30 Назначение буровых растворов :

30 Назначение буровых растворов:

Бур.раст. (или промывочная жидкость) предназначены для 1) Очистки забоя от шлама и

транспортировки его на пов-ть. 2) для смазки и охлаждения долота 3)Для создания прово

давления на пласт 4) оказывать физико-механическое воздеёствие на стенки скважиы,

предупреждая их обваливания 6) обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного

пласта при его вскрытии

31 Свойства и параметры буровых растворов:

1) Плотность [ кг/м] отношение массы раствора к его объёму. Различают кажущуюся

и истинную плотность. Первая характеризует раствор, содержащий газообразную фазу,

вторая – раствор без газовой фазы. Измеряется с помощью ареоиетра или рычажковых весов.

2) Условная вязкость Т,[сек]. Услов. вязкость косвенно характеризует гидравлическое сопра-

тивление течению, т.е. подвижность бурового раствора. 3) Статическое напряжение сдвига

[Па], СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения

во времени. 4) Фильтрация (водоотдача) [ см / 30мин}, показатель фильтрации косвенно ха

рактеризует способность раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины. изме

ряется с помощью Фильтропресса. 5) Водородный показатель РН (от 6 – 12), характеризует

щелочность или кислотность раствора.измеряется с помощью лакмусовой бумаги. 6)Содер

жание песка П [%] содержание в растворе частиц породы по своей природе не способных

распускаться в воде. Измеряется с помощью отстойника ОП-2. Содержание песка не более

2% в бур. растворе.

32 Типы буровых растворов:

Тип бурового раствора выберается из условий геологических условий залегания всего комп

лекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учётом технических особенностей проход

ки скважины. 3 типа бур. растворов: 1) Растворы на водной основе (широко используют гли

нистые растворы – это коллоидно-суспензионную систему, состоящую из глины, воды и час

тиц выбуренной породы).2) Растворы на нефтяной (к этому типу растворов относятся трёх

фазные системы. дисперсионной средой которых являются нефтепродукты (сырая нефть, диз

топливо), а дисперстной фазой – битумы, наполни тели (утяжелитель, мел, асбест; а также

эмульгированная вода различной минерализации.основе 3) растворы на газо образной основе.

Водные делятся: 1) Гуматные 2) Лигносульфонат ные 4) Полимерные 5) Ингибированные

6) Соленасыщенные. Газообразные делятся на пены и газы.

33 Оборудование для определения параметров буровых растворов:

1) Плотность б.р. определеяют в лаборатории при помощи пикнометров и весов рычажных –

плотномеров, а на буровой – специальными ареометрами (АГ-ЗПП и др.) Он состоит из мер

ного стакана, поплавка со стержнем и съёмного грузика, стакан крепится к поплавку при помощи

штивтов. На стержне имеются две шкалы: основная. по которой определяется плотность раствора,

и поправочная, которая используется при применении минерализованной воды. Основная шкала

для удобства делится на две части: одна служит для измерения плотности от 900 до 1700 кг/м,

при этом на мерный стакан навинчивается грузик, вторая служит для измерения плотности от 1600

до 2400 кг/м при снатом грузике. Прибор поставляется в комплекте с ведёрком для воды. в которое

он погружается. крышка ведёрка служит пробоотборником для раствора. 2) условная вазкость опре

деляется стандартным вискозиметром полевым (ВП) Время вытекания определённого объёма раст

вора из вискозиметра полевого характеризует вязкость раствора. Чем вязче раствор тем больше вре

мени потребуется для его вытекания. СПУЗ-5 состоит из воронки, оканчивающейся трубкой. В ком

плект входят мерная кружка и сетка. 3)Фильтрацию определяют прибором ВМ – по методу измере

ния уменьшения объёма пробы раствора в процессе фильтрации. 4) СНС (статическое напряжение

сдвига) определяется с помощью специального прибора СНС-2, принцип действия основан на из

мерении усилия, возникающего на поверхности цилиндра, погружённогов соосный, медленно вра

щающийся цилиндр, который заполнен испытуемым раствором.

