Буровые и тампонажные растворы

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 27 Февраля 2011 в 09:10, реферат

Описание работы

Цементирование скважин - наиболее ответственный этап их строительства. Значение цементировочных работ обуславливается тем, что они являются заключительным процессом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущей работы, вплоть до потери скважины. Недоброкачественное цементирование скважин нередко является единственной причиной газопроявлений, грифонообразований и открытых нефтяных и газовых фонтанов. Оно приводит к перетокам нефти и газа в другие пласты, имеющие меньшее давление, обводнению продуктивных горизонтов.

Содержание работы

Введение…………………………………………………………3


Часть 1. Буровые растворы

Технологические функции бурового раствора……………….. 4

Коллоидно-химические свойства буровых растворов………...5

Основные свойства дисперсных систем……………………….6

Основные параметры буровых растворов……………………..7

Материалы для приготовления буровых растворов…………..8

Химические реагенты для обработки буровых растворов…....8

Выбор типа бурового раствора для бурения скважин………..10

Поглощения бурового раствора. Методы предупреждения

и ликвидации поглощений……………………………………..11

Водо-, газо- и нефтепроявления. Признаки, методы

ликвидации………………………………………………………11

Прихваты бурового инструмента и обсадных труб

Причины и методы ликвидации………………………………..12

Циркуляционная система буровой……………………………..12

Очистная система буровой……………………………………...13

Утилизация отходов бурения…………………………………...13


Часть 2.Тампонажные растворы

Требования к тампонажному раствору………………………...14

Классификация тампонажных растворов……………………...15

Основные технологические параметры………………………..15

Требования к тампонажному камню…………………………...16

Материалы для приготовления тампонажных растворов……..16

Тампонажный портландцемент…………………………………16

Свойства сухого цементного порошка…………………………17

Методы проектирования составов

цементных растворов пониженной плотности…………………17

Утяжелители для тампонажных растворов…………………......17

Реагенты для регулирования свойств тампонажных

растворов…………………………………………………………17

Образование цементного камня…………………………………18

Деформации цементного камня…………………………………19

Коррозионное разрушение цементного камня…………………20

Качество цементирования……………………………………….20

Повышение качества цементирования………………………….21

Буферные жидкости……………………………………………...21

Литература………………………………………………………..22

Файлы: 1 файл

Буровые и тампонажные растворы.docx

— 57.24 Кб (Скачать файл)

     Вспененный  раствор обладает высокими значениями структурно-механических характеристик. Ухудшается работа насосов.

     Пеногасители: оксаль(Т-80), сивушное масло (применялось  ранее), АКС-20. 

     6 Утяжелители буровых растворов

     Основным  средством повышения плотности  является применение утяжелителей - измельченных в порошок тяжелых минералов. Однако при их добавке увеличивается  содержание твердой фазы, вследствие чего подвижность системы уменьшается, т.е. возрастает вязкость.

     Основная  характеристика утяжелителя - плотность: чем она выше, тем меньше его  расход, тем слабее его ухудшающее влияние на подвижность раствора.

     Степень дисперсности утяжелителя называется тонкостью помола.

     Утяжелители: мел, доломит, барит, гематит, магнетит. 

            Выбор типа бурового  раствора для бурения  скважин

     Наличие соленосных пород в геологическом  разрезе месторождений Беларуси обусловило условное подразделение  на части: надсолевую, верхнесоленосную, межсолевую, нижнесоленосную и подсолевую. В зависимости от вскрываемого разреза  необходимо использовать несколько  типов бурового раствора. Выбор типа раствора является одним из основных элементов технологии проводки скважин. Он определяет номенклатуру реагентов  и материалов для его создания и эксплуатации.

     Надсоль бурят  пресным сапропелевым раствором (при мощности до 800 м), пресным глинистым, обработанным Лигнополом (от 800 до 2000 м) и пресным сапропелевым, обработанным Лигнополом (более 2000 м).

     Соленосные  комплексы бурят тремя типами растворов:

     - соленасыщенным глинистым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

     - соленасыщенным сапропелевым, обработанным крахмальным реагентом «Фито-РК»;

     - соленасыщенным глинистым, обработанным Лигнополом.

