Цсго в бурении


Система очистки бурового раствора | VseOBurenii.com – Все о бурении!

Тип и количество твердой фазы в буровом растворе определяют плотность раствора, вязкость, статическое напряжение сдвига, качество фильтрационной корки, фильтрацию и другие качественные характеристики. Твердая фаза оказывает большое влияние на скорость бурения, сдвиговые усилия, вращение, стабильность ствола скважины и прочее.

Большие объемы циркуляции требуют слишком много места и огромные отстоечные емкости, что является нерентабельным, либо в большинстве случаев недоступным. Наилучшее решение – это использование механического оборудования для контроля содержания твердой фазы.

Механическое оборудование очистки, такое как вибросита, пескоотделители, илоотделители и центрифуги работает посредством силы ускорения или центробежной силы, что позволяет достигать более высокого уровня сепарации в сравнении с процессом осаждения. Оборудование для очистки бурового раствора может состоять как из одного, так и из нескольких модулей. У каждого устройства есть свой диапазон размера частиц, в котором оно работает эффективнее всего: – вибросито – 150-74 мкм; – пескоотделитель – 110-44 мкм; – илооотделитель – 110-25 мкм; – центрифуга – 120-2 мкм.

Основные требования к системе очистки: – обработка всего объема циркуляции (за исключением центрифуги); – согласование последовательности установки, по размеру отделяемых частиц; – правильность монтажа, и точная настройка, для более высокой эффективности работы последующей ступени;

– оптимизация процесса сепарации, т.е. обработка от четверти до половины объема циркуляции.

На masteradereva.ru можно посмотреть разнообразие напольных покрытий и выбрать оптимальный вариант. Обращайтесь!

Онлайн кредит до зарплаты. Работает в выходные и ночью!

vseoburenii.com

Техника, технология и результаты бурения Кольской СГ—3. Часть 2.

По странному стечению обстоятельств на Пикабу в последнее время тема бурения Кольской сверхглубокой скважины уже прям примелькалась, да и одна и та же информация преподносится публике просто в разном изложении. Ну что ж, попробую немного освежить эту тему и, заодно, данным постом ответить на ряд вопросов, которые видел в комментариях к предыдущим постам. Первая часть https://pikabu.ru/story/tekhnika_tekhnologiya_i_rezultatyi_b...

Давайте посмотрим на развертку по затратам времени строительства СГ—3

Как вы помните, строительство скважины условно поделено на два этапа — двумя разными буровыми установками, и переход между двумя этапами составил аж 1 год и 4 месяца! Это время демонтажа и демобилизации старой установки и мобилизация с вышкомонтажными работами новой БУ—15000.

Из приведённой таблицы наиболее интересны затраты времени на работы по бурению основного ствола, время на ликвидацию аварий и осложнений и время на бурение обходных стволов (когда возникшая авария не позволяет дальше вести бурение по текущему стволу — к теме о 5км труб в скважине). Однако картина не будет полной без ещё некоторых данных.

Поинтервальные показатели бурения СГ—3

Статистика осложнений и аварий при бурении СГ—3

Вот теперь информации для анализа более чем достаточно. Для себя я сделал несколько очевидных выводов, а именно:

1. Несмотря на высокую (в сравнении) коммерческую и механическую скорость бурения на первых этапах строительства скважины, сказывался явный недостаток опыта работ в данных условиях — об этом говорит огромное количество заклинок, и слабоподготовленная технико—технологическая база — это аварии с элементами компоновок и бурильными трубами.

2. Невероятная тенденция снижения количества аварий с элементами КНБК и трубами на этапах бурения 2 и 3 стволов СГ—3 показывает, какой мощный виток в развитии получило отечественное бурение, технически и технологически шагнув далеко вперёд.

3. Бурение СГ—3 — Яркий пример того, как сильно была развита инженерная мысль в СССР.

Далее рассмотрим скважинные условия, в которых работало оборудование и инструмент, тут же можете найти ответы на свои вопросы (объемы скважины, нагрузки, забойные температуры и т.д.)

По примерным подсчетам итоговый объём скважины, с учетом коэффициента кавернозности, достигал под 900 м3 (но это вообще не точно), а буровой раствор временами был очень горяч. Бедные помбуры, наверное, в ЦСГО ходили в одних трусах.

А типовые формы сечения скважины обусловлены анизотропией горных пород и наличием естественного искривления скважины

Получается, что многокилометровая колонна бурильных труб частично лежит на стенке скважины, постоянно шевелясь, периодически вращаясь и выкапывая под собой желоб. Временами это приводило к осыпям и обвалам стенок скважины, прилипанию и заклинке колонны труб и КНБК. Как следствие — затраты времени на ликвидацию аварии или перебур ствола.

