Проектирование технологического регламента на промывочные растворы для бурения скважины глубиной 3800 м на месторождении «Тамарлы»

В  ТБВК

 

ВУБТС2- 178

 

 

ВУБТС2-165

 

Находим действительные числа  Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ. составляющих бурильную колонну, по формуле (10.5):

В ТБВК

 

 В УБТС2-178

 

В УБТС2-146

 

В бурильной колонне везде  действительные числа Re_т< Re_кр, следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха.

Вычисляем значения коэффициентов  гидравлического сопротивления по формуле (10.9):

В ТБВК:

 

В УБТС2-178:

 

В УБТС2-146:

 

 

Рассчитаем потери давления внутри ТБВК и УБТ по формуле (10.7):

В ТБВК:

 

В   УКТС2-178:

 

В УБТС2-165:

 

Местные  потери от замков ЗУК-155 в колонне определяем по формуле (6.17):

 

Вычислим потери давления: в наземной обвязке по формуле (10:18), предварительно найдя из  табл. 6.1.значения коэффициентов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потери давления в кольцевом  пространстве за ТБВК ранее определены для участка длиной 3650 м. Перечислим это значение на полную длину ТБВК L= 4125:

 

 

 

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте по формуле (10.3):

 

 

 

10.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ В ДОЛОТЕ. ВЫБОР ГИДРОМОНИТОРНЫХ НАСАДОК.

 

Резерв давления Δрд, который  может быть реализован в долоте, определяется как разность между давлением bрк,, развиваемым насосом (или насосами) при выбранном диаметре втулок, и суммой перечисленных выше потерь давления в элементах циркуляционной системы Δр = ∑(Δрi,):

 

где b — коэффициент, равный 0,75  — 0,80 и учитывающий, что рабочее давление нагнетания насосов   должно   быть,    согласно   правилам     ведения   буровых работ, меньше паспортного на 20 — 25 %.

По значению Δрд следует  установить возможность использования  гидромониторного эффекта при бурении данного интервала скважины. Для этого необходимо вычислить скорость движения жидкости в промывочных отверстиях долота vД по формуле

 

где μ — коэффициент  расхода, значение которого следует  принимать равным 0,95. Если полученное исходя из резерва давления значение vд ≥ 80 м/с, то это означает, что рассматриваемый интервал можно бурить с использованием гидромониторных долот.

Следует иметь в виду, что перепад давления, срабатываемый в насадках гидромониторного долота, не должен превышать некоторого предельного значения Δркр, определяемого как возможностью запуска турбобура, так и прочностью конструктивных элементов долота В настоящее время этот предел Δркр = 12÷13 МПа. Поэтому по формуле необходимо подобрать такие значения vд и Δрд, чтобы выполнялись условия

V_д≥80м/с

ΔP_д < ΔP_кр    

При выполнении условий (10.23) рассчитывается суммарная площадь насадок гидромониторного долота 0 по формуле

 

где     –     расход (утечки) промывочной жидкости  через

уплотнение вала турбобура, м3/с; К, п - опытные коэффициенты, характеризующие не герметичность уплотнения конкретного турбобура. Найдя , необходимо проверить условия выполнения услоиий выноса шлама и очистки забоя. Если разность превышает значения расходов, вычисленные по формулам 6 то названные условия будут соблюдены.

Зависимость от для каждого конкретного турбобура легко найти экспериментально. В курсовом проекте можно принять ориентировочное значение 0У по графику рис. 4 для турбобура ЗГСШ - 195 ТЛ.

По величине подбираются диаметры наcадок гидромониторного долота по формуле

 

где п - число насадок.

Если для данного долота VД< 80 м/с, то следует сделать вывод о том, что бурение данного интервала с использованием гидромониторного эффекта невозможно. В этом случае необходимо вычислить перепад давления в долоте по формуле:

 

приняв значение коэффициента расхода µ равным 0.65.

Вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в  долоте, по формуле (10.3):

 

Рассчитываем резерв давления  для потерь в долоте по формуле (10.21) при в = 0,8:

 

Определим возможность использования  гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (10.22) при :

 

Приняв  , найдем перепад давления по формуле :

 

Таким образом, расчетное  рабочее давление в насосе составит

 

Площадь промывочных отверстий  вычисляем по формуле (10.24):

 

В долоте устанавливаем три  насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (10.25):

 

 

 

11. Выбор  оборудований для приготовления  и очистки его от выбуренной  породы.

В современных условиях бурения для  приготовления бурового раствора используется следующее оборудование: блок приготовления  растворов БПР-70 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатор, насосы.

В таблице 11.1 приведен состав оборудования для приготовления и очистки бурового раствора, применяемый в  УБР

Табл11.1

Оборудование для приготовления  и очистки бурового раствора

Наименование оборудования	Типоразмер и шифр	Количество компонентов.  шт.
1	2	3
Вибросита Шламовый насос Пескоотделитель Цинтрифуга Дегазатор водяной насос Емкость запасная Емкость приемная Емкость очистки Емкость доливная Емкость для х/реагентое Емкость длятех.воды Перемешиватель глинистого раствора Глиномешалка Блок приготовления бурового раствора Установка для приготовления  бурового раствора	ЛВС1М ВШН -150 ПГ ОГС-35 К2-02 ДВС-Н 2К-6 50 м3 40 м3 40 м3 25 м3 10 м3 25 м3 ПМ     УПР   БПР-2	2 1 1 1 1 2 4 2 1 1 2 5 9 1   1   1

 

 

 

 

ЕМКОСТЬ                                                                                                   ВИБРОСИТО ПЕСКООТДЕЛИТЕЛЬ ГИДРОЦИКЛОННЫЙ ИЛООТДЕЛИТЕЛЬ НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ

ТРУБОПРОВОДНАЯ ОБВЯЗКА С ЗАПОРНО-РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ АРМАТУРОЙ УКРЫТИЕ БЛОК ЦЕНТРИФУГ НАСОС ПЕРЕМЕШИВАТЕЛЬ ЛОПАСТНОЙ

 

 

12.Критический анализ существующей  технологии промывки скважины  с учетом охраны недр и окружающей  среды.

 

Наука, изучающая условия существования  живых организмов, их взаимосвязь  между собой и средой обитания, называется экологией (с греч. экое - дом, логос - наука). Взаимодействие человека и природы должно  полнее удовлетворять потребности общества в природных ресурсах, а также обеспечивать всемерное восстановление ресурсов. Необходимо осуществлять восполнение и охрану природы, как живой - флоры и фауны, так и неживой – атмосферы. Также гидросфера (поверхностные и подземные водные объекты), литосфера (земли, почва, недра), подвергается негативному воздействию в результате строительства, эксплуатации и ликвидации скважин. При этом основными источниками загрязнения окружающей среды и недр являются, прежде всего, отходы бурения: буровой шлам, буровые сточные воды, отработанные буровые растворы и технологические жидкости, материалы и реагенты для приготовления жидкостей, ГСМ, выхлопные  газы  ДВС,  продукты  сгорания  топлива  в  котельных установках, использованные тара и упаковка, металлолом.

Одним из важных природоохранных мероприятий  при строительстве нефтяных и  газовых скважин является повсеместное применение экологически вредных буровых  растворов, не оказывающих загрязняющего  и токсичного действия на объекты  окружающей среды и человека как  непосредственно, так и в результате взаимодействия, реакции каких-либо компонентов растворов и среды.

По степени опасности ядовитые вещества по ГОСТ 12.1.605-88 делятся на четыре класса 1 - чрезвычайно опасные; 2 - высокоопасные; 3 - умеренно опасные; 4 - малоопасные.