     Межсолевые  и подсолевые отложения, являющиеся продуктивными, бурят в основном пресным сапропелевым раствором (в случае перекрытия соленосных отложений колонной) и соленасыщенным, который использовался при бурении основного ствола, если соленосные отложения не перекрывались колонной.

     Буровые растворы для вскрытия продуктивных отложений не требуют обработки  химическими реагентами.   

     Поглощения  бурового раствора

       Методы предупреждения  и ликвидации поглощений

     Поглощения  определяются интенсивностью и перепадом  давления скважина-пласт. Подразделяют на три категории в зависимости  от их интенсивности:

  1. частичные (1-2 м3 в час, с уровнем бурового раствора на устье);

     2 полные (2-5м3 в час, с небольшим падением уровня раствора в скважине и потерей циркуляции);

     3 катастрофические (более 5м3 в час, со значительным падением уровня раствора в скважине).

     Объекты поглощений: продуктивные и водоносные пласты с большой пористостью  и низким пластовым давлением.

     Превышение  Ргидр. над Рпл. происходит по причинам:

     - буровой раствор с высокой плотностью;

     - буровой раствор имеет большие значения СНС;

     - спуск бурильных труб со скоростью, превышающей допустимую.

          Методы предупреждения:

     - Ргидр. снизить до Рпл.;

     - снизить структурно-механические показатели до минимума;

     - обработать раствор смазочной добавкой.

     Для ликвидации поглощения применяют композиции кольматантов  в виде наполнителей разного гранулометрического состава (доломит, мел, опилки,  кожа и др.). 

     Водо-, газо- и нефтепроявления

       Признаки, методы  ликвидации

     Эти осложнения происходят, когда Рпл. флюида превышает Ргидр.

     Причины:

     - низкое значение плотности бурового раствора;

     - недолив при подъеме бурового инструмента;

     - поглощение раствора;

     - разбавление бурового раствора пластовой водой;

     - выпадение утяжелителя;

     - подъем бурильных труб с большой скоростью.

     Признаки:

     - изменяются показатели раствора;

     - увеличивается уровень раствора в приемах;

     - появляются пузырьки;

     - течение раствора без циркуляции.

     Методы  ликвидации:

     - повышение плотности бурового раствора;

     - снижение СНС, вязкости и фильтрации;

     - использование дегазатора;

     - добавление пеногасителей.

     Нефтепроявление наблюдается визуально по радужным кольцам.

     При водопроявлениях снижается значение плотности и увеличивается фильтрация, выпадает утяжелитель, снижается рН раствора. Раствор необходимо обрабатывать кальцинированной содой, защитными реагентами и утяжелителем. 

     Прихваты  бурового инструмента и обсадных труб

     Причины и методы ликвидации

     Причины возникновения прихватов:

     - липкость фильтрационной корки;

     - образование сальников и сужение ствола скважины;

     - образование толстой корки при увеличении фильтрации и перепаде давлений;

     - оседание частиц после прекращения циркуляции;

     - сужение ствола из-за набухания глин;

     - затягивание инструмента в желоб;

     - перепад давления между скважиной и пластом;

     - оставление бурового инструмента без движения при плохом качестве раствора;

     - потеря герметичности в бурильных трубах;

     - заклинивание инструмента крупными обломками породы;

     - образование кристаллизационной «шубы» в верхней части колонны при бурении глубоких скважин (характерно для бурения скважин в Беларуси).

     Для предупреждения прихватов необходимо проводить обработку раствора согласно ГТН, добавлять защитные реагенты, смазку, применять ингибированные растворы. Ликвидируют прихваты установкой нефтяной ванны и расхаживанием инструмента. 

                                Циркуляционная система  буровой

     Циркуляционная  система предназначена для приготовления, очистки, регулировки и циркуляции раствора.

     Функции надземного участка циркуляционной системы: приготовление раствора, регулировка его свойств, нагнетание в скважину и поддержание режима промывки скважины. Система нагнетания включает в себя приемную емкость, блок насосов, всасывающий и нагнетательный манифольды, вращающийся превентор (противовыбросное оборудование).