35 Оборудование для приготовления бур.раст.:

Приготовление буровых растворов этот процесс может осуществляться в механических мешалках (глиномешалках) и гидравлических смесителях. В отечественной практике для приготовления буровых растворов широко применяются порошкообразные материалы и используется следующее оборудование: блок прготовления раствора (БПР), выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлические перемешиватели, поршневой насос. Блок приготовления раствора может быть использован также для приготовления цементных растворов и при цементировании скважин. Более эффективными. чем глиномешалки, являются фрезерно-струйные мельницы ФСМ-3 и ФСМ-7.

34 Оборудование для очистки бур. раст.:

Для очистка бур. раствора от обломков выбуренной породы (шлама) используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители, сепараторы, центрифуги. Схема прохождения промывочной жидкости должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина – газовый сепаратор – блок грубой очистки от шлама (вибросито) – дегазатор – блок тонкой очистки от шлама (сепаратор) – буровые насосы – скважина. При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации. Выбор оборудования и технологии очистки бурового раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения. Обычно используется четырехступенчатая схема очистки бур. раствора: вибросито - гидроциклонный песко-отделитель – гидроциклонный илоотделитель – центрифуга.

36 Материалы и реагенты для приготовления бур. растворов:

Для химической обработки используют большое число веществ – реагентов. при малых добавках которых существенно изменяются свойства буровых растворов. Болшинство реагентов способствуют изменению одновременно нескольких свойств, все реагенты можно подразделить на несколько групп: 1) структуро образователи: бентонит (глинопорошок) и Полимеры 2) Утяжелители: барит, ильменит, сидерит 3) для снижения фильтрации отдачи: УЩР, КМЦ, ССБ. ПАА, КССБ, гипан 4) для

разжижения (понижение фильтрации, повышение вязкости): лигнин, ФХЛС, окзил 5) для регулирования РН: каустик и кальцинированная сода 6) для увеличения смазывающих способов раствора:

нефть и графит 7) для предотвращения набухания глинистых пород: хлориды калия, хлориды каль ия. хлориды натрия 8) для термостабилизации раствора: хроматы натрия, хроматы калия 9) Поверх

ностно активные вещества: сульфанол, ОП-10; 10)реагенты пеногасители: соопсток, солярка 11) для связывания сероводорода: сидерит, ВНИИБТ-1

37 Растворы на водной основе:

широко используют глинистые растворы – это коллоидно-суспензионную систему, состоящую из глины, воды и частиц выбуренной породы. При смешивании различных веществ с водой можно получить: 1)истинные растворы – совершенно однородные и прозрачные растворы. не изменяющие

ся при самом долгом хранении 2) коллоидные растворы – более или менее мутные растворы, при хранении постепенно превращаются в студень 3) суспензии (взвеси) – мутные смеси твёрдых веществ с водой, очень быстро разделяются вследствие осаждения твёрдых тел на дно.

71 Регулирование свойств и параметров цементного раствора:

Регулировать свойства можно либо изменением концентрации и дисперсности твёрдой фазы, и вводом иных её разновидностей, либо добавлением химических реагентов. 1) водоцементное отношение 2) ускорители сроков схватывания (KCL, CaCL2, кальцинированная сода) 3) замедлители

сроков схватывания: нитролигнин, КССБ, КМЦ 4) Пластификаторы для улудшения подвижности тампонажных растворов: пелеакреолит, гепан, хромник, добавка не более 1,5%. 5) понизители водотодачи: бентонит, полеакреолит. КМЦ. добавка от 2 до 6%.

72 Свойства и параметры цементных растворов:

К важнейшим свойствам относятся водосодержание (водоцементное отношение), водоотдача,

плотность, подвижность(растекаемость), сроки схватывания, время загустения, структурная вязкость, механическая прочность, проницаемость, объёмные изменения, коррозионная устойчивость,

пористость, прочность. Все эти параметры исвойство можно регулировать с помощью химических реагентов.

