7.6 Требования безопасности при работе

С ХИМИЧЕСКИМИ РЕАГЕНТАМИ

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин (и под контролем Технологического центра Заказчика). Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами КМЦ, Гаммаксан, Реамил, Амилор соблюдать общие правила безопасности – при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала необходимо их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с Na₂CO₃ соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами – применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

Работа с пылящими реагентами (глинопорошком, CaCО₃, CаCl₂, КССБ, крахмальные реагенты) должна проводиться в противопылевых респираторах и защитных герметичных очках.

Хлористый кальций раздражает и сушит кожу, раздражает верхние дыхательные пути и глаза. Для защиты рук дополнительно используется индиффирентная мазь.

При попадании CaCО₃ на кожу, в глаза, желудок – обильно промыть водой.

При попадании на кожу смазочной добавки (СМАД-АСН) или ее водного раствора – протереть тканью, затем промыть водой.

Работа с бактерицидами (ЛПЭ-32), пеногасителем (Реапен) производится в спецодежде, перчатках, респираторе, с соблюдением действующих правил безопасности.

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

7.7 Расчет плотности бурового раствора

ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ

(глубины приведены по вертикали)

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется пп. 2.7.3.2-2.7.3.7 Правил безопасности [4 ].

66

Интервалы бурения под направление (0-30 м), под кондуктор (30-600 м) и под эксплуатационную колонну (600-1400 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное: коэффициент аномальности К_а = 1,00 до глубины 1100м, в интервале 1100-1220м К_а = 1,09.

Следовательно, плотность раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см³ до глубины 1100м и не менее 1,20 г/см³ в интервале 1100-1200м. При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см². Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,10-1,16 г/см³. Интервал 600-1050м разбуривается на растворе плотностью 1,12-1,14 г/см³.

В интервале 1100-1200м плотность раствора должна быть не менее 1,20 г/см³.

Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но допускается превышение на 25-30 кг/см² (п. 2.7.3.3).

Пластовое давление в рассматриваемом интервале имеет (К_а=1,09) до глубины 1220м, К_а=1,0 в интервале 1220-1246м и К_а=1,09 в интервале 1246-1400м. Следовательно, плотность раствора в интервале 1220-1246м должна быть не менее 1,05 г/см³, в интервале 1246-1400м – не менее 1,14 г/см³. С учетом интервала совместимости условий бурения плотность раствора при бурении под эксплуатационную колонну должна быть не мнее 1,20 г/см³ при вскрытии пластов “С”.

Таким образом, при бурении скважины из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технических условий бурения, выделены следующие интервалы: 600-1050 м, 1050-1400 м. Плотность бурового раствора в указан-ных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождениях в данном регионе в целом, а так же требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 Правил безопасности [4].

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 7.2.

Репрессия на стенки скважины ограничивается пп.2.7.3.3 Правил безопасности [4] и не превышает допустимой.

Таблица 7.1 - Характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при бурении скважины

Реагенты

Основное назначение

Шифр

ГОСТ, ОСТ, ТУ

Внешний вид

Вид тары

1

2

3

4

5

6

Натрийкарбокси-метилцеллюлоза

Регулирование фильтрации пресных и минерализованных (NaCl) буровых растворов

КМЦ-600,700 (аналоги: КМЦ-9С, Торос-2 и др., некоторые марки импортных реагентов Finn-Fix, Tуlose, Seroqel и др.)

ТУ 6-55-221-1453-96, ТУ 2389-011- -26289127-96 ТУ 2231-002-50277563-2000 (изм.№1)

мелкозернистый во-локнистый или по-рошкообразный продукт белого или кремоватого цвета

бумажные или поли-этиленовые мешки массой по 10 или 25 кг

Кальцинированная сода

Связывание ионов кальция, магния в растворе, регулирование рН раствора, химический диспергатор глин при приготовлении глинис-тых растворов