     Функции подземного участка: подвод гидравлической энергии к долоту и транспортировка шлама на поверхность. Этот участок состоит из канала для нисходящего потока (полость колонны труб, двигатель, долото) и канала для восходящего потока бурового раствора, образуемого внешней поверхностью бурильной колонны и стволом скважины (или обсадной колонной).

     Все элементы циркуляционной системы взаимосвязаны  и взаимозависимы. Неполадки в  любом звене технологической  цепочки немедленно приводят к снижению эффективности промывки. 

     Очистная  система буровой

       Очистная система входит в состав циркуляционной системы и предназначена для удаления выбуренной породы (шлама) из раствора. Очистная система состоит из желоба (естественный метод очистки), вибросит (механический метод очистки), пескоотделителя, илоотделителя и центрифуги (гидравлический метод очистки).

     Твердые частицы в буровом растворе делятся  на коллоиды (менее 2 мкм), илы (2-80 мкм) и  пески (более 80 мкм).

       Песко- и илоотделители представляют собой гидроциклонные установки. В основу гидроциклонного разделения твердых частиц и жидкости заложен принцип использования центробежных сил, возникающих в аппарате при прокачке через него жидкости. 

                                    Утилизация отходов  бурения

     Отходы  бурения (ОБ) – это  буровые сточные  воды (БСВ), отработанные буровые растворы (ОБР) и буровой шлам (БШ).

     Отработанным  буровым раствором называется раствор, полученный после окончания цикла  строительства скважины или ее части. ОБР образуются в результате наработки  раствора при разбуривании интервалов, сложенных глинистыми породами,  смены одного типа раствора на другой, а также при ликвидации аварий и осложнений.

     ОБР, отвечающие  определенным требованиям, могут быть повторно использованы для  бурения другой скважины.

     Отходы  бурения собираются в двух амбарах (для пресных и соленасыщенных отходов)  на территории буровой  площадки. Амбары выстилаются полиэтиленовой пленкой. Тяжелая фракция отходов оседает на дне амбара. Для изменения дисперсного состава твердой фазы БСВ и ОБР используются реагенты, которые вызывают агрегацию мельчайших частиц твердой фазы с последующим механическим разделением на жидкую и твердую фазы. Для этой цели используется метод реагентной коагуляции. В качестве коагулянтов используются соли поливалентных металлов (сернокислые алюминий, железо). Замещение обменных одновалентных катионов поливалентными уменьшает число частиц размерами 5 мкм и увеличивает число частиц размером боле 5 мкм.

     В качестве флокулянтов используют полимеры (Седипур, Поли-кем, полиакриламид), обработка которыми в 3-4 раза увеличивает число частиц размером более 20 мкм.

     После проведения реагентной коагуляции и  отстаивания осветленная часть  (если химический анализ отвечает требованиям  безопасного сброса) сбрасывается на территории буровой, используется для других технологических целей или утилизируется.

     Осадок  после откачки осветленной части  обрабатывается загущающим (доломитом) и отверждающим (цементным раствором) составами и захоранивается. Ликвидация шламовых амбаров – это засыпка обезвреженных масс слоем минерального грунта и плодородной почвы.

         

                              Часть 2  Тампонажные растворы (ТР) 

     Для извлечения нефти надо создать долговечный  устойчивый канал, соединяющий продуктивный горизонт с резервуарами. Для транспортировки  нефти или газа надо разобщить  пласты горных пород и закрепить  стенки скважины.

     При креплении скважин применяются металлические трубы, которые, свинчивая в колонну, спускают в пробуренную скважину на определенную глубину. Эти трубы и колонна называются обсадными.

     С целью разобщения пластов в обсадную колонну закачивают цементный раствор, который вытесняет находящийся  в ней буровой раствор, и продавливают в затрубное пространство на расчетную  высоту. Процесс транспортирования (закачивания) цементного раствора в  затрубное пространство называется процессом цементирования скважины.

Информация о работе Буровые и тампонажные растворы