Разработка технологического регламента буровых растворов для бурения скважины №1305 куста №3 Северо–Хоседаюского месторождения

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

СОДЕРЖАНИЕ

  • Введение
    • 1. Инженерно-геологическое обоснование.
      • 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
      • 1.2 Описание осложнений
      • 1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
      • 1.4 Свойства продуктивного пласта и пластовых флюидов
      • 1.5 Термобарические условия
      • 1.6 Конструкция скважины и типоразмеры долот
      • 1.7 Обоснование и требования к буровым растворам
    • 2. Состав и свойства буровых растворов
      • 2.1 Расчет плотности
      • 2.2 Обоснование состава буровых растворов по интервалам
      • 2.3 Расчет реологических характеристик
      • 2. 4 Расчет статичесгоко напряжения сдвига
      • 2. 5 Обоснование фильтрационных свойств и рН4
      • 3. Расчет химических материалов и реагентов
      • 3. 1 Расчет объема бурового раствора
      • 3. 2 Расчет утяжелителя
      • Список литературы

Введение

Целью курсовой работы является разработка технологического регламента буровых растворов для конкретных геологических условий, т. е. выбор промывочной жидкости, её состава, реологических свойств на основе геологических, промысловых и технологических условий бурения. В зависимости от геолого-технических условий бурения скважин, буровой раствор должен обладать оптимальными характеристиками для каждого отдельного взятого случая. От качества и соответствия растворов геолого-техническим условиям связанных с прихватами инструмента и устойчивостью ствола скважины, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, и, в конечном счёте, стоимость строительства скважины и её долговечность. Комплексный подход к выбору состава и свойств бурового раствора, а так же параметров циркуляции позволит обеспечить выполнение основных функций технологического процесса промывки скважины.

Объектом проектирования служит эксплуатационная скважина № 1305 куста № 3 Северо-Хоседаюского месторождения.

1. Инженерно-геологическое обоснование

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Северо-Хоседаюское месторождение по своим характеристикам относится в группу месторождений Центральной части Хорейверской впадины наличием песчаных пластов — коллекторов пашийского и среднедевонского возраста, перекрытых довольно мощной кыновско — саргаевской глинистой покрышкой (20−200 м). Основная характеристика составов горных пород и разрезов представлена в таблице 1−1

Таблица 11. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подраделения

Интервал, м

(по вертикали / по длине ствола)

Горная порода

Стандартное описание:

полное название, характерные признаки

(структура, текстура, минеральный состав и т. д.)

от (верх)

до (низ)

Краткое

название

%, в интервале

Q

0/0

147

Песок

Суглинки

Глины

Песчаник

Алевролит

Супесь

35

5

30

10

15

5

В верхней части разреза глины, суглинки, супеси с прослоями песков переходящих в песчаники с включениями гальки, гравия различных пород. Ниже переслаивание песков, глин, алевролитов. Пески и слабосцементированные песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, слюдистые содержат прослои глинисто-алевритовой породы. Глины алевритовые и алевролиты глинистые, зеленовато-серые.

K1

147

190

Песок

Глина

Алевролит

20

50

30

Переслаивание глин, песков и алевролитов. Глины серые, неравномерно алевритистые, слоистые, известковивтые. Алевролиты серые, глинистые. Встречаются прослои горючих сланцев, стяжения пирита.

J3

190

261

Песок

Глина

Уголь

60

35

5

Песок кварцевый, светло-серый, почти белый, м/зернистый, слюдистый, косослоистый, с тонкими прослойками и линзами глины, с редкими прослоями угля, с включениями гравия, реже валунов. Глины в зависимости от содержания углефицированных растительных остатков меняют окраску от серого до коричневого.

J2+1

261

356

Алевролит

Песчаник

Глина

40

15

45

Глины и алевролиты с прослоями песчаников. Глины серые, зеленовато-серые, горизонтально-слоистые, с растительным детритом. Алевролиты серые, неравномерно глинистые, слюдистые, с растительным детритом, часто переходящие в глины. Песчаники полимиктовые, серые, разнозернистые, глинистые, слюдистые, с обугленным растительным детритом.

Т2

356

466

Глина

Алевролит

Песчаник

40

35

25

Глины пестроцветные, слабо алевритистые, аргиллитоподобные, с растительным детритом. Алевролиты серые, неравномерно глинистые, слюдистые. Песчаники полимиктовые, светло-серые, м/зернистые, глинистые, слюдистые.

Т1

466

1020

Песчаник

Глина

Алевролит

15

70

15

Глины с прослоями песчаников и алевролитов. Песчаники и алевролиты полимиктовые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые, слюдистые. Глины пестроокрашенные, аргиллитоподобные, слоистые, слюдистые, неизвестковистые. В основании песчаники зеленовто-серые, средне-, крупнозернистые, полимиктовые плотные, крепкие, с обилием гальки и гравия.

P2

1020

1520

Песчаник

Глина

Алевролит

25

45

30

Переслаивание песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, м/зернистые, полимиктовые, слабоглинистые, неравномерно известковистые. Глины серые, зеленовато-серые, аргиллитоподобные, неравномерно алевритистые, углистые, слюдистые.

P1

1852

1966

Песчаник

Глина

40

60

Переслаивание песчаников и глин. Песчаники серые, полимиктовые, мелко-, среднезернистые, неравномерно известковистые. Глины аргиллитоподобные, серые до черных, неравномерно известковистые, алевритистые, волнистослоистые, с конкрециями пирита.

Р2u

1020

1520

Известняк

Мергель

Аргиллит

70

10

20

В верхней части известняки алевритистые. В нижней части карбонатно-глинистая порода с алевритовым материалом, неравномерно окремнённая.

P1k

1520

1852

Известняк

100

Известняки глинистые, алевритистые, переходящие в алевролит.

P1s + P1a

1852

1966

Известняк

Глина

95

5

Переслаивание известняков светло-серых, органогенно-детритовых, участками окремненных и известняков мелкокристаллических, плотных, неравномерно перекристаллизованных, участками доломитизированных, трещиноватых, глинистых с прослоями темно-серых и черных глин.

C3

1966

2027

Известняк

Глина

95

5

Неравномерное чередование известняков органогенно-детритовых, пористых и известняков мелко-, среднекристаллических, плотных, крепких, участками доломитизированных, глинистых, ангидритов плотных массивных, доломитов плотных, крепких, м/кристаллических участками кавернозных, сульфатизированных с прослоями глин в нижней части разреза.

D3

2027

3066

Доломит

Известняк

Ангидрит

Глина

30

40

20

10

S1

3066

3634

Мергель Известняк

15

85

Извястники кориченево -серые, сгустково — комковые, пористо — кавернозные нефтенасыщенные.

1.2 Описание осложнений

Значительную роль при обосновании состава и свойств буровых растворов играют геологические осложнения, для предупреждения которых необходимо использовать специальные технологические мероприятия, в том числе по промывке скважины. К таким осложнениям относятся нестабильность горных пород, слагающих разрез, представленных терригенными глинисто-песчаными или хемогенными породами, поглощение бурового раствора в проницаемых пластах, сальникообразование, прихваты бурильного инструмента в результате подваливания стенок скважины, набухания глинистых пород или прилипания в интервалах повышенной проницаемости, вскрытие ММП, присутствие агрессивных сред, возможные проявления пластового флюида и т. д. Предупреждение перечисленных осложнений может быть обеспечено либо только выбором плотности или другого технологического параметра, либо оптимизацией состава бурового раствора, либо использованием целого комплекса мероприятий. Для принятия верного решения необходимо провести глубокий анализ не только данных, представленных в технических проектах и ГТН, но и результатов бурения скважин на месторождениях с аналогичными геологическими условиями.

Результаты анализа могут быть представлены в виде таблицы (табл. 1−2; 1−3; 1−4; 1−5; 1−6; 1−7).

Таблица 12. Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфичекого подразделения

Интервал, м

(по вертикали / по длине ствола)

Максимальная интен сивность

поглощения, м3

Расстояние от устья до стати ческого уровня при его максимальном снижении, м

Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)

Градиент

давления

поглощения,

кгс/см2м

Условия возникновения

Мероприятия по ликвидации последствий поглощения

от (верх)

до (низ)

при вскрытии

после изоляции

J3, J2+1

190

356

н.д.

н.д.

При

бурении — н.д.

При

цементировании — да.

н.д.

н.д.

Поглощения приурочены к интервалам залегания песков в отложениях J3, J2+1 и песчаников в отложениях Т3 и обусловлены фильтрационными характеристиками пород и репрессией на пласты в процессе бурения, СПО и цементирования обсадных колонн.

Снижение плотности раствора, струйная кольматация открытой части ствола, намыв наполнителей, закачивание изоляционных смесей, применение специальных перекрывающих устройств.

T1

466

1020

н.д.

н.д.

н.д.

н.д.

C2

2027

2295

н.д.

н.д.

да

н.д.

н.д.

Зона поглощения приурочена к органогенно-детритовым, пористым и кавернозным известнякам. Поглощения обусловлены высокими фильтрационными характеристиками пород и репрессией на пласты в процессе бурения и СПО.

C1s2

2295

2457

D3fm

2989

3066

40

от 100 до 300

да

н.д.

н.д.

Зона поглощения приурочена к органогенно-детритовым, трещиновато-пористым известнякам продуктивной части горизонта. Поглощения обусловлены высокими фильтрационными характеристиками пород и репрессией на пласты в процессе бурения и СПО.

Таблица 13. Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

(по вертикали / по длине ствола)

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время начала осложнения, сут

Условия возникновения

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т. д.)

От (верх)

До (низ)

Тип раствора

плотность, г/м3

Дополнительные данные пораствору, влияющие на устойчивость пород

Q+K1

0

190

Бентонитовый, затем полимерглинистый

1120

Ф30 = 10−12 см3/30 мин

УВ = 40−60 с.

СНС1/10 = 30−50/50−80 дПа

От 3 до 5−7 сут. (при нарушении технологических требований ранее)

Наличие в разрезе ММП и рыхлых, слабосцементированных пород, теряющих связность при оттаивании и гидратации. Размыв ствола скважины. Низкие значения структурно-реологических параметров бурового раствора, повышенное значение фильтрации. Снижение гидростатического давления в скважине при поглощении или недоливе.

Регулирование технологических свойств бурового раствора в пределах заданных проектом и с учетом текущего состояния

ствола скважины.

Проработка и промывка ствола скважины. Крепление обсадными

колоннами.

J, Т2+1, Р2 Р1k, P1ar

190

1966

Полимерглинистый с пониженной диспергирующей способностью

1100−1140

Ф30 = 8 — 10 см3/30 мин

УВ = 35 — 60 с

СНС1/10= 30−50/40−80 дПа

Более 20−30 сут.

Нарушение целостности стенок скважины, сложенных глинистыми и глинисто-карбонатными породами вследствие механического разрушения и разупрочнения при физико-химическом взаимодействии с буровым раствором.

Таблица 14. Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)

Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)

Длина столбагаза при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3

Условия

возникновения

Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т. д.)

Мероприятия по предупреждению и ликвидации НГВП

От (верх)

До (низ)

внутреннего

наружного

C3

2380/2678

2440/2748

нефть

н.д. для расчета

866,7

866,7

Депрессия на продуктивные пласты:

— при поглощении,

— недоливе скважины,

— СПО,

— несоответствии плотности бурового раствора градиенту пластового давления.

Пленка нефти, разгазирование и снижение плотности бурового раствора. Перелив на устье скважины и увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях. При герметизации устья — избыточное давление.

1. Постоянный геолого-технологический контроль в процессе углубления скважины.

2. Корректировка плотности бурового раствора и технологических решений по вскрытию продуктивного пласта при уточнении геологических условий.

3. Безусловное выполнение требований ПБНГП — 2003 г. и РД 08−254−98.

S1

3066

3634

нефть

72

848

848

Таблица 15. Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)

Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и т. д)

Раствор, при применении которого произошел прихват

Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)

Условия возникновения

Мероприятия по ликвидации последствий прихвата

от (верх)

до (низ)

тип

плотность, кг/м3

водоотдача, см3/30 мин

Смазывающие добавки

Q+K1

0

190

Заклинивание

-

-

-

-

да

Обвал (осыпание) валунно-галечных пород

Применение физико-механических, гидравлических, механических способов или их комбинирование.

J, Т, P2

190

1966

Дифференциальный (от перепададавления); из-за сальникообразования (в отложениях J, Т, P2). Прихват в желобной выработке

Полимер-глинистый

1100−1140

6−10

ФК-луб, нефть, детергент

да

Наличие в разрезе легкодиспергирующих глинистых пород. Наличие высокопроницаемых пород (в т.ч. продуктивных) и интервалов поглощения. Репрессия на пласт, повышенная фильтрация и фрикционные свойства раствора, избыточное содержание твердой фазы.

Наличие желобных выработок. Большая площадь контакта бурильного инструмента со стенками скважины, определяемая профилем ствола.

С3, С2, С1,

1966

2457

Хлорка-лиевый

1070−1130

6,5−8 (до 15 при поглощении)

ФК-луб, нефть

да

D3fm

2457

2989

Таблица 16. Текучие породы

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал залегания текущих пород, м

Краткое название пород

Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, кг/м3

Условия возникновения

От

до

Таблица № 1−6 не содержит информации. Текучие породы в разрезе скважины не установлены.

Таблица 17. Прочие возможные осложнения

Индекс тратиграфического подразделения

Интервал, м

(по вертикали / по длине ствола)

Вид (название) осложнения:

желобообразование, перегиб ствола,

искривление, грифонообразование

Характеристика (параметры)

осложнения и условия возникновения

от (верх)

до (низ)

K1, J, Т, Р2, C, D3fm

147

2989

Сужение ствола скважины в интервалах залегания проницаемых пород.

Образование фильтрационной корки.

С1s1

2090

2295

Коагуляция бурового раствора.

Увеличение показателей реологических параметров и фильтрации при разбуривании сульфатных пород.

Т2 — D3fm

500

2989

Желобообразование.

Желобообразование обусловлено профилем ствола скважины. Образование желобов наиболее вероятно в интервалах изменения зенитного и азимутального углов, чередования кавернозных, неустойчивых и прочных пород.

1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Физико-механические свойства горных пород -- внутренние, присущие данной горной породе особенности, обусловливающие её различие или общность с другими горными породами и проявляющиеся как ответная реакция горных пород на воздействие на неё внешних физических полей или сред. Численно каждое физические свойство горных пород оценивается размерным или безразмерным параметром (коэффициентом, показателем, характеристикой) -- количественной мерой этого свойства. Физические параметры горных пород могут быть скалярными и тензорными. Широкий диапазон значений физических свойств горных пород объясняется многообразием их минерального состава, строения, многофазностью, а также генезисом горных пород. Физические свойства горных пород, определённые стандартными методами с указанием состава горной породы