ЗНАЧЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В НАРОДНОМ ХОЗЯЙСТВЕ РФ. Реферат.

использование (от горбезопасности и экологического совета). Эти растворы

чувствительны к температуре, так как составные имеют различную температуру

кипения. Нужно тщательно подбирать их состав. При использовании таких

растворов будут затруднены электро-каратажные работы, так как эти жидкости

диэлектрики, и данные по электро-каратажным работам будут искажены.(!)

ВЯЗКОСТЬ

Вязкость - свойство жидкости и газа оказывать сопротивление перемещению

одной части относительно другой. Вязкость или внутренние трение,

возникающее при движении глинистого раствора, суммируется из трения между

молекулами физически связанной воды и глинистыми частицами. Наименьшее

трение - между молекулами физически связанной воды. Повышение ее

содержания приводит к уменьшению, а увеличение глинистой фазы приводит к

увеличению вязкости глинистого раствора. Кроме того, к увеличению вязкости

приводит увеличение дисперсности глины. На вязкость раствора влияет

химическая обработка глинистого раствора и действие минеральных солей,

находящихся в растворе воды. При бурении в пористых, трещиноватых породах

с малой величиной пластового давления, поглощающих промывочную жидкость,

высокая вязкость способствует закупорке пор и каналов в пласте. При

бурении в пластах, содержащих газ, необходимо уменьшить вязкость раствора

для лучшего прохождения пузырьков газа через столб жидкости.

ФИЛЬТРООТДАЧА.

Фильтроотдача - способность раствора при определенных условиях отдавать

воду породам. При бурении скважин глинистый раствор под действием давления

проникает в породу и закупоривает поры и трещины породы, образуется

глинистая корка, которая препятствует проникновению в пласт малых частиц

глины, но при этом не задерживает воду. Если глинистый раствор низкого

качества, то на стенках скважины образуется толстая корка, через которую в

пласт отфильтровывается вода. Образование такой корки приводит к сужению

ствола скважины, в результате чего могут возникнуть осложнения (прихват

буровой колонны). Проникновение отфильтрованной воды в породы может

вызвать их набухание и обвал, поэтому всегда стремятся снизить вязкость

глинистого раствора.

ХИМ. РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТЫХ БУР.Р-ОВ.

Параметры раствора изменяются под действием температуры, давления,

пластовой воды и частиц выбуренной породы. Чтобы поддержать параметры

раствора на должном уровне, в раствор добавляют химические реагенты. Их

условно делят на 3 группы: 1)понизители водоотдачи; 2)понизители вязкости;

3)реагенты спец. назначения.

К понизителям водоотдачи относятся: 1)углещелочной реагент (УЩР);

2)сульфидно-спиртовая база (ССБ); 3)карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ).

УЩР получается из бурого угля и каустической соли. В результате реакции,

которую образуют Na и соли гуминовых кислот, образуются гуманы натрия.

Избыток NaOH расщепляет глинистые частицы. В растворе всегда есть

физически связанная вода, которая расходуется на обволакивание вновь

образующихся частиц и утолщение существующих гидратных оболочек, что

приводит к снижению водоотдачи. Одновременно с этим на поверхности

глинистых частиц адсорбируются гуматы натрия, что приводит к интенсивному

утолщению гидратных оболочек. В результате этого способность глинистых

частиц к слиянию резко падает, статическое напряжение сдвига уменьшается.

Глинистый раствор, чрезвычайно обработанный УЩР, в связи с высокой

дисперсностью частиц, становится вязким, но безструктурным. УЩР применяют

до температуры 140^0С.

ССБ - отход целлюлозной промышленности, содержащиеся в нем

лигносульфоновые кислоты и их соли уменьшают водоотдачу глинистых

растворов, подвергшихся воздействию минерализованной воды. Активность ССБ

как понизителя водоотдачи пропорциональна количеству ее в растворе.

Действие ССБ на глинистый раствор, не содержащий минерализованную воду,

менее эффективно. В последнее время широко используется КССБ

(концентрированная ССБ) - продукт конденсации ССБ, формалина, фенола,

хромата, серной кислоты с последующей нейтрализацией NaOH. КССБ

применяется для уменьшения водоотдачи, одновременно уменьшения вязкости в

пресных и неминерализованных растворах. Применяется при температуре 130 -

180^0С.