73 Оборудование для определения свойств и параметров цементных растворов:

1) Прокачиваемость – в течение времени пока раствор закачивают в заданный интервал скважины, он должен оставаться лёгкоподвижным. Подвижность раствора для холодных скважин оценивают косвенно с помощью усечённого стального конуса АзНИИ объёмом 120см^3.Конус устанавливают на стекло соосно со шкалой, укреплённой на горизонтальном металлическом диске, заполняют свежеприготовленным раствором вровень с верхним торцом, сразу же поднимают вертикально вверх и измеряют наибольший и наименьший диаметры круга расплыва. О подвижности судя по среднему из этих двух значений. Подвижность раствора считают удовлетворительной, если диаметр круга расплыва не менее 18 см. 2) Сроки схватывания – о развитии процесса превращения тампонажного раствора в покое из жидкого в полутвёрдое состояние судя по срокам начала и конца схватывания.

Сроки схватывания при температуре менее 90С и атмосферном давлении измеряют с помощью прибора вика. 3) Коррозионная стойкость – цементный камень считают коррозионно-стойким, если после длительного хранения в пластовых жидкостях прочность и проницаемость его заметно не ухудшаются. О коррозионной стойкости камня судя по характеру изменения его прочности во вре- мени при хранении в соответствующей пластовой жидкости. Изготавливают образцы камня размером 20*20*100 мм, помещают их в ванну с гидравлическим затвором, заполненную пластовой жидкостью так, чтобы она со всех сторон окружала каждый образец, и хранят при заданных температуре и давлении. Периодически часть образцов извлекают из ванны и измеряют их прочность при одноосном сжатии.

74 Первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов:

Способ первичного вскрытии продуктивного пласта заключается в том, что после того как разбурили продуктивный пласт и обеспечили устойчивость ствола скважины. Скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. После разбуривания всей толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации. Операцию по созданию отверстий, через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой называют вторичным вскрытием продуктивного пласта. Вторичное вскрытие, как правило осуществляют с помощью специальных аппаратов, называемых перфораторами. В основном применяют перфораторы стреляющие и гидроабразивного действия. Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1м. за один рейс в зависимости от типо размера перфоратора можно пробить от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно.

39 Назначение и классификация хим. реагентов:

Болшинство реагентов способствуют изменению одновременно нескольких свойств, все реагенты можно подразделить на несколько групп: 1) структуро образователи: бентонит (глинопорошок) и Полимеры 2) Утяжелители: барит, ильменит, сидерит 3) для снижения фильтрации отдачи: УЩР, КМЦ, ССБ. ПАА, КССБ, гипан 4) для

разжижения (понижение фильтрации, повышение вязкости): лигнин, ФХЛС, окзил 5) для регулирования РН: каустик и кальцинированная сода 6) для увеличения смазывающих способов раствора: нефть и графит 7) для предотвращения набухания глинистых пород: хлориды калия, хлориды каль ия. хлориды натрия 8) для термостабилизации раствора: хроматы натрия, хроматы калия 9) Поверхностно активные вещества: сульфанол, ОП-10; 10)реагенты пеногасители: соопсток, солярка 11) для связывания сероводорода: сидерит, ВНИИБТ-1

38 Буровые растворы на нефтяной основе:

1) Растворы на нефтяной (к этому типу растворов относятся трёх фазные системы. дисперсионной средой которых являются нефтепродукты (сырая нефть, дизтопливо), а дисперстной фазой – битумы, наполнители (утяжелитель, мел, асбест); а также эмульгированная вода различной минерализации.

Растворы на нефтяной основе не снижают продуктивность пластов, обеспечивают возможность бурения в неустойчивых, набухающих или расширяющихся в водной среде породах, предотвращают сальникообразование и прихваты инструмента, обладают смазочными свойствами, что облегчает спускоподъемные операции и снижает возможность аварий. Недостатки: невозможность проведения стандартного электрокаротажа. отрицательное влияние на резиновые детали контактирующие с раст-вором.

74 Первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов:

Способ первичного вскрытии продуктивного пласта заключается в том, что после того как разбурили продуктивный пласт и обеспечили устойчивость ствола скважины. Скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. После разбуривания всей толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации. Операцию по созданию отверстий, через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой называют вторичным вскрытием продуктивного пласта. Вторичное вскрытие, как правило осуществляют с помощью специальных аппаратов, называемых перфораторами. В основном применяют перфораторы стреляющие и гидроабразивного действия. Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1м. за один рейс в зависимости от типо размера перфоратора можно пробить от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно.