Наряду с классом опасности  вещества характеризуются нормами  предельно допустимых концентраций (ПДК) в окружающей среде.

Сведения по указанным  характеристикам для некоторых  реагентов и буровых растворов  приведены в таблице

2.Экологические нормативы растворов, шламов, реагентов

 

Отработанный буровой раствор, реагент	Экологический норматив
	Класс опасности	ПДК
		В воде, мг/л	В воздухе, мг/м3
1. Буровой раствор на основе  гипана	3	5,0	–
2. –––––––«»––––«»––––               КМЦ	4	6,4	–
3. –––––––«»––––«»––––                 К-14	4	8,0	–
4. –––––––«»––––«»––––             ФХЛС	4	3,2	–
5. –––––––«»––––«»–––– КМЦ, ТПФН	4	–	–
6. Полиминеральный шлам	4	12,5	–
7. Хроматы и бихроматы	1	0,1	0,01
8. Сода каустическая	2	120,0	0,5
9. Сода кальцинированная	3	120,0	2,0
10. Хлористый кальций	4	–	5,0
11. Хлористый калий	3	300,0	5,0
12. Сернокислое железо	3	0,5	–
13. Жидкое стекло	3	–	1,0
14. УЩР	4	500,0	0,5
15. ССБ, КССБ, ФХЛС	4	20,0	0,004
16. КМЦ	4	20,0	10,0
17. ПАА	3	2,0	20,0
18. Гипан	3	6,0	10,0
19. Поли-кем-Д	4	0,0025	–
20. Кем-пас	4	0,0125	–
21. Сырая нефть	3	0,3	–
22. Сульфонол	3	0,1-0,2	–
23. Барит	4	50,0	6,0
24. Т-66	4	0,8	–

 

Мероприятия по охране окружающей среды  и недр при строительстве скважин  в конкретном регионе входят в  состав технологических регламентов, разрабатываются, как правило, проектными институтами и согласовываются  с соответствующими организациями  горного и экологического надзора. Ниже приведены некоторые наиболее распространенные рекомендации, используемые при разработке мероприятий по охране окружающей среды и недр

 

1. Применять малотоксичные рецептуры  промывочных жидкостей и технологию  управления их свойствами, обеспечивающие  сокращение объемов жидких и  твердых отходов бурения.

Использовать малоотходную технологию промывки, повторное применение растворов при бурении последующих  скважин.

2. Для приготовления, регулирования  параметров и очистки буровых  растворов

территории скважин  глинопорошком, химреагентами, буровым раствором, шламом.

3. Для химической обработки использовать  реагенты, выпускаемые по ГОСТу или ТУ, поставляемые на буровую в заводской упаковке, полиэтиленовых мешках, резино-кордовых или металлических контейнерах.

4. Запрещается применение химреагентов и материалов, санитарно-токсикологические свойства которых неизвестны.

5. Для предупреждения загрязнения  продуктивных пластов технология  промывки должна обеспечивать  низкий показатель фильтрации  в сочетании с минимально допустимой  репрессией на пласты.

6. Для уменьшения расхода химреагентов необходимо применять растворы с минимальным содержанием твердой фазы и использовать многофункциональные и синергетические реагенты.

7. Шлам и песок с очистных  устройств, а также избыточный  буровой раствор отводят в  накопитель со специальным гидроизолирующим  покрытием, препятствующим фильтрации  жидкой фазы в тело насыпи  и почвенный грунт.

8. Технология сбора, утилизации  и захоронения отводов бурения  должна соответствовать «Регламенту  на утилизацию и захоронение  отходов бурения при строительстве  скважин», разработанному  применительно  к  конкретному ремонту работ.

9. Для предупреждения загрязнения  недр буровым раствором и его  фильтратом, а также исключения  гидроразрыва пород, наряду с исключением нерегламентируемых отклонений фактических параметров растворов, необходимо ограничивать скорость спуска инструмента, исключить значительные колебания гидродинамических давлений.