КМЦ - натриевая соль целлюлозно-глилевой кислоты, полученной при

переработке древесины. КМЦ уменьшает водоотдачу и увеличивает вязкость

пресных растворов. Чем больше степень минерализации растворов, тем больше

следует добавить реагента. КМЦ - универсальный реагент, улучшающий почти

все параметры глинистого р-ра. Р-р, обработанный КМЦ, сохраняет свои

свойства в условиях про-должительного влияния темп-р 160 - 180^0С.

Понизители вязкости:

1)окзил; 2)нитролегнин; 3)сунил.

Окзил - продукт взаимодействия в кислой среде ССБ с хромпиком, высоко

октановый понизитель вязкости в пресных и минерализованных растворах,

эффективен при применении в глинах, гипсах, ангидритах и аргелитах. Хорошо

сочетается со всеми понизителями вязкости, устойчив до температуры 200^0С.

Нитролегнин - получается окислением гидролизного легнина азотной кислотой,

уменьшает вязкость минерализованных растворов.

Сунил - продукт восстановления нитролегнина с солями серной кислоты.

Хорошо растворим в воде, уменьшает вязкость как пресных так и

минерализованных растворов.

Реагенты специального назначения. Каустическая сода NaOH используется для

приготовления УЩР, ССБ и нитролегнина. Кальцинированная сода Na[2]CO[3]

применяют для улучшения диспергирования глин при приготовлении глинистого

раствора. Уменьшает вязкость, водоотдачу, СНС. Жидкое стекло Na[2]SiO[3]

нужно добавлять не больше 0,75% к объему глинистого раствора; 2 - 3% в

растворе делает его высоко вязким с большим СНС. Хлорид натрия NaCl

значительно увеличивает СНС пересыщенных УЩР. Известь гашеная даже при

небольших добавках (до 5%) вызывает резкое повышение вязкости и

водоотдачи. Хроматы и бихроматы служат для повышения стойкости глинистого

раствора к воздействию температур, предотвращают загустевание и

значительно разжижают глинистый раствор, особенно при температуре 150 -

200^0С. Обязательным условием применения этого реагента является

содержание в обработанном растворе достаточного количества УЩР, ССБ, КССБ,

гепан и др.

Эмульсионные глинистые растворы (ЭГР).Основным компонентом ЭГР является

глинистый раствор, обработанный реагентами, понизителем водоотдачи и

вязкости, и содержащие нефть или дизельное топливо в количестве 8 - 15% от

объема глинистого раствора. При интенсивном перемешивании такого раствора

образуется эмульсия, в которой роль эмульгатора выполняют глинистые

частицы и содержащиеся в глинистом растворе реагенты КССБ, КМЦ, УЩР. Нефть

или дизельное топливо добавляются в приемные емкости в буровых насосах,

содержащих глинистый раствор. Хорошее перемешивание смеси достигается

после 2-3 циклов прокачивания ее по циркуляционной системе. Бурение с

промывкой эмульсионным раствором позволяет уменьшить толщину и липкость

глинистой корки, создает благоприятные условия для работы долота на забое,

что способствует сокращению числа долот на скважине и увеличивает скорость

бурения.

Недостатки этих растворов: 1)высокая стоимость; 2)разрушение резиновых

деталей турбобура и насоса; 3)отрицательное воздействие на отборный керн;

4)пожароопасность; 5)загрязнение буровой.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВ.

Буровые насосы (2 насоса - рабочий и резервный): БР подаётся по наземной

линии Манифольда в стояк (вертикально-установленый отрезок бурильной

трубы), на стояк надевается бурильный шланг, другой конец одевается на

вертлюг, вертлюг на бурильную колонну.

Буровые насосы бывают горизонтальные, поршневые, двух- и трёхцилиндровые.

