Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 [ 135 ] 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Скважины в процессе строительства обсаживаются обсадными колоннами, исходя из недопустимости совместного вскрытия горизонтов с взаимоисключающими аномальными градиентами пластового давления и необходимостью перекрытия интервалов, бурение которых связано с преодолением различных по природе осложнений (поглощений, газонефтепроявлений, обвалов стенки скважин).

Промывка ствола скважины должна обеспечивать скорость восходящего потока раствора в кольцевом пространстве не ниже приведенной в табл. 7.1. Подача насоса Q, необходимая для обеспечения этих скоростей, подсчитывается по формуле

Q = vF-103 л/с,

где v - скорость восходящего потока, м/с; F - площадь кольцевого сечения, м2 (см. табл. 7.1).

Если невозможно обеспечить нужную подачу буровых насосов для улучшения качества очистки ствола скважины от выбуренной породы (за счет турбулизации потока в кольцевом пространстве), необходимо в процессе бурения периодически приподнимать инструмент на длину ведущей трубы и, вращая, спускать его с максимально допустимой для этих условий скоростью (в зонах с высокими значениями градиентов гидроразрыва пород).

Если при турбинном бурении не обеспечивается достаточная скорость восходящего потока, необходимо практиковать периодический спуск долота без турбобура и промывку скважины в течение 2-3 циклов при максимально возможной подаче насосов. Периодичность таких промывок устанавливается для каждой скважины в отдельности в зависимости от конкретных геолого-технических условий бурения.

При роторном бурении под кондуктор или промежуточную колонну диаметром более 346 мм, когда невозможно получить рекомендованную скорость восходящего потока, необходимо увеличивать время промывки перед наращиванием и перед подъемом инструмента, а иногда и снижать скорость бурения в мягких породах.

Не допускается длительная (свыше 30 мин) промывка ствола с пониженной подачей, например одним насосом вместо

двух.

Чтобы обеспечить контроль качества промывки, на выкиде буровых насосов устанавливаются регистрирующие мано-

Т аб ли ц а 7.1

Необходимая скорость восходящего потока бурового раствора в скважинах

метры, непрерывно контролирующие давление в нагнетательной системе; в случае снижения давления (после тщательной проверки насосов и установления их нормальной работы) колонну бурильных труб следует поднять, трубы осмотреть, при необходимости опрессовать и провести дефектоскопию.

Профилактическая опрессовка и дефектоскопия труб производятся строго по графику, утвержденному руководством бурового предприятия. Трубы опрессовываются водой давлением 20 МПа с предварительной переборкой свечей.

Химическая обработка и качество бурового раствора должны соответствовать требованиям геолого-технического наряда. При выборе плотности бурового раствора необходимо учитывать пластовое давление. В прихватоопасных интервалах, расположенных на глубине более 1 200 м и представленных хорошо проницаемыми отложениями, например пес-

чаниками и трещиноватыми известняками, гидростатическое давление не должно превышать пластовое давление более чем на 5 - 10 %; в этих же условиях водоотдача должна быть не более 3-4 см3 за 30 мин на приборе ВМ-6.

Для повышения смазочной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в буровом растворе определенное содержание смазочных веществ: нефти, СМАД-1 , омыленных жирных кислот (ОЖК), смеси гидронов (СГ) и др.

В буровом растворе в зависимости от плотности должно содержаться определенное количество нефти: Плотность раствора,

г/см3....................................... 1,20-1,30 1,30-1,50 1,50-1,70 1,70 - 2,0 2,0

Содержание нефти, %...... 8-10 10-12 12 - 15 15-18 20

При наличии прихватоопасных интервалов в условиях высоких температур и давлений рекомендуется применять эффективные смазочные вещества: СМАД-1 , ОЖК, СГ - 2,4 %. Добавка 2-2,5 % этих веществ к объему циркулирующего раствора эквивалентна по смазочному действию добавке 10 % нефти.

Расход нефти на 1 м бурения ствола должен составлять

80- 1 00, а СМАД-1 , ОЖК и СГ - 20-25 кг; при бурении

прихватоопасных интервалов удельный расход смазки увеличивается на 20 - 80 %. При бурении глубоких скважин рекомендуется добавлять в буровой раствор 1-2 % серебристого графита.

Содержание нефти в растворе контролируется не реже одного раза в сутки прибором Дина - Старка или по ускоренной методике АзНИИбурнефти, а также электроцентрифугированием. Последний способ предпочтителен, так как обладает достаточной для промысловых исследований точностью замеров и нетрудоемок.

Для увеличения степени диспергирования нефти в буровом растворе применяются поверхностно-активные вещества: сульфонол, дисольван, НРВ - до 1 % по товарному продукту. Нефть вводится в буровой раствор через нагнетательную линию насоса с помощью агрегата цементировочного.

При бурении скважины строго контролируют и регистрируют в специальном журнале следующие параметры бурового раствора: плотность, условную вязкость (по ПВ-5), водоотдачу за 30 мин (по ВМ-6), статическое напряжение сдвига, замеренное через 1 и 1 0 мин (прибором СНС-2), толщину фильтрационной корки, содержание нефти и песка в растворе, показатель рН среды; фиксируют объем и дату ввода в