Для предупреждения поглащений выполняются следующие рекомендации:
-При подходе к зоне поглощения снизить производительность насоса до минимально возможной.
-При бурении возможной зоны поглощения ограничить механическую скорость бурения.
-При спуске КНБК проводить промежуточные промывки.
-Исключить промежуточные промывки в интервалах возможных поглощений.
-Ограничить скорость спуска КНБК за 50 м до вскрытой или прогнозируемой зоны поглощения и до полного выхода КНБК из неё.
-Плотность промывочной жидкости не должна превышать программное значение плюс 0,03 г/см³.
-Перед запуском буровых насосов для разрушения структуры бурового раствора проворачивать компоновку ротором.
-Восстановление циркуляции производить ступенчато, начиная с минимального литража.
-Восстановление циркуляции производить при движении бурильной колонны вверх.
-Иметь на буровой необходимый запас материалов для ликвидации поглощений.
-При подходе к зоне поглощения иметь в наличии основу под ВУС.
План действий при ликвидации поглощений: Прокачать ВУС с наполнителями исходя из спущенной КНБК. При отсутствии положительного результата установить ВУС в зону поглощения. Во время установки продолжать углубление скважины. ВУС полностью закачать в затруб. Поднять КНБК в безопасную зону. Долив скважины осуществлять на объем поднятого металла. Провести промывку в безопасной зоне для очистки элементов КНБК от остатков наполнителей.
Рекомендации по предупреждению обвалообразования: Не допускать снижения плотности бурового раствора ниже программной повышения фильтрации бурового раствора выше программной. Поддерживать совокупную концентрацию ингибиторов глинистых сланцев не менее программной.
|
|
При появлении признаков обвалообразования: При появлении обвального шлама прокачать очищающую пачку При наличии обвального шлама в течение 3 циклов по согласованию с заказчиком провести поэтапное увеличение плотности бурового раствора. При утяжелении контролировать интенсивность поглощения. Увеличить концентрации ингибиторов глинистых сланцев. Снизить фильтрацию бурового раствора.
При бурении прихватоопасных зон выполняются следующие рекомендации: Контролируется долив скважины при любых операциях, а также содержание смазывающих добавок, СаСО3 в растворе. При длительных рейсах перед подъемом инструмента устанавливать в затрубное пространство пачку раствора с содержанием смазывающих добавок до 25 – 30 кг/м³.
При нефтегазоводопроявлениии рекомендуется увеличить плотность.
В избегании сальникообразования рекомендуется при приготовлении и обработки раствора постоянно следить за концентрацией Detergent. Не допускать ее снижения и поддерживать концентрации ингибиторов глин не менее программных.
Мероприятия по санитарно-экологической безопасности применения промывочных жидкостей
Охрана окружающей среды и недр
Инженер по буровым растворам обязан:
а). Соблюдать российское законодательство, а также следовать политике и стандартам Компании в области ООС и ТБ.
б). Обеспечивать правильную организацию и безопасное проведение замеров параметров бурового раствора в лаборатории Компании.
в). Проверять исправность оборудования, механизмов, приспособлений и инструмента перед приготовлением и обработкой бурового раствора.
|
|
д). Принимать срочные меры по прекращению работ, остановке оборудования в случае угрозы здоровью и жизни работающих.
е). Не допускать работы на неисправном оборудовании, применение неисправных инструментов, приспособлений и др.
ж). Контролировать соблюдение правил производственной безопасности на объекте. В случае их нарушения сообщает о происшествии руководителю объекта (буровому мастеру, представителю Заказчика).
з). Отвечать за противопожарную безопасность вагона-дома и лаборатории.
и). Обеспечивать полную комплектность медицинской аптечки и запас жидкости для промывания глаз.
к). Не допускать к работе лиц в состоянии алкогольного или наркотического опьянения.
л). Немедленно сообщать руководству о происшедшем несчастном случае, организовать оказание первой помощи пострадавшему, принимать меры по сохранению обстановки на рабочем месте и состояния оборудования такими, какими они были в момент происшествия (если это не угрожает жизни и здоровью окружающих работников и не вызывает аварийную ситуацию).
Охрана труда
Персонал должен быть осведомлен о растворе и его стоимости. Осторожность и внимательность важны при работе с любым буровым раствором. Следует свести к минимуму возможность прямых контактов с буровым раствором, содержащим Каустическую соду, Бактерицид, Пеногаситель и т.д. которые, не являясь токсичными веществами, могут, вызвать раздражение кожи и внутренних органов при попадании вовнутрь.
|
|
Надевать индивидуальные защитные комплекты и применять защитные средства при работе с раствором. Такие комплекты должны включать в себя:
- защитные очки
- защитный шлем
- обувь с защитными металлическими вставками
- защитная одежда (защитные комбинезоны)
- защитный крем
- резиновые перчатки
При попадании раствора на кожу необходимо смыть его водой, как можно быстрее. Не допускать контакта раствора с кожей более 30 - 40 минут. необходимо знать и соблюдать правила безопасности, установленные на буровой, а также правила компании-оператора.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 Садыкова Э.Р., Тептерева Г.А., Дихтярь Т.Д. Учебно- методическое пособие по выполнению курсовой работы по дисциплинам «Промывочные жидкости и промывка скважин», «Буровые промывочные жидкости» (Учебно- методическое пособие). – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. – Режим доступа: https://bibl.rusoil.net.
2 «Программа по буровым растворам» бурения поисково-разведывательной скважины № 100 Лебединский лицензионного участка.
3 Каталог химических реагентов для нефтяной промышленности https://www/ mirrico.ru/catalog.
4 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности
[ ТЕКСТ]: утверждены приказом федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 № 101: ввод в действие с 18.12.13. –М.: 2013.-145 с.
Перед подъемом инструмента на забой устанавливать пачку раствора объемом, достаточным для перекрытия всей обвалоопасной зоны, минимум 10 м³ с плотностью, превышающей плотность рабочего раствора на 0,15 – 0,2 г/см³, с увеличенным содержанием ингибиторов глинистых сланцев
Сегодня, когда добыча нефти осуществляется во все более сложных горно-геологических условиях, принципиальное значение получают вопросы внедрения новых технологий, обеспечивающих безаварийную проводку скважины наращивание дебита скважин, особенно за счет качественного вскрытия продуктивных пластов. Проблема сохранения продуктивных свойств призабойной зоны пласта становится все более актуальной. Анализ буровой практики показывает, что у каждой второй скважины, где применялись простые в реологическом отношении глинистые растворы, где изолирующий эффект, в основном, определяется малопроницаемой глинистой коркой, коллекторские свойства при освоении снижаются вдвое. Это обусловлено не только геологическими, но и технологическими просчетами в выборе типа раствора, его рецептуры в условиях недостатка информации о физическом состоянии фильтрата и его движении в призабойной зоне. При выборе системы бурового раствора особое внимание обращено на обеспечение высокого качества первичного вскрытия продуктивных пластов.
Бурение проектируемой скважины имеет ряд особенностей, обусловленных горно-геологическими характеристиками разреза.
Бурение под направление и кондуктор:
- активное поступление выбуренной породы (песка) в буровой раствор, размыв устья скважины, поглощения бурового раствора;
- кавернообразования;
- опасность дифференциальных прихватов;
- опасность осыпей и обвалов потенциально неустойчивых и слабосвязан-ных горных пород в стенках скважины;
- возможны поглощения в песчаных поровых коллекторах;
- опасность недоспуска кондуктора из-за размыва и дестабилизации неустойчивых пород в интервалебурения.
Бурение под эксплуатационную колонну:
- большая протяжённость интервала и большой диаметр ствола. Эти два фактора могут при определённых обстоятельствах (низкая подача насосов, осыпание пород) создать проблему неудовлетворительного выноса шлама;
- возможны сальникообразования;
- кавернообразования;
- опасность дифференциальных прихватов;
- затяжки посадки бурильного инструмента;
- возможно ГНВП.
При первых признаках возникновения поглощений малой интенсивности в процессе бурения или СПО необходимо осуществить мероприятия указанные ниже.
Во-первых, максимально снизить статическую и эквивалентную циркуляционную плотность раствора и скачки давления. Для этого:
- снизить плотность раствора до минимально допустимой ГТН и горно-геологичесми условиями. Снижение плотности согласовывается инженером по буровым растворам с полномочным представителем заказчика на месторождении на основании соответствующих гидравлических расчетов;
- снизить вязкость раствора до величины, минимально допустимой ГТН и горно-геологичесми условиями бурения, основываясь на опыте бурения предыдущих скважин. При необходимости, компенсировать разжижение раствора вводом небольшого (до 0.5 кг/ 
) количества биополимера для обеспечения достаточных удерживающих и выносящих характеристик раствора для поддержания во взвешенном состоянии инертных кольматирующих наполнителей;
- ограничить среднюю скорость СПО до 1 м/с и менее в зависимости от конструкции и профиля скважины, реологических характеристик раствора. Необходимо снизить скорость, как спуска, так и подъема, причем независимо от того, возникают ли поглощения во время бурения или СПО;
- по возможности - снизить подачу насосов.
Во-вторых, ввести в раствор инертный кольматирующий наполнитель (древесные опилки, резиновую крошку, молотый мрамор и др.) в концентрации 3-5%.Если позволяют условия бурения - временно снять сетки с вибросит или пустить раствор в обход вибросит. В противном случае - заменить сетки на максимально крупные (18-40 меш).
В-третьих, при возникновении поглощений приподнять инструмент над забоем на 1-2 свечи и возобновить циркуляцию на минимальной производительности насоса, в случае отрицательного результата прокачать пачку бурового раствора с содержанием разнофракционногокольматационного наполнителя в концентрации до 100-120 кг/ .
В случае если мероприятия, предусмотренные на первом этапе, показали низкую эффективность, рекомендуется произвести кольматацию вероятной зоны поглощения с использованием более крупного инертного наполнителя в большей концентрации. Для большей эффективности, пачку можно разделить на две - первую, содержащую более крупный наполнитель и вторую, содержащую более мелкий. Объем каждой пачки должен составлять не менее 5-10 . Кольматирующие пачки можно приготовить как на основе имеющегося раствора, так и просто пресной воды, загущенной биополимером.
В случае если ликвидация поглощений прошла успешно, рекомендуется продолжать бурение с соблюдением рекомендаций приведенных для первого этапа. Если поглощения были устранены не полностью, но их интенсивность составляет менее 1 /час - перейдите ко второму этапу.
В случае интенсивных или катастрофических поглощений раствора, низкой эффективности применения традиционных инертных наполнителей или невозможности устранения поглощений стандартными средствами, следует использовать специальные кольматирующие/цементирующие составы,вязко-упругие составы (бентонит-полимерные тампоны).
Выбор рецептуры бентонит-полимерного тампона будет произведен на месте по пилотным тестам в зависимости от типа и качества бентонитовогоглинопорошка и типа порошкового полимера.
Для борьбы с поглощениями и приготовления закупоривающих пачек возможно использовать следующие закупоривающиематериалы: древесные опилки, резиновую крошку фракцией 1-3 мм, мраморную крошку МК75/160/400, кордное волокно, и т.д.
Успех тампонажных работ при изоляции поглощающих пластов во многом зависит от знания характеристики поглощающего горизонта и эффективности выбранного способа изоляции. Ликвидация поглощений производиться: путем ввода в раствор инертных наполнителей, прокачиванием различных вязкоупругих и бентонит-полимерных пачек, установкой цементных мостов, установкой сшитых химическихпакеров в интервалах поглощения, гидродинамической струйной кольматацией.
Для ликвидации поглощений возможно использование одного из трёх видов изоляционных смесей.
В первом смелучае в качестве биополимера используется ксантановая смола. Рецептура данной смеси выглядит так: глинопорошок 8 -10% + GEOXAN 0,01 - 0,05% + вода + гелеобразование регулируется вводом солей NaCL- 6 -10%, или CaCL2, MgCL2 -1 - 3%. Для более эффективного закупоривания трещин перед закачкой в данную смесь возможно ввести любой инертный наполнитель.
Вторая смесь (бентонит-полимерная паста) предназначена для ликвида-ции поглощений интенсивностью до 20 /час.Получают ее путем смешивания 3-6 минерализованного глинистого растворас вязкостью 45-50сек и водного раствора реагента GEOPAN 0,25-0,5% концентрации в соотношении3/1. Смешивание производиться непосредственно перед прокачиванием через бурильную колонну в зону установки данной пачки. Механизм гелеобразования данного раствора заключается о том, что высокоактивные боковые амидные группыпри взаимодействии с минерализованными системами омыляться в группы (COONa) с выделением аммиака (NH3) и сшиваются ионами кальция, образуя нерастворимую кальциевую соль полиакриловой кислоты и пастообразное состояние системы.Для более эффективного закупоривания трещин перед закачкой, в данную смесь возможно ввести любой инертный наполнитель.
Третья смесь представляет собойизоляционный тампон (химическийпакер) с регулированным временем отвердевания.Предназначается для ликвидации поглощений интенсивность более 20 /час. Рецептура данной смеси выглядит так: вода+глинопорошок 6-8%+GEOPAN 5-15%+SV-17- 0,1-2% гелеобразование регулируется добавками хим.реагента GEOPAN и SV-17. Для более эффективного закупоривания трещин перед закачкой в данную смесь возможно ввести любой инертный наполнитель.
При бурении каждой скважины необходимо иметь на буровой площадке запас закупоривающего материала: древесные опилки, резиновая крошка (5 т), мраморная крошка МК 400 (5 т).