БР готовится непосредственно на скв. в глиномешалку на 2/3 объёма

заливается вода, затем туда засыпается необходимое количество

глинопорошка, которое обеспечивает необходимую плотность приготовляемого

БР. Глиномешалка может быть гидравлического действия; электрическая или

механическая. В глиномешалке вода тщательно перемешивается с

глинопорошком. Для получения раствора с нужными параметрами (водоотдачи,

вязкости, удельного веса, плотности) в глинистую суспензию добавляют

необходимое количество химических реагентов (для придания раствору нужных

технологических параметров. После приготовления БР, его перекачивают в

приёмные ёмкости - запас БР на поверхности. (приёмные ёмкости на

поверхности с запасом БР на случай ГРП)

Буровыми насосами закачивают в скв раствор, затем его очистка от

выбуренной породы, на ситах. Следят за изменением использованного БР,

изменением его технологических параметров с глубиной. По мере смешивания

раствора со шламом, с глубиной его плотность растёт. Вязкость раствора

увеличивается, раствор становится густой. Температура изменяется с

глубиной, следовательно, необходимо следить за тем, чтобы термические

свойства компонентов раствора оставались пригодными термическим условиям.

Глины диспергируются в буровом растворе и в результате, его плотность

растёт, сам БР нарабатывается.

Самозамес или наработка БР- обогащение БР выбуренными частицами.

Глиносодержащие породы бывают разных типов.

Монтмориллонитовые глины сами нарабатываются в скважине, не нужно готовить

на поверхности раствор. Необходимо следить за плотностью -

rgh 0x01 graphic

Р[пластовое].

ОЧИСТКА БУР-Х Р-ОВ

Для того чтобы осуществлять контроль за плотностью БР и поддерживать её на

необходимом уровне на дневной поверхности должны очищать БР от выбуренной

породы.

В систему очистки входят желоба, в которых происходит грубая первичная

очистка от самых крупных частиц и шлама. После желобов раствор поступает

на вибросито (обычная металлическая сетка, которая совершает

возвратно-поступательные движения вверх-вниз, вправо-влево). В результате

на виброситах происходит очистка от более мелких выбуренных частиц. Затем

раствор поступает на песко-илоотделители, где происходит отделение от

песка, т.к. песка должно быть не более 3%. От коллоидных частиц

избавляются или с помощью центрифуг или гидроциклонов. Принцип их действия

одинаков, за счет разделения потоков на жидкую и твёрдую фазы, под

действием центробежных сил.

Утилизация отработанных буровых сточных вод.

I. Очищенный раствор с помощью коагулянтов обрабатывают и скидывают на

рельеф, если скв. бурится не в рыбо-, водоохранной зоне.

II. закачка раствора в продуктивные пласты для обеспечения ППД

(поддержания пластового давления). Во время процесса бурения rgh >

Рпластовое, при эксплуатации rgh < Рпластовое (чтобы флюиды могли

поступать в скв) (депрессия, репрессия).

III. достаточно хорошо очищеные воды можно использовать в качестве

орошения.

IV. Амбарный способ утилизации буровых сточных вод.

После очистки раствор сбрасывается в шламовый амбар (яма в земле). Под

действием сил гравитации происходит разделение- снизу тяжелые частицы,

сверху светлая часть раствора. Данный способ не представляет опасности для

экологической обстановки, происходит фильтрация раствора до хозяйственных

вод. Но есть опасность что химические реагенты при взаимодействии с горной

породой образуют новые соединения (могут вызвать физико-химические

изменения). Так же возможно испарение светлой части раствора и его затем

возвращение на поверхность с дождями(осадками).

Безамбарное бурение

Раствор закачивается в цистерны и перевозится на др скв. его затем

забуривают в новые скв. Замкнутый цикл циркуляции. Очищеный БР снова

закачивается в скв. но для закачки необходима предварительная хим.

обработка раствора.

РЕКУЛЬТИВАЦИЯ включает 2 этапа:

1. «Зачистка куста», т.е. уборка металлолома, хоз. мусора и т.д.

Производится за счёт бурильщика.

2. «Биологическая очистка», т.е. восстановление растительного покрова.

Планы и объёмы составляет арендодатель, а процесс идёт за счёт

бур.предприятия.

ОХРАНА НЕДР.протекает в 2-х напр-ях:

1.ВХБН

2.Продуктивные горизонты

Продуктивные горизонты . Чтобы не произошло загр.прод. пласта, буровым

р-рам предъявляются след. требования.

1. Фильтраотдача (водоотдача) д.поддерживаться 4-5 см^3 /30 мин. Для

этого бур.р-р обрабатывают реагентами покупателями водоотдачи (КМЦ)

2. Реагенты - кальматанты для процесса кальматации (образование защитного

экрана незначит.толщины, препятствующего проникновение проникновение

бур.р-ра в пласт

* механическая - добавляют шелуху от риса, подсолнечника и др.

