Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (8-6 см³ за 30 минут).

Указанные требования к технологическим показателям бурового раствора, при бурении скважин с кустовых площадок обуславливают использование при бурении под направление и кондуктор готового глинистого раствора, оставшегося после окончания бурения предыдущих скважин куста, либо завезенного с соседних буровых (вариант 1). Применение такого раствора целесообразно также с экономической точки зрения. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для достижения требуемых технологических показателей он дополнительно обрабатывается химическими реагентами.

При бурении первой скважины куста (при отсутствии возможности завоза раствора с соседних буровых) раствор готовится из глинопорошка с помощью агрегата ЦА-320М и смесителя СМН-20. Для достижения требуемых параметров раствор обрабатывается химическими реагентами.

Для повышения вязкости и структурных характеристик раствора, снижения показателя фильтрации используются полимерные реагенты акрилового ряда (гипан и др.) или на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, КМОЭЦ и др.). Акриловые полимеры несколько превосходят КМЦ по крепящему воздействию на стенки скважины, но с экологической точки зрения предпочтительнее использование КМЦ.

Если используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста, то он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.

Если раствор готовится из глинопорошка, то обрабатывается смазочной добавкой для обеспечения хорошей смазочной способности.

Ввод водного раствора КМЦ, приготовленного в гидромешалке или дополнительной емкости, осуществляется во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции, аналогично вводятся водные растворы щелочных агентов (Na₂CO₃).

Для равномерной обработки раствора смазкой ФК-2000 Плюс она используется в виде 10-20%-го водного раствора, который вводится в течение одного цикла циркуляции. При необходимости снижения структурно-реологических характеристик раствора применяется НТФ, водный раствор которой вводится в буровой раствор в течение 2-3 циклов циркуляции.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения обеспечивать качественное вскрытие продуктивного пласта.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях.

Выбор рецептур бурового раствора определяется указанными выше требованиями к раствору.

В качестве рецептуры варианта №1 бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной доб. ФК-2000 Плюс.

Буровой раствор, обработанный КМЦ и НТФ, достаточно эффективен с точки зрения вскрытия продуктивного пласта. Использование в составе раствора смазки ФК-2000 Плюс, которая содержит ПАВ, также способствует снижению отрицательного воздействия раствора на продуктивный пласт (по данным разработчика смазки ФК-2000 Плюс).

КМЦ (со степенью полимеризации 600, 700) эффективно снижает показатель фильтрации, способствует формированию прочной фильтрационной корки и снижению набухания глинистой породы. Небольшие значения показателей вязкости раствора (для снижения потерь давления) обеспечиваются применением эффективного разжижителя НТФ. Применение смазочных добавок на основе растительных жиров придает раствору необходимые смазочные, противоприхватные свойства при сохранении малой экологической опасности.

Реагент НТФ применяются для регулирования структурно-реологических свойств раствора. Щелочные агенты (NaOH, NaHCO₃, Na₂CO₃) используются для создания рН раствора 8-9 и для удаления ионов кальция и магния из раствора. Большое содержание в растворе щелочных агентов (прежде всего NaOH) может способствовать снижению устойчивости стенок скважины и росту коагуляционных процессов в растворе, поэтому следует внимательно контролировать показатель рН раствора и при необходимости уменьшить или прекратить обработку раствора щелочными агентами.

Водные растворы щелочных агентов (NaOH, Na₂CO₃, NaHCO₃) вводят в раствор аналогично КМЦ при постоянной циркуляции. NaOH может затворяться в воде в дополнительной емкости.

Возможно применение смазки ФК-2000 Плюс совместно с графитом. Так как применение ФК-2000 Плюс может вызывать пенообразование в буровом растворе он дополнительно обрабатывается пеногасителем (стеарат алюминия), который вводится в буровой раствор одновременно со смазочной добавкой.

