффективности по тисовой скважине площади для которой пересмотрены нормы, производится расчёт нормативной продолжительности бурения по действующим и пересмотренным нормам.

Ожидаемая условная газовая экономия фонда заработной платы от внедрения пересматриваются норма на механическое бурение определяется по формуле

Э=О_рх К_скх ТхК_прхК_долх К_ес -К_тер-3

где О_р -нормативная трудоемкость буровых работ по площади па год в которой пересматриваются норма рассчитанная исходя из действующих норм по механическое бурение, r;

К_си- коэффициент снижения норм

Т- часовая тарифная ставная буровой вахты с учетом рабочий по обслуживанию буровой и НТР

К _дол- коэффициент учитывающий дополнительную заработку плату

К_гр -коэффициент учитывающий выплату премий

К_тер- коэффициент учитывающий территориальная надбавки

К_си - коэффициент учитывающий отчисления на социальное скважине

3- затраты на работы по пересмотру норм с учетом срока действия норм

Нормативная трудоемкость буровым работ по площади на год, в котором пересматриваются нормы, рассчитанная по действующим кермам по механическое бурение Ф=Р.tg, где Р- план проходки по площади на лад, в которой пересматриваются норы, м;

tg- трудоемкость буровых работ на 1м проходки исходя из действующих норм , ч.

где - нормативная продолжительность бурения типовой скважины Дианой площади но действующим нарядом на механическое бурение.ч

Н- проектная глубина типовой скважины, Ш.

Коэффициент сжижения кошатиной трудоемкости в результате пересмотра норм определяется но формуле:

Заключение

Развитие тезнологии бурения неразрвно связано с совершенствованием буров?х пронавочных и тампонажных растворов, которые представляют собой сложные полидисперсные гетерогенные системы. Обеспечение буровых работ в сложных геологических условиях при резком увеличении объема глубокого бурения может быть достигнут лишь путем правильного, дифференцированного выбора типа системы для каждого конкретного случая и рационального регулирования ее свойств в процессе проводки скважин. Следовательно, разработка и совершенствование научных основ управления свойствами буровых промывочных и тампонажных растворов становится одной из центральных проблем технологии бурения, успешность решения которой в значительной степени определяет развитие нефтегазодобывающей промышленности в целом.

Основные технологические свойства промывочных и тампонажных растворов, которые используются при бурении скважин, определяются их физико-химическим состоянием как полидисперсных систем. Физико-химические процессы имеют основное значение при обработке буровых и тампонажных растворов, взаимодействии их со стенкой скважины, выбуренной породой и пластовыми фмоидами, а также при воздействии высоких забойных температур и давлений. Они позволяют вскрыто механизм действия новых типов реагентов, понять процессы твердения тампонажных растворов в разменных условиях, разработать нацино-технические способы создание растворов и управления ими с целью получить системы с оптимально заданными свойствами.

Успехи достигнутые в области коллоидно-химической науки о дисперсных системах растворах, не нашли ещё достаточно полного отражения в технологии буровых процессов, в практике бурения все ещё преобладают условные методы как при оценке качества буровых и тампонажных растворов, так и при анализе изменения их состояния под воздействием различных факторов. Во многом это можно объяснить отсутствием специальных работ, в которых основные положения физикохимии дисперсных систем были бы изложены применительно к буровым и тампонажным раствором и условиям использования их на практике.

Правильный выбор изолирующих материалов применительно к конкретным скважинным условиям, тщательное составление рецептуры растворов с учетам применения совершенной технологии цементирования, использование элементов технологической оснастки, буферной жидкости и другие мероприятия, безусловно, обеспечат высокое качество работ по креплению скважин.

Во время практики в отдел координации геолог-геофизических работ произвел сбор материалов о месторождении, его геолого - стратиграфическое расположение, тектоника, гидрогеология, нефтегазоносность в условиях бурения.

В отдел «Техника и технология» бурения собрал данные о скважинах, их классификации и конструкциях, назначения и классификации буровых для приготовления и обработки буровых растворов.

В отдел охраны труда и техники безопасности познакомился с теоретическими и практическими вопросами обеспечения техническими вопросами и организационными средствами, безопасных для жизни и здоровья трудящихся условий труда на буровых.

Полученные во время практики сведения и сученные процессы будут применяться в дальнейшей трудовой деятельности и постаралось внести свой вклад в развитие нефтегазовой отрасли.

Прохождение практики проходило при строгом соблюдении техники безопасности и трудного распорядка, оставило благоприятное впечатление и повысил интерес к профессии.

...