Na2CO3

ГОСТ 5100-85Е

порошкообразный продукт белого цвета

многослойные бумажные мешки массой по 60 кг

Карбонат кальция

Утяжеляющий и кольмати-рующий агент в буровом растворе

СаСО3, мел

ГОСТ 12085-88

мелкозернистый белый порошкообразный продукт

многослойные бумажные мешки по 50 кг

67

карбонатный кольматант ККУ 75/000

ТУ 5716-008- -40912231-2000

мелкокристаллический порошок белого или серого цвета

мешки-контейнеры

ККУ М

ТУ 5716-008- -40912231-2002

мягкие разовые контейнеры 1000 кг

Продолжение таблицы 7.1

1

2

3

4

5

6

Универсальный мраморный состав УМС (массовая доля CaCO3 не менее 98,5%)

Наполнитель в буровых технологических жидкостях

УМС

ТУ 5716-004-50635131-2004

порошкообразный продукт

“биг-бэг” объемом 1м3

Сульфат алюминия технический очищенный

Коагуляция твердых частиц в процессах очистки жидкой фазы отходов бурения. Приготовление асбогелеевых буровых растворов

Al2(SO4)3

ГОСТ 12966-85

сыпучий продукт белого цвета с размерами частиц не более 20 мм (для высшего сорта)

контейнеры или полиэтиленовые мешки, насыпью

Хлористый кальций

Для приготовления ингибированных хлоркальциевых растворов, водной фазы инертного эмульсионного раствора

СаСl2

ГОСТ 450-77 ТУ 6-09-5077-83

бесцветное кристаллическое вещество (в виде чешуек, гранул, либо порошка) или жидкость (р-р СаСl2 28-30% концентрации)

стальные барабаны 150 кг или полиэтиленовые мешки 50 кг или металлические бочки

Биополимер “Гаммаксан” (выпускается четырех марок)

Структурообразователь в буровом растворе, вискозификатор соляной кислоты

Гаммаксан

ТУ 2458-002-50635131-2003, изм. № 1-4

порошок от белого до светло-кремового цвета

картонные коробки с полиэтиленовым вкладышем (25 кг)

СМАД (смесь окисленного петролатума с дизельным топливом)

Смазочная добавка к буровым растворам на водной основе, многофункциональный реагент в инвертных эмуль-сионных растворах

СМАД-1 СМАД-АСН

ТУ 38-101614-81 ТУ 2415-002-2333 6470-2002 (изм.№1.)

жидкость темно-коричневого цвета

ж/д цистерны, бочки

68

Продолжение таблицы 7.1

2

3

4

5

6

7

Глинопорошок каолингидрослю-дистый

Приготовление глинистого раствора

ПГКМ ПКГ

ОСТ 39-202-86, ТУ 39-01-08-658-81

порошкообразный материал

крафт-мешки массой 50 кг или контейнеры

Конденсированная сульфитспиртовая барда

Регулирование фильтрационных и структурных свойств пресных и минерализованных буровых растворов

КССБ КССБ-2М

ТУ 39-044-75 ТУ 2454-325-0533190-2000

порошкообразный продукт коричневого цвета

бумажные ламинированные мешки массой 40 кг

Крахмальный реагент

Регулирование фильтрации пресных и минерализованных буровых растворов

Реамил Амилор

ТУ 9187-001-70994864-05 ТУ 9187-105-00334735-06

порошкообразный продукт от белого до светло желтого цвета

мешки 15 кг

Пеногаситель Реапен 1408

Пеногашение в буровых растворах на водной основе

Реапен 1408

ТУ 2415-003-36651865-2003

опалесцирующая жидкость темного цвета со слабым запахом.

бочки 220л.

Бактерицид ЛПЭ-32

Предотвращает биодеструкции крахмальных реагентов, подавление жизнедеятельности бактерий в буровом растворе, поглощение сероводорода