 

Таблица 20 – Реагенты, применяемые для обработки буровых растворов

№	Реагент	Основное назначение	Внешний вид	Вид тары
	Кальциниро-ванная сода Na2CO3	Регулирование pH	Белый мелкокристаллический порошок	Бумажные многослойные мешки
	Каустическая сода NaOH	Регулирование pH	Густая синеватая жидкость	Железные барабаны 100-200 кг
	Силикат натрия Na2SiO3	Борьба с поглощениями	Серая вязкая жидкость	Закрытые ёмкости
	Поваренная соль NaCl	Повышение структурно-механических свойств	Полупрозрачный порошок
	Известь Ca(OH)2	Реагент структуро образо-ватель	Белый порошок	Бумажные многослойные мешки
	Углещелоч-ной реагенот УЩР	Снижение водоотдачи, улучшение структурно ме-ханических свойств. Пептизатор.	Серый порошок	Бумажные мешки
	Конденсированная суль-фит спирто-вая барда КССБ	Снижение вдоотдачи	Порошок или жидкость
	Окзил	Понизитель вязкости и СНС, понизитель водо-отдачи	Тёмно-коричневая жидкость или сыпучий порошок зеленовато-коричневого цвета
	Карбокси метил целлю-лоза КМЦ	Понижение водоотдачи, иногда СНС	Волокнистое вещество жёлтого цвета	Бумажные или полиэтиленовые мешки 10-25 кг
	Питьевая сода NaHCO3	Связывает ионы кальция, магния, регулирование pH	Порошок белого цвета	Многослойные бу-мажные мешки 50 кг
	Нитрилтриметил фосфоно-вая кислота НТФ	Регулирование структур-ных свойств пресных гли-нистых растворов	порошок белый, бесцветный или зеленоватый	Фанерные барабаны с полиэтиленовым мешком
	Смазывающая добавка ФК 2000 Плюс	Уменьшение сил трения между колонной и стен-ками скважины	Жидкость от светло-жёлтого до темно-коричневого цвета с запахом растительного масла	Металлические бочки 200 л
	Пеногаситель стеарат алю-миния	пеногашение	Порошок белого цвета	Многослойные бумажные мешки
	Хлористый калий KCl	Источник ионов калия	Серовато белый зернистый порошок	Полиэтиленовые мешки 50 кг
	Tulose CHR1M	Регулирование фильтрации бурового раствора на водной основе	Гранулярный порошок	Полиэтиленовые мешки по 25 кг
	BW LO CELL	Понизитель вязкости, водоотдачи для растворов на водной основе	Порошок кремового цвета	Мешки по 25 кг
	BW RHEOPAC	Загущение и регулирование фильтрации всех водных ситстем	Белый порошок	Мешки по 25 кг
	BW RHEOPOL SL	Регулирование фильтрации в водных системах с содержанием любой соли	Порошок белого цвета без запаха	Мешки по 25 кг
	Polipac R	Регулятор вязкости и фильтрации пресных и солёных буровых растворов, ингибитор набухания чувтвителтных к воде глин	Белый сыпучий порошок	Многослойные мешки по 22,7 кг
	КЕМ-ПАС	Регулирует фильтрацию	Светло-желтое вещество	Бумажные мешки с внутренней многослойной прокладкой по 25 кг.
	Sepakoll CE 5158	Защитный коллоид.	Слабо-желтоватые гранулы	Пластмассовые мешки по 20 кг.
	ДК Дрилл А-1	Понижение фильтрации, регулирование вязкости, ингибитор сланцев	Белые гранулы	4-х слойные крафтмешки с полиэтиленовым вкладышем массой 20 или 20,7 кг
	Poli Plus	Создание вязкости в растворах без твердой фазы	Мелкодисперсный порошок белого цвета или жидкость	Пластиковые баки ёмкостью 18,9 л
	BW RHEOCAPS	Ингибирование выбурен-ной породы, повышение стабилльности обвали-вающихся сланцев	Белые мелкие гранулы	Мешки по 25 кг
	Hostadrill 3118	Регулирование фильтра-ции и реологических свойств буровоых раство-ров на водной основе	Бело-жёлтый сыпучий порошок	Бумажные мешки с внутренним поли-этиленовым покрытием

Таблица 22-Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

 

				Применяется при
Название	Типоразмер	ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,	бурении в интервале
	или шифр	МРТУ, МУ и т.п.	шт.	(по стволу), м
		на изготовление		от	до
				(верх)	(низ)
Циркуляционная система	ЦС 3200ЭУК-2М	ТУ 26-02-914-81
Гидромешалка (или глиномешалка)	ГДМ-1 (МГ 2-4)	ТУ 39-01-398-781 (ТУ 39-01-326-78)
Сито вибрационное (входит в комплект ЦС)	ВС-1	ТУ 39-01-08-416-782
Пескоотделитель	ГЦК-360М	ТУ 3661-003-
(входит в комплект ЦС)		-48136594-01
Илоотделитель	ИГ-45М	ТУ 3661-001-
(входит в комплект ЦС)		-36627-00

 

 

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

При общей принятой технологии берения на буровых предприятиях западной сибири трех- и четырехступенчатые системы очистки бурового раствора.

Трехступенчатая система очистки имеет ряд недостатков, так как из-за большого перепада давления в выкидной линии снижается очистная способность гидроциклонов, небольшой объём ёмкостей приводит к потерям раствора в процессе бурения. В последнее время, исключив эти недостатки, стали применять четырехступенчатую систему очистки, имеющую в своем составе подвесной блок ВС-1(первая ступень), один или два гидроциклона (вторая ступень) и два пескоотделителя (третья ступень). В блоке установлено три насоса, два из которых обвязаны с гидроциклонами, а третий перекачивает раствор, очищенный в ёмкостном блоке илоотделителем (четвёртая ступень). Все отходы бурения скапливаются в шламовом амбаре.

Однако, применение такой технологии очистки бурового раствора не позволяет исключить загрязнение природной среды, так как из шламовых амбаров происходит поступление содержащихся в них веществ в грунтовые воды в результате отсутствия или некачественной гидроизоляции стенок и дна амбара, а отсутствие надёжной гидроизоляции технических площадок влечёт за собой загрязнение почвы.

Всё наибольше применение находит безамбарное бурение. В данном случае шлам с вибросит, пульпа с пескоотделителей и кек с центрифуг поступает на транспортёр и выносятся в шламосборник, откуда по мере накопления вывозятся для захоронения в специально отведенном месте. При бурении скважины все стоки стекают под устьевое оборудование и оттуда перекачиваются в ёмкости для очистки с последующим использованием в системе оборотного водоснабжения, избыток закачивается в нефтесборный коллектор.

Экологическая безопасность процесса строительства скважин обеспечивается:

· организованным сбором всех видов отходов бурения и их локализацией в строго отведённом месте;

· очисткой загрязнённых стоков до нормативного уровня;

· обезвреживанием отработанных буровых растворов и бурового шлама методом отверждения или загущения с последующим сбросом такой экологически безвредной консолидированной массы в траншеи, сооружаемые в теле насыпи буровой площадки, и засыпкой последних естественным минеральным грунтом.

Выводы

Выбор бурового раствора значительно влияет на технико-экономические показатели бурения. Также правильность выбора раствора для конкретного интервала предупреждает осложнения, т.е. обвалы, сужения скважин,что приводит к прихвату бурильной колонны и т.п.

Я считаю, что подобранные мною буровые растворы наиболее эффективны для данного месторождения, так как геологический разрез скважины был разбит на интервалы и для каждого интервала подобран такой буровой раствор, который будет способствовать улучшению проходки на долото и механической скорости бурения, предотвращению осыпей, обвалов, газонефтеводопроявлений, а также сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов.