Курсовая работа БПЖ (2). Регламент на промывку наклоннонаправленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2433 м на Губкинском месторождении
 Скачать 420.67 Kb.
|
|
Приготовление буровых растворов
Лист 47 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Процесс приготовления буровых растворов включает в себя три технологические операции: 1) приготовление исходного раствора; 2) обработка раствора реагентами для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии; 3) обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальными давлениями. Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением, как правило, дисперсионной среды и дисперсной фазы и (или) водорастворимых солей. Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов, их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров. При необходимости регулирования плотности бурового раствора обосновывается выбор способа и средств увеличения или уменьшения плотности и дается описание технологии производства работ. Циркуляционная система буровой установки служит для подготовки, хранения и нагнетания в скважину бурового раствора. В нее входят следующие блоки: очистки раствора от шлама; очистки раствора от газа; химической обработки раствора; приемных, подпорных насосов; буровых насосов, а также резервуары для хранения раствора и манифольд. 4.2 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора Рассмотрим комплекс оборудования циркуляционной системы буровой установки. Этот комплекс предназначен для приготовления, очистки, химической обработки, хранения бурового раствора и транспортирования его от устья скважины до буровых насосов при бурении нефтяных и газовых скважин. Комплекс оборудования циркуляционной системы буровой установки БУ 3900 ЭК-БМ (рис.1) включает в себя: Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2), после очистки на которых попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего по линии R3 очищенный раствор поступает в емкость (6), из которой по линии R4 насосом (7) подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8), после очистки на котором раствор по линии R5 поступает в емкость (10). Пульпа после пескоотделителя и илоотделителя попадает для дополнительного обезвоживания на вибросито (9), расположенного над емкостью (6). Для тонкой очистки раствор из емкости (11) насосом (12) подается на центрифугу (13) по линии R6. После чего раствор по линии R7 возвращается в емкость (11). В скважину очищенный буровой раствор подается насосом (14) по линии R8 из емкости (11). Шлам с вибросит, как с центрифуги по линиям R9-R12 поступают в амбар с использованием шнекового конвейера (15). Для дегазации бурового раствора используется дегазатор ДВС-3 Лист 48 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Комплекс оборудования циркуляционной системы обеспечивает: транспортировку бурового раствора от устья скважины до приема буровых насосов (14), очистку раствора от частиц выбуренной породы; приготовление раствора из порошкообразных материалов; утяжеление бурового раствора; перекачку жидких химических реагентов из автоцистерны в резервуар для реагентов; подачу жидких химических реагентов в циркуляционную систему; подачу раствора буровыми насосами или шламовыми насосами в гидравлические перемешиватели для перемешивания бурового раствора в резервуарах; перекачку шламовыми насосами бурового раствора из резервуара в другой резервуар. Если промывочную жидкость при приготовлении требуется обработать химическими реагентами, то сначала реагенты растворяют в воде. Выходящая из скважины промывочная жидкость направляется по трубе в очистную систему. Если существует опасность интенсивный газопроявлений при бурении, в очистную систему включают газовый сепаратор. Газовый сепаратор и дегазатор предназначен для отделения из промывочной жидкости газа. Если в промывочной жидкости содержится большое количество газа, выходящий из скважины поток направляют через боковой выкид превентора и регулируемый штуцер в газовый сепаратор, где выделяется основной объем газа. Из сепаратора жидкость направляется в дегазатор для более полного удаления газа, затем на вибросита. Лист 49 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Рис.1- Комплекс оборудования циркуляционной системы. Лист 50 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Управление свойствами буровых растворов при бурении скважин
Контроль параметров бурового раствора осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов. Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1; пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используется линейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворе производится по методике, изложенной в РД с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М. При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс-метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора рекомендует использование установки УСР-1. Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. При работе с приборами и установками для определения параметров бурового раствора необходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: при нормальных условиях бурения – через 1 час в осложненных условиях – через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости – через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора – через 1-1,5 часа. Все показания записываются в рабочий журнал. Лист 51 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции Таблица 3.0 – Периодичность контроля параметров БР
5.2 Технология и средства очистки буровых растворов Очистке буровых растворов от шлама необходимо уделять первостепенное внимание, так как поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы вредно влияют на его основные технологические свойства, а в конечном счете на технико-экономические показатели бурения. Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс механических устройств: вибрационные сита, блоки параллельно соединенных гидроциклонов (песко и илоотделители), сепараторы (блок гидроциклонов в комбинации с виброситом), глиноотделители (гидроциклоны, работающие по обратному циклу, центрифуга). В наиболее неблагоприятных условиях, когда буровой раствор обогащается тонкодисперсным шламом, его перед очисткой обрабатывают реагентами – флокулянтами. При выборе оборудования для очистки раствора надо учитывать конкретные условия. К оборудованию для очистки буровых растворов от шлама предъявляют следующие требования:
В циркуляционной системе аппараты для очистки должны работать в строгой последовательности скважина – газовый сепаратор – блок грубой очистки от шлама (вибросита) – дегазатор – блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделитель) – блок регулирования содержания и состава Лист 52 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 твердой фазы в буровом растворе (гидроциклон, глиноотделитель, центрифуга).
Таблица 3.1 - Количество средств очистки и оборудование для приготовления буровых растворов
5.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов На физико-механические свойства буровых растворов оказывают влияние температура, давление, электролиты, стабильность, режим течения и другое. Поэтому точно исследовать поведение буровых растворов в скважине невозможно, так как их свойства меняются даже в течение 1 цикла циркуляции. Но свойствами буровых растворов можно управлять, исходя из коллоидно-химических представлений, изменяя: - концентрацию, дисперсность, фракционный состав дисперсной фазы; - энергию взаимодействия частиц дисперсной фазы с дисперсионной средой; - тип пространственной коагуляционно-тиксотропной структуры. Это достигается выбором материалов и реагентов для приготовления буровых растворов.
Лист 53 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Мероприятия по охране окружающей среды и недр при строительстве скважин в конкретном регионе входят в состав технологических регламентов, разрабатываются, как правило, проектными институтами и согласовываются с соответствующими организациями горного и экологического надзора. Ниже приведены некоторые наиболее распространенные рекомендации, используемые при разработке мероприятий по охране окружающей среды и недр 1. Применять малотоксичные рецептуры промывочных жидкостей и технологию управления их свойствами, обеспечивающие сокращение объемов жидких и твердых отходов бурения. Использовать малоотходную технологию промывки, повторное применение растворов при бурении последующих скважин. 2. Для приготовления, регулирования параметров и очистки буровых растворов территории скважин глинопорошком, химреагентами, буровым раствором, шламом. 3. Для химической обработки использовать реагенты, выпускаемые по ГОСТу или ТУ, поставляемые на буровую в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контейнерах. 4. Запрещается применение химреагентов и материалов, санитарно-токсикологические свойства которых неизвестны. 5. Для предупреждения загрязнения продуктивных пластов технология промывки должна обеспечивать низкий показатель фильтрации в сочетании с минимально допустимой репрессией на пласты. 6. Для уменьшения расхода химреагентов необходимо применять растворы с минимальным содержанием твердой фазы и использовать многофункциональные и синергетические реагенты. 7. Шлам и песок с очистных устройств, а также избыточный буровой раствор отводят в накопитель со специальным гидроизолирующим покрытием, препятствующим фильтрации жидкой фазы в тело насыпи и почвенный грунт. 8. Для предупреждения загрязнения недр буровым раствором и его фильтратом, а также исключения гидроразрыва пород, наряду с исключением нерегламентируемых отклонений фактических параметров растворов, необходимо ограничивать скорость спуска инструмента, исключить значительные колебания гидродинамических давлений. Лист 54 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 9. Технология сбора, утилизации и захоронения отводов бурения должна соответствовать «Регламенту на утилизацию и захоронение отходов бурения при строительстве скважин», разработанному применительно к конкретному ремонту работ. Расчет объемов отходов бурения и шламового амбара производится в соответствии с ВРД 39-1.13-057-2002. Объем выбуренной горной породы Vгп, м3, при строительстве скважины определяем по формуле Vгп= π×d2 / 4 ×Н, (31) где d- диаметр скважины, м Н- глубина скважины, м. Объем шлама V шл, м3, определяем по формуле Vшл=V гп× 1,2, (32) где 1,2 – коэффициент, учитывающий разуплотнение горной породы. Объем отработанного бурового раствора V отр, м3, определяется по формуле Vотр = 1,2 ×Vгп× К1 + 0,5 Vц, (33) где К1 - коэффициент потерь бурового раствора; К1 = 1,052; Vц - объем циркуляционной системы буровой установки, м3. Объем отработанного бурового раствора равен сумме значений объемов емкостей буровой установки и бурового раствора, циркулирующего в скважине. Объем буровых сточных вод VБСВ , м3, определяется по формуле VБСВ=2 ×Vотр. (34) Тогда объем шламового амбара V ша, м3, рассчитывается по формуле Vша = 1,1 × (V шл + Vотр + VБСВ). (35)       Лист 55 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Земляной амбар должен иметь достаточно высокую и надежную обваловку, которая бы не могла быть разрушена ливневыми водами. Дно и стенки амбара изолируются водонепроницаемой пленкой, чтобы хранящиеся в нем жидкости и химреагенты не могли проникнуть в грунтовые воды и естественные водоемы. Вокруг буровой установки должны быть сооружены сточные канавы для удаления сточных вод и пролитой промывочной жидкости в амбар. По окончании бурения необходимо предусмотреть работы по очистке и утилизации жидких отходов бурения. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||