Количество аварий с бурильной колонной

Слом по какой либо части трубы практически 100% означает, что колонна из скважины поднималась не полностью.

Нагрузки при бурении и характеристика износа бурильных труб

Ну и самое главное, работая в столь непростых условиях, прямо по месту, в цехах буровой разрабатывались и создавались новые типы резьбовых соединений и изготавливались бурильные трубы. Проблемы решались по мере их поступления, благо на это было отведено аж 22 года. Насколько я знаю, во многом благодаря бурению СГ—3, получили своё развитие бурильные трубы ЛБТПН (облегчённые из алюминиевого сплава).

По итогу работы множества инженеров на СГ—3 была подобрана и даже частично создана подходящая конструкция бурильной колонны, элементы которой поинтервально соответствовали скважинным условиям.

В заключении хотелось бы ещё раз подчеркнуть уникальность проекта СГ—3 и его значимость для развития отечественного бурения. Учитывая, как сейчас все завязано на зарабатывании баблишка, боюсь, в нашу бытность подобных проектов нам больше не увидеть. Всем спасибо за внимание!

pikabu.ru

Выбор ингибирующего бурового раствора в системе «буровые растворы» при строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»

Choice inhibits mud in the mud during well construction in Surgutneftegaz

YU. ZMEEV, Surgut drilling department № 3 Surgutneftegaz OJSC

Геологический разрез месторождений Западной Сибири представляет собой чередование глин, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников. Как правило, интервалы, сложенные глинистыми породами, склонны к повышенной кавернозности, осыпям и обвалам стенок скважины, образованию шламовых пробок. Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок ствола скважины, выражаются в посадках – затяжках бурильной колонны, прихватах, непрохождении геофизических приборов, сальникообразовании, потерях циркуляции.

Presents the results of industrial tests borsilikte reagent during drilling.