* химическая - образ-е осадка, кот. закупоривает поры и трещины, что

препятствует

* стараются разбуривать подуктивн.пласты, чобы сократить время

контакта фильтрато-бурового р-ра с продуктивным пластом.

* Стараются разбуривать бур.пласты на равновесие, чобы не загрязнять

пласт и в то же время, чобы пласт не фонтанировал.

ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМ. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПЛАСТА НЕФТЕОТДАЧИ.

ГРП (физич.метод) - под боьшим давлением, жид-ть с проппантом

закачивается в пласт. В рез-те происходит механич.растрещивание

пласта, а чтобы вновь образовавшиеся трещины не сомкнулись, сущ-ет

проппант.

СКО (химич.метод) - соляно-кислотная обработка. Зёрна песка

сцементированы карбонатным типом цемента. Такой цемент растворяется

в рез.чго увеличивается поровое пространство.

CaCO[3] + HCl CaCl + H[2]CO[3

]Тепловое воздействие на пласт.

Вибро-акустическое воздействие на пласт. Вызывают колебание скелета

пласта В рез.чего поровые флюиды увеличивают св.подвижность. ПАВ

всегда стремятся к границе: «горная порода-флюид».

Пласт подвергается двойному вскрытию. Первичное вскрытие пласта

происходит при непосрелственном бурении. Вторичное вскрытие

продуктивного пласта - это его перфорация, т.е. проделывание

перфорационных отверстий в стенке колонны, а именно в цементном

камне и призабойной зоне. Получаются перфорационные каналы, чтобы

соединить продуктивный пласт со скавжиной.

ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН.

Все способы цементирования имеют одну цель- вытеснить буровой

раствор из заколонного пространства и поднять на определённую

высоту.

Задачи цементирования:

1. Исключить возможность перетоков жидкости из одного пласта в

другой.

2. Обеспечить длительную изоляцию продуктивных пластов от

водоносных.

3. Укрепить неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы.

4. Удерживать обсажную колонну в подвешанном состоянии.

5. Предохранять обсадную колонну от коррозии.

6. Создать долговечный прочный и герметичный канал для

транспортировки жидкости от эксплуатационных пластов к дневной

поверхности.

При цементировании решаются главные задачи:

1. Экологическая: исключаются возможности загрязнения недри

окружающей среды.

2. Снижается вероятность преждевременного обводнения скважин.

3. Экономическая: устраняются утечки продуктивного флюида.

4. Уменьшается опасность возникновения аварийных ситуаий.

Основные требования к разобщающей среде:

1. Цементный камень образовавшийся после цементир-я д б

герметичным (т.е. плотный контакт: «цемент

породаобс.колонна»

2. -*- сплошным.

3. -*- устойчив к перепаду температур, к сероводородной и другим

видам агрессий пластовых вод.

4. -*- устойчив к ударным нагрузкам.

СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ.

1. Сплошное цементирование с 2-мя пробками: тампонажный раствор

подаётся на цементир-ую головку поверх нижней разделительной

пробки и проталкивают её до башмака. Закачивают продавочную

жидкость поверх верхней пробки. Под действием перепада

давления диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный р-р

попадает в заколонное пространство. Когда верхняя

разделительная пробка садится на нижнюю, давление на устье

резко возрастает. Это служит сигналом СТОП для закачки

продавочной жидкости. Т.о., зацементированная скважина

оставляется в покое до застывания цементного раствора.

2. Манжетное цементирование применяют в местор-ях с низким

пластовым давлением. На обсадной колонне в нижней части

устанавливают манжету, в интервале крепления которой обсадную

колонну перфорируют. СТОП-кольцо устанавливают ниже отверстий

перфорации. Цементирование проводят обычным технологическим

приёмом, однако цементный раствор выходит не из-под башмака

обсадной колонны, а из отверстий в интервале установки

корзины. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору

опускаться ниже места её установки. Давление на пласт в нижней

части скважины остаётся прежним. Зацементированным остаётся

участок скважины выше манжеты.

3. Двухступенчатое цементир-е. Его применяют, когда по

геолого-техническим причинам цементный раствор не может быть

поднят на требуемую высоту в одну ступень. Такой сповоб

цементирования целесообразно использовать:

-при наличии зон поглащения нижележащих пласта

-при наличии резкоразличающихся температур в зоне подъёма

цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней

части.

-в случае невозможности одновременного вызова на буровую большого

количества цементировочной техники.

При 2-х ступенчатом цементировании колонну цементируют 2-е стадии.

Сначала нижнюю часть потом верхнюю.

4. Ступенчатое цементирование с разрывом во времени применяют,

если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение

р-ра, и если вскрыт пласт с аномально высоким пластовым

давлением. Основной недостаток этого способа—большой разрыв во

времени. Если установить в нижнем участке обсадной колонны

после цементировочной муфты пакер, то можно сразу же

цементировать оба участка заколонного пространства.

5. Обратное цементирование: цементный раствор закачивается в

заколонное постранство непостредственно с устья. Вытесняемая им

продавочная жид-ть (это м.б.бур.р-р)поднимается по колонне на

пов-ть и ч/з устьевую головку направляется в очистную систему.

После того, как 1-я порция тампонажного р-ра войдёт в башмак,

скважину оставляют в покое на период застывания цемента.

23-Понятие о режиме бурения. Параметры режима бурения и показатели

работы долота.

Сочетание таких параметров, которые существенно влияют на

показатели работы долота и которые буровик может изменить со своего

пульта.

P[д] [кН] - нагрузка на долото

n [об/мин] - частота вращения долота

Q [л/с] - расход(подача) пром. ж-ти

H [м] - проходка на долото

V[м] [м/час] - мех. скорость проходки

V[ср]=H/t[Б] - средняя

V[м](t)=dh/dt[Б] - мгновенная

V[р] [м/час] - рейсовая скорость бурения

V[р]=H/(t[Б] + t[СПО] + t[В])

C [руб/м] - эксплуатационные затраты на 1м проходки

C=(C[д]+С[ч](t[Б] + t[СПО] + t[В]))/H

C[д] - сибестоимость долота; C[ч] - стоимость 1часа работы бур.

обор.

* оптимизация режима бурения

* maxV[p] - развед. скв.

* minC - экспл. скв.

24-Зависимость V[мех] от осевой нагрузки на долото. Фор-ла

Федорова.

V[м]=f(P[д]) ; n=const; Q=const; V[Мо]=f(P[д]) и V[ср]=f[1](P[д])

I - прямолинейный отрезок кривой

P[д] - область поверхностного истерания

P[к] не происходит обьемного разрушения породы, порода

разрушается в рез-те истирания зубцами долота с обр. Пылевидных

частичек. PS: работа в этой области не эффективна и не желательна

II - криволинейный участок

- область обьемного усталостного разрушения

P[у] предел усталости - минимум давления зуба на

породу, при этом многократное нагружение породы приводит к ее

обьемному разрушению. С -^P[д] требуется меньше число ударов для

обьемного разрушения породы

III - прямолинейный участок, переходящий в горизонтальный

- область эффективного обьемного разрушения

P[к]=>P[м]; при каждом ударе зубца происходит обьемное разрушение

породы с отломом частички

Вывод: для более мягкой породы область разрушения смещается влево,

для более твердых - вправо

Породу целесообразно бурить при нагрузках соотв. III зоне или в

крайнем случае во II зоне. [II-III] - наиболее выгодный диапазон

нагрузок

Ф-ла Федорова

P[д]>=aP[ш]F[к] ; F[к]=K[п]Д[д]S/2 ; F[к]=S\\\\sum\\\\suml[ij] ;

K[п]=\\\\sum\\\\suml[ij]/(Д[д]/2) ; V[м]=K[п]P[д]^B

a - kоэф. учит. заб. усл.(0,33-1,59); F[к] - площадь контакта

зубцов с породой; S - притупление зубцов долота (для нового долота

S=1мм); K[п] - коэф. перекрытия зубцами забоя скв.; i - номер

шарошки, j - номер венца на шарошке, n - число шарошек, m - число

венцов на шарошке; в - зависит от твердости породы (1-3)

25-Зависимость V[м] от частоты вращения долота

V[м]=f(n) ;

РИСУНОК

К росту V[м] ведет:

* увеличение числа ударов в ед. времени

* увеличение энергии удара зубца о забой в рез-то роста

секорости соударения

Страницы: 1, 2, 3