75 Типы перфораторов:

Стреляющие перфораторы можно подразделить на три типа: 1) перфораторы, которые спускают в эксплуатационную колонну при отсутствии в ней НКТ 2) перфораторы, спускаемые через колонну НКТ 3) перфораторы спускаемые на колонне НКТ. Для прострела отверстий перфор. первой группы эксплуатационную колонну заполняют промывочной жидкостью такой плотности, чтобы давление в скважине было выше пластового, но не более чем 2-3 МПа. Прострелочные работы с помощью перфораторов двух других групп выполняют при герметизированном устье скважины. При использовании перфораторов второй группы, скважину заполняют жидкостью с таким расчётом, чтобы давление в интервале перфорации было меньше пластового на заданную величину. Перфораторы третьей группы перед спуском в скважину присоединяют с помощью специального переводника

к нижнему концу НКТ.длина перфоратора может достигать 50м.

77 Освоение и испытание скважин:

Испытание скважин проводят с целью получения достоверной и полной информации, необходимой для оценки коллекторских свойств исследуемого объекта, подсчёта запасов нефти и газа в нём, определения продуктивности, выбора способа и оптимального режима их эксплуатации, а также режима разработки месторождения в целом. К испытанию приступают сразу же после освоения скважины. В разведочных скважинах каждый продуктивный объект испытывают отдельно от других; испытания проводят последовательно, начиная с нижнего объекта. Для каждой скважины, подлежащей испытанию, составляется план с учётом технологических регламентов на эти работы.

В плане должны быть указаны: число объектов испытания, их геолого-физические характеристики, интервалы и плотность перфорации, тип перфоратора, порядок вызова притока в зависимости от коллекторских свойств пластов конструкции скважин, пластовое давление и температура, допустимый предел снижения давления в эксплуатационной колонне. План утверждается главным инженером и геологом объединения, треста, управления геологии. Вызов притока и очистка забоя при освоении фонтанных скважин производится промывкой скважины, нагнетанием в скважыну сжатого воздуха (или газа), свабированием или комбинацией этих способов

76 Консервация и ликвидация скважин:

если при испытании из пласта получен промышленный приток нефти или газа, но площадь не обустроена и не подготовлена к эксплуатации, скважину временно консервируют. Способы консервации выбирают в зависимости от продолжительности работ и от коэффициента аномальности пластового давления [ ka]. Если ka >1, нижний участок скважины заполняют такой жидкостью повышенной плотности на нефтяной или минерализованной водной основе, которая не может вызвать заметного ухудшения коллекторских свойств пласта. Над интервалом перфорации устанавливают цементный мост высотой 25 м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполняют седиментационно устойчивой промывочной жидкостью с относительной плотностью р=(1,5-1,1)* ka. Самый верхний участок колонны длиной примерно 30м, а в ММП от устья до глубины на 50-100м ниже границы с нулевой температурой заполняот незамерзающей жидкостью. На время консервации НКТ оставляют в эксплуатационной колонне над цементным мостом. Если ka <1. то при консервации скважины на несколько месяцев можно не устанавливать цементный мост; НКТ оставляют в скважине над верхними отверстиями перфорации. Устье консервируемой скважины должно быть оборудовано фронтальной арматурой, все задвижки которой плотно закрыты. С задвижек снимают штурвалы. фланци закрывают заглушкамию. а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. Территорию скважины огораживают, на ограждении указывают срок консервации и номер скважины, наименование предприятия и название месторождения. Если при испытании разведочной скважины приток промышленного значения не был получен ни из одного объекта. её ликвидируют. Для этого против каждого испытаемого объекта устанавливают цементный мост с таким расчётом, чтобы подошва его была на 20-30м ниже, а кровля – выше границ интервала перфорации. На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, название площади и предприятия прорубившего скважину, дату окончания буренияю

Дата добавления: 2015-08-29