На данный момент для бурения под эксплуатационную колонну в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется естественно наработанный буровой раствор 4-го класса опасности, в основном это глинистые растворы на основе акриловых полимеров. Однако существуют условия, в которых применение обычного классического раствора на основе полиакриламидов может быть сопряжено с рядом сложностей. Одним из таких обстоятельств является получившее в последнее время широкое распространение на месторождениях Западной Сибири бурение под эксплуатационную колонну одним или двумя долблениями, без проведения промежуточных подъемов. Бурение по такой технологии заставляет предъявлять повышенные требования к буровому раствору по отношению к выносу шлама из скважины и обеспечению качественного процесса строительства в целом и характеристикам, обеспечивающим повышенные удерживающие и выносящие способности, особенно при вскрытии геологических разрезов Алымской, Вартовской, Мегионской свит и Юрской системы. И это приводит к непроизводительным временным затратам по проработкам и дополнительным промывкам ствола скважины при СПО. Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств, зато экономит затраты времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения. Несмотря на возросший уровень технологий бурения глубоких скважин с различными углами наклона, в интервалах залегания глинисто-аргиллитовых горных пород возникают осложнения в виде осыпей и обвалов. На борьбу с осложнениями ежегодно затрачивается от 4 до 10% календарного времени. Поэтому предотвращение осложнений, в особенности при бурении глинисто-аргиллитовых горных пород, остается актуальным вопросом. В настоящее время одним из главных требований к буровому глинистому раствору, предназначенному для бурения проницаемых интервалов скважин, является его минимальная фильтрация. Рядом ученых была сформулирована концепция направленного создания практически непроницаемых барьеров в разрезах скважин за счет применения полимерных растворов с использованием классического закона подземной гидравлики – закона Дарси и формулы притока Дюпюи. В теории фильтрации пластовых флюидов по закону Дарси и притока флюидов из пласта в скважину согласно уравнению притока Дюпюи одним из параметров является динамическая вязкость фильтрующихся пластовых флюидов. Вязкость динамическая определяется (μg): μg = μк · ρ · К · Т, (1) где μк – кинематическая вязкость; ρ – плотность раствора, г/см3; Т – время истечения, с; К – константа прибора. Исходя из вышесказанного, по мере накопления практических знаний по особенностям разбуривания месторождений, мы поставили себе задачу получения наилучшего решения быстрой и безаварийной проводки скважины с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта путем выбора реагентов и рецептуры ингибирующих буровых растворов. На данный момент в качестве ингибирующих добавок применяются минеральные соли (хлориды калия, натрия, кальция, магния, гипс, алюминиевые квасцы), кремнийорганические жидкости, мыла жирных кислот, жидкое стекло и другие. Нам предложен для промышленных испытаний борсиликатный реагент (БСР). В нем используется комбинированный ингибитор, содержащий силикаты, бораты и фосфаты натрия, а также кремнийорганику. Состав названных компонентов показал высокую эффективность за счет новых веществ, возникших при соединении компонентов. При проведении промышленных испытаний на всех стадиях строительства скважин: бурении под кондуктор, эксплуатационную колонну, бурении под хвостовик борсиликатный реагент позволил производить все технологические операции без осложнений с высоким качеством выполнения требований групповых рабочих проектов. Данный химический реагент БСР выбран с учетом горно-геологических условий и соблюдения следующих требований:
  • безаварийной проводки скважин в комплексе с технологическими мероприятиями;
  • повышенной удерживающей и выносящей способностями выбуренной породы;
  • сохранения устойчивости стенок скважины, особенно при строительстве кондукторов всех типов скважин.
Использование данной рецептуры позволяет повысить эффективность применяемых буровых растворов при бурении скважин, улучшить качество проектных решений, повысить срок эксплуатации бурового оборудования, свести к минимуму возможные отклонения в процессе строительства скважин. БСР представляет собой растворимый в воде высокоактивный ингибитор глин, используемый в буровых растворах на основе пресной или соленой воды. Реагент применяется в буровых растворах для стабилизации неустойчивых пород, слагающих ствол скважин. Благодаря химической стабилизации глинистые частицы породы сохраняют размер, достаточный для легкого удаления в системе очистки, то есть не подвергаются диспергированию и не приводят к залипанию сеток вибрационных сит. Это, в свою очередь, снижает потребность в разбавлении и утилизации больших объемов бурового раствора, снижает общий расход химреагентов. Сокращение диспергирования ведет к уменьшению сальникообразования, то есть налипания разбуренной породы на долото и КНБК. Снижение вязкости бурового раствора при вводе БСР позволяет вести бурение при высоких механических скоростях проходки, вырабатывая шлам более крупных размеров, который достигает вибрационного сита в твердом виде. Силикатный реагент придает буровым растворам стабильность при повышенных температурах. После ввода БСР в буровой раствор происходит усиление армирующей способности фильтрационной корки, что одновременно положительно сказывается на фильтрационных характеристиках раствора. Условная вязкость бурового раствора, обработанного БСР, считается адекватной 25 – 30 сек. Экспериментально практическими исследованиями установлено, что показатель разжижающей способности для БСР и аналогичных по значению реагентов составляет: Обладая высокой ингибирующей способностью, БСР обеспечивает повышение глиноемкости естественных глинистых растворов. Установлено, что при концентрации «шламовой» глины 55% по массе (плотность бурового раствора 1290 кг/м3) использование 1,0% БСР снижает СНС и ДНС 2,0 – 2,6 раза. Этот эффект сохраняется в широком диапазоне температур (от 25 до 120°С) и отмечается для суспензий с содержанием твердой фазы более 25% по массе. БСР избирательно и эффективно снижает структурно-механические и реологические показатели малоглинистых полимерных растворов. При естественной наработке бурового раствора в процессе бурения глинистых пород забуривание скважины производится на водном растворе БСР (2 – 3% по массе). Последующая обработка бурового раствора полимерами производится в процессе углубления ствола скважины. Для перевода пресного бурового раствора в ингибированный – силикатный необходимо произвести его механическую очистку до содержания твердой (глинистой) фазы 3,5 – 4,5% по массе, а затем обработать циркулирующую жидкость БСР до концентрации его в объеме бурового раствора 2 – 5% по массе. Опытом применения силикатных буровых растворов отмечено, что благодаря высокой адгезионной способности по отношению к металлу и способности образовывать нерастворимый твердый силикат кальция при взаимодействии с цементом резко возрастают качество крепления и надежность разобщения пластов при заканчивании скважин. Согласно разработанным нами практическим рекомендациям и типовым инструкциям предлагаемые рецептуры по интервалам бурения ствола скважины внесены в руководящий документ – технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (буровые растворы). Для бурения под направление и кондуктор при кустовом методе строительства эксплуатационных скважин, как правило, используется естественно набранный глинистый раствор, оставшийся от бурения предыдущей скважины или вновь приготовленный глинистый раствор (табл. 1).

Табл. 1. Основные контролируемые параметры буровых растворов для бурения под кондуктор

П р и м е ч а н и е. Фильтрация замеряется по стандарту АНИ.

При бурении после углубления ниже многолетнемерзлых пород предусматривается ввод реагента БСР. Обработка производится в процессе бурения перед входом в глинистые отложения, 250 – 300 метров по вертикали, на весь рабочий объем раствора вводится 267 – 634 кг, что позволяет раствору ингибировать выбуренную глинистую породу. Условная вязкость при этом может снизиться до 28 – 35 сек. СНС необходимо поддерживать не менее 15/25 дПа: падение СНС ниже указанных значений приведет к снижению качества очистки ствола скважины от выбуренной породы. Вторую и последующую обработки реагентом БСР производить в количестве 133 кг через 200 м проходки с контролем условной вязкости и СНС. При бурении строго контролировать качество работы системы очистки, вынос шлама на вибрационных ситах. Шлам должен быть твердым, сухим, рассыпчатым. В процессе бурения под кондуктор необходимо осуществлять постоянный контроль за параметрами бурового раствора. Параметры замеряются через каждые 100 м проходки с регистрацией в буровом журнале. При достижении проектного забоя произвести промывку ствола скважины в течение 1,5 – 2 циклов с контролем параметров до полного выноса шлама на ступенях очистки.

Табл. 2. Состав рецептуры плотностью 1080 – 1160 кг/м3

После разбуривания цементного стакана, в процессе углубления ниже башмака кондуктора, в циркуляцию вводится рабочая емкость с технической водой, обработанной реагентом БСР в количестве 1 бочки объемом 210 литров (267 кг). В процессе углубления готовится третья емкость: 40 м3 технической воды обрабатывается реагентом БСР в количестве 1 бочки объемом 210 литров (267 кг). Затем обработка производится согласно заданной рецептуре. При дальнейшем углублении реагент БСР вводится в количестве 20 кг через 50 метров проходки с контролем всех параметров раствора на соответствие с ГТН. Предлагается поддерживать концентрацию БСР в растворе 0,4 – 0,5%. В случае увеличения условной вязкости и реологических характеристик раствора рекомендуется обработать весь объем циркулирующего рабочего раствора БСР в количестве 70 – 267 кг дополнительно. Перед спуском эксплуатационной колонны, в начале промывки на забое, ввести 100 литров реагента БСР через эжектор в рабочие емкости, промывку производить до полного выноса шлама на ситах (табл. 2). При планируемом бурении под хвостовик для первичного вскрытия продуктивных горизонтов стволов скважин под спуск хвостовиков ∅ 114 мм применяются солевые биополимерные растворы согласно рецептуре СургутНИПИнефти. Для увеличения высоких ингибирующих свойств солевых биополимерных растворов, особенно при бурении в неустойчивых геологических разрезах, применение БСР в качестве ингибитора в процессе бурения позволит ингибировать глинистые частицы, являющиеся цементирующим материалом песчаника в продуктивном пласте, и обеспечит формирование плотной фильтрационной корки, предотвращающей осыпание аргиллитов и глин, и сохранение проницаемости коллектора. Быстрое увеличение МБТ указывает на недостаточное содержание БСР в системе и на то, что система недостаточно ингибирована. Концентрацию БСР в биополимерном растворе поддерживать в объеме от 2,0 до 4,0 кг/м3. Расход БСР на длину ствола скважины под спуск хвостовика 300 – 600 м 180 л (220 кг) на объем раствора 120 м3. Борсиликатный реагент (БСР) при бурении на всех стадиях строительства скважин: бурении под кондуктор, эксплуатационную колонну и под хвостовик, позволил производить все технологические операции без осложнений с высоким качеством выполнения требований групповых рабочих проектов. А для улучшения реологических свойств бурового раствора на ряде скважин со сложным профилем произведены, согласно утвержденной программе промышленных испытаний смазочной добавки «НЕФТЕНОЛ – СДИ» марки С., основанной на применении продуктов олегимии, полученных из натуральных жиров и масел. Продукты олегимии помимо высоких экологических показателей обладают повышенными смазочными свойствами, что позволяет применять их в качестве смазочных добавок во всех типах буровых растворов с частично гидролизованными полиакриламидами и борсиликантным реагентом БСР. Обладая универсальными свойствами, БСР кроме ингибирования глин эффективно снижает вязкость, поддерживает полимеры (производные КМЦ, ПАВ и ксантановой смолы) в обеспечении снижения водоотдачи и защищает их от термодеструкции, одинаково проявляет эти свойства в пресных и соленых растворах. Его применение позволяет:
  • отказаться от ввода ПММ;
  • снизить сроки строительства скважин за счет увеличения механической скорости бурения и, исходя из конструктивных особенностей кондуктора и эксплуатационных колонн, отказа от проведения шаблонировок ствола, а также за счет обеспечения подъема цемента;
  • ограничить естественную наработку бурового раствора при бурении в глинистых разрезах, то есть повысить глиноемкость бурового раствора, что отражается на повышении качества вскрытия продуктивного пласта и эффективности работы очистной системы;
  • перевести пресный раствор в ингибированный при вскрытии продуктивного пласта, что применимо при проводке скважин в Западной Сибири или других нефтяных районах со схожими горно-геологическими условиями.
Комментировать этот материал »

Авторизация

burneft.ru


Смотрите также