ЛПЭ-32

69 ТУ 2458-039-00209295-02

жидкость

цистерны, канистры 50 л, бочки 100-200 л

Таблица 7.2 - Типы и параметры буровых растворов

					П а р а м е т р ы б у р о в о г о р а с т в о р а
	Интервал, м										СНС,								плас-			дина-			со-			общая
					плот-		вяз-		водо-		мгс/см2								тичес-			мичес-			дер-			мине-
Тип раствора	по вертикали		по стволу			ность,		кость,		отда-		через								кая			кое			жа-			рали-
						г/см3		с		ча,		1 ми-		10			рН			вяз-			напря-			ние			зация,
	от	до	от	до						см3/		нуту		ми-						кость,			жение			пес-			г/л
	(верх)	(низ)	(верх)	(низ)						30				нут						санти			сдвига,			ка,
										мин										пуаз			дин/			%
																							см2
1	2	3	4	5		6		7		8		9		10			11			12			13			14			15
Пресная глинис-тая суспензия	0	30	0	30		1,10-1,12		20-25		-		-		-			7-8			-			-			до 2,0			3,0
Пресная глинис-тая суспензия	30	250	30	257		1,10-1,12		20-25		-		-		-			7-8			-			-			до 2,0			3,0
Пресный глинис-тый раствор	250	600	257	630		1,12-1,16		25-35		8		10		20			7-9			-			-			до 1,0			3,0
Минерализован-ный естественный раствор	600	1050	630	1110		1,12-1,14		-		-		-		-			6-7			-			-			-			130
Минерализован-ный крахмально-биополимерный	1050	1400	1110	1483		1,20		40-60		5		3-5		9-12			6-7			15-25			20-60			до 1,0			285(по CaCl2)
раствор (МКБПР)

70

Таблица 7.3 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

						Применяется при			Полезный	Запас бу-
Название	Типоразмер		ГОСТ, ОСТ,	Кол-во,		бурении в интервале (по стволу), м			объем циркуля-	рового раствора	Приме-чание
	или шифр		МРТУ, МУ и т.п.	шт.		от		до	ционной	для про-
			на изготовление			(верх)		(низ)	системы, м3	ектной глубины скважиным3
1	2	3			4	5		6	7	8	9
Циркуляционная система	ЦС 100 Э (01)	ТУ Б.4.00.00.000.			1	0		1483	90	133	система
Вибросито	СВ-1ЛМ (или ВС-1) (или имп.)	ТУ 39-0147001-145-96 (ТУ39-01-08-416-78)			2	0		1483			циркуля- ции ем-костная
Ситогидроциклонная установка в составе:					1
- Пескоотделитель	ПГ 60/300 (или ИПС 2/300) (или SWACO)	ТУ3661-003-48136594-01 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO)			1	0		1483
- Илоотделитель	ИГ 45/М (или ИИС) (или SWACO)	ТУ3661-001-36627-00 (ЗАО СП “ИСОТ”) (SWACO)			1	630		1483
- Вибросито	СВ 1 ЛМ	ТУ 39-0147001-145-96			1	0		1483
Центрифуга	ОГШ-501 У-01	ТУ 26-01-388-80			1	630		1483
							в периодическом режиме
Гидросмеситель	СГВ-100 (или ГС-I-40)	ТУ 366127-006-10147164-02 (ЗАО СП “Исот”)			1	0		1483	71

72

Окончание таблицы 7.3
1	2		3	4	5	6	7	8	9
Диспергатор		ДГС	ТУ3668-004-43663892-03	1	1065	1265
Блок приготовления бурового раствора		БП 06 (или БПР 1,2)	ТУ 26-02-898-81	1	0	1265

Примечания - В соответствии с пп. 2.2.6.18, 2.5.14 «Правил безопастности…»[4] и п. 3.15 «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений…» [66]:

- на буровой должна быть установлена и обвязана доливная емкость, оборудованная уровнемером;

- скважина должна быть обеспечена запасом бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины.

Объем запаса бурового раствора:

- Максимальный объем бурового раствора в скважине на момент окончания бурения под эксплуатационную колонну составит – 66,5 м³;

- Двойной запас бурового раствора исходя из максимального объема скважины составит V_зап=66,5х2≈133 м³, при этом часть раствора V=90 м³ находится в емкостях циркуляционной системы, а часть в дополнительных емкостях на кустовой площадке (монтаж дополнительных емкостей предусмотрен в подразделе 13 табл. 13.4 проекта).

Таблица 7.4 - Потребность компонентов для приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора

Интервал по		Компоненты бурового раствора в интервале							Нормы расхода на			Потребность
стволу, м				единица измере-ния			ГОСТ, ОСТ, ТУ		бурение 1м интервала			компонента
от	до		название				и т.п. на		величина,	источник		на интервал
(верх)	(низ)						изготовление		кг/м3
1	2		3		4			5		6	7		8
1. Бурение под направление  324 мм:
0	30		Глинопорошок ПКГ		кг	ТУ 39-01-08-658-81 ОСТ 39-202-86				28,000	регламент буровых		840,0
25	30		Кальцинированная сода Na2CO3		кг	ГОСТ 5100-85Е				9,70	растворов		48,5
2. Бурение под кондуктор  245 мм:
30	257		Глинопорошок ПКГ		кг	ТУ 39-01-08-658-81 ОСТ 39-202-86				28,000	-“-		6356,0
252	257		Кальцинированная сода Na2CO3		кг			ГОСТ 5100-85Е		9,70	-“-		48,5
257	630		Кальцинированная сода Na2CO3		кг			ГОСТ 5100-85Е		0,790	-“-		294,7
257	630		КМЦ-600,700		кг			ТУ 6-55-221-1453-96		0,260	-“-		97,0
257	630		КССБ		кг	ТУ 39-044-75				5,250	-“-		1958,2
257	630		Реапен-1408		кг	ТУ 2415-003-36651865- -2003				1,300	-“-		484,9
620	630		Кальцинированная сода Na2CO3		кг			ГОСТ 5100-85Е		8,10	-“-		81,0
30	630		Целлотон или другие наполнители		кг			(см. РД 39-2-684-82)		1% на м3 р-ра	73 -“-		1100,0 (справочно)
3. Бурение под эксплуатационную колонну  146 мм:
*630	1110		Минерализованная техническая вода приготовленная на основе пластовой воды (см. текст подраздела 7.3 проекта)
1110	1483		Реапен-1408		кг			ТУ 2415-003-36651865- -2003		2,36	-“-		880,28
										Окончание таблицы 7.4
1	2		3		4			5		6	7		8
1110	1483		CaCl2		кг			ГОСТ 450-77		185,50	-“-		69191,5
1110	1483		Реамил-10		кг			ТУ 9187-001-70994864- -05		15,760	-“-		5878,5
1110	1483		Гаммаксан		кг			ТУ 2458-002-50635131- -2003		2,360	-“-		880,3
1110	1483		СМАД (смазочная добавка)		кг			ТУ 38-101614-81		3,940	-“-		1469,6
1110	1483		Бактерицид ЛПЭ-32		кг			ТУ 2458-039-00209295- -02		0,590	-“-		220,1
1110	1183		Мел (CaCO3)		кг			ГОСТ12085-88		32,700	-“-		12197,1

Примечания

1. В проекте принята основная рецептура обработки бурового раствора в соответствии с “Регламентом бурового раствора…” (см. приложение № 2).

В качестве резервного варианта, в зависимости от поставок химреагентов, применяются другие рецептуры бурового раствора (при соблюдении требований п.2.2.9 “ПБ в НГП” [4]), не содержащие нефти, технологически отработанные при бурении скважин, на которые имеются токсикологические паспорта и установленные значения ПДК химреагентов.

2. Интервал 600-1050 м – по вертикали (630-1110 м – по стволу) разбуривается на минерализованной пластовой воде плотностью 1,12-1,14 г/см³.

74

3. Для предотвращения возможных поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор при отсутствии целлотона вводить другие наполнители в соответствии с табл. 4 РД 39-02-684-82 [32].

Таблица 7.5 - Суммарная потребность компонентов бурового раствора

Название компонентов	Потребность компонента, т
	наименование колонн				суммарное
	направление	кондуктор	эксплуатационная колонна		на скважину
1	2	3	4		5
Глинопорошок ПКГ	0,840	6,356	-		7,196
Кальцинированная сода Na2CO3	0,048	0,376	-		0,424
КМЦ-600, 700	-	0,097	-		0,097
КССБ	-	1,958	-		1,958
Реапен-1408	-	0,485	0,88		1,365
CaCl2	-	-	69,191		69,191
Реамил-10	-	-	5,878		5,878
Гаммаксан	-	-	0,880		0,880
СМАД (смазочная добавка)	-	-	1,470		1,470
Бактерицид ЛПЭ-32	-	-	0,220		0,220
Мел (СaCO3)	-	-	12,197		12,197
Целлотон (справочно)	-	1,100	-		1,100 (справочно)

75