Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Направление (0-300)
Интервал 0-300 сложен глинами и аргиллитами, а также алевролитами. В данном интервале имеются осложнения в виде осыпей и обвалов стенок скважины, а также поглощения бурового раствора (0-690). В интервале 0-255 м имеется пластовая вода ( вода = 1г/см3 ,дебит составляет 100-150м/сут).
В качестве промывочной жидкости можно использовать тех. воду, она способна снимать твердость поверхностного слоя горной породы, а также хорошо удаляет шлам с забоя, но помимо плюсов есть и минусы, например, происходит набухание глинистых пород, что вызывает сушение ствола скважины и плохое удержание частиц шлама во взвешенном состоянии.
Можно использовать глинистый раствор, но из-за пластовых вод, параметры раствора будут отклоняться, что может привести к нештатным ситуациям и авариям.
Поэтому выбор пал на полимерглинистый раствор. В качестве основы возьмем бентонитовый порошок, он удерживает шлам выбуренной породы, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке, обладает минимальной плотностью, что необходимо учитывать при поглощениях. Добавление полимеров позволит иметь раствору высокую гидрофильность и псевдопластичность — способность разжижаться до вязкости, близкой к вязкости воды, при больших скоростях сдвига и загустевать при низких.
Рецепт
вода, бентонитовый порошок, кальцинированная сода, КМЦ, каустик.
Бентонит выступает в качестве структурообразователя. КМЦ добавляем, чтобы снизить фильтрацию пластовых вод и улучшения очистки бурового раствора. При проявлении пластовых вод необходимо контролировать показатель общей жесткости и при необходимости обрабатывать раствор кальцинированной содой, которая играет роль регулятора жесткости и рН. Для уменьшения вязкости добавляем небольшое количество каустической соды.
Добавки
Добавки кальцинированной соды должны составлять до 0,5 % в сухом виде и 2-3 % в виде раствора. Каустик – до 0.3 %. КМЦ использовать низкой вязкости, в виде раствора с концентрацией 10 %
Условия хранения
Бентонитовый порошок
Упаковка: Бентопорошки упаковываются в многослойные мешки, имеющие полиэтиленовые вкладыши, емкостью 25 и 50 кг.
Хранение: Бентонит следует хранить в прохладном и сухом месте, при отсутствии возможности возникновения инородных примесей. Срок хранения до 1 года.
Кальцинированная сода
Хранение: Техническую кальцинированную соду хранят в крытых складских помещениях, силосах, бункерах, предохраняя продукт от попадания влаги. При соблюдении условий хранения марки А - 3 мес, марки Б - 6 мес, упакованной в мягкие специализированные контейнеры - 5 лет со дня изготовления.
Упаковка: Техническую кальцинированную соду марки Б упаковывают в четырех-пятислойные бумажные мешки массой не более 50 кг, в мягкие специализированные контейнеры разового использования массой 800 кг (марка А) и 500 кг (марка Б)
КМЦ
Упаковка и хранение: КМЦ упаковывают в трехслойные бумажные мешки по 15 кг. Беречь от влаги!
Каустическая сода
Упаковка и хранение: Поскольку каустическая сода относится к опасным веществам, к условиям ее упаковки и хранения предъявляются особые требования. Главное правило упаковки каустической соды – упаковка должна быть герметичной. В качестве упаковки могут использоваться клапанные полиэтиленовые, полипропиленовые с клапаном и полиэтиленовым вкладышем массой 25,0кг и 50,0 кг; полиэтиленовые бочки с мешками-вкладышами из полиэтиленовой пленки – массой 60,0кг. Хранить каустическую соду можно в неотапливаемых крытых складских помещениях либо в отапливаемых крытых складских помещениях далее, чем за метр от обогревателей. Главное условие хранение – отсутствие влаги. Срок хранения в закрытой упаковке завода-изготовителя составляет 1 год.
Кондуктор (300-1150)
Интервал сложен глинами и аргиллитами, а также песчаниками. В данном интервале имеются осложнения в виде осыпей и обвалов стенок скважины.
В качестве бурового раствора используется глинистый раствор, это связано с тем, что бентонит обеспечивает контроль рыхлых пластов, образует фильтрационную корку, которая препятствует поглощению раствора путем закупорки пустот, каверн, щелей, природных и искусственных трещин (добавление полимеров в данный раствор нецелесообразно, что положительно сказывается на стоимости)
Рецепт
вода, бентонитовый порошок, кальцинированная сода (для улучшения выхода)
Экс. колонна (1150-2745)
Интервал сложен глинами и аргиллитами, а также песчаниками. В данном интервале имеются осложнения в виде осыпей и обвалов стенок скважины, а также имеются интервалы с НГВП.
Для борьбы с нефтегазоводопроявлениями буровой раствор, применяемый на направлении и кондукторе не подойдет, т.к. не в состоянии создать непроницаемую эффективную фильтрационную корку, изолирующей открытые поровые пространства в стволе скважины, тем самым, обеспечивая защиту продуктивных интервалов от загрязнения в процессе прокачивания растворов и жидкостей при бурении. Поэтому для бурения на данном интервале подойдет полимеркарбонатный раствор. Чтобы предотвратить выброс, гидростатическое давление столба жидкости в скважине должно быть на 10-15% выше пластового. Избыточное давление на пласт достигается применением утяжеленных материалов, в данной скважине используем мел, который также используется в качестве кольматанта. С помощью такого раствора можно повысить качество вскрытия и улучшение фильтрационных свойств продуктивного пласта.
Рецепт
Вода, мел, ПАА
Добавки
Для обработки БР используется ПАА 1,5- 2,0 % концентрации. Ввод реагента производится после его гидролиза в присутствии щелочи, в процентном соотношении 0.08-1. Мел – 0.8 – 30. Остальное вода. При содержании полимера менее 0,08 раствор не способен удерживать во взвешенном состоянии утяжелитель, а при повышении содержания выше граничных значений, раствор становится почти нетекучим, что не позволяет произвести спуск взрывной аппаратуры. Нижний же предел содержания утяжелителя обусловлен минимальной плотностью раствора, равной 1005 кг/м3, применяемой для вскрытия продуктивного пласта.
После закачки раствора в скважину опускают перфоратор и производят взрыв в интервале продуктивного пласта. Затем осуществляют спуск эксплуатационной колонны с магниевыми заглушками в интервале продуктивного пласта и цементируют. После в колонну закачивают кислоту, под действием которой заглушки растворяются и производят продавку кислоты в пласт. При этом утяжелитель и полимер, заполняющий трещины и поры пласта растворяются в кислоте, обеспечивая тем самым гидродинамическую связь пласта со скважиной.
Условия хранения
ПАА
Упаковка и хранение: продукт хранится и транспортируется в многослойных мешках с полиэтиленовым вкладышем. Масса мешка – 25 кг. Продукт должен храниться в сухом, вентилируемом помещении, защищенном от солнца
Карбонатный утяжелитель (мел)
Упаковывают в мягкие специализированные контейнеры разового использования массой 700 -1000 кг. Утяжелитель карбонатный хранят в крытых силосных складах, складских помещениях, предохраняя продукт от попадания влаги. Гарантийный срок хранения утяжелителя карбонатного – 12 месяцев с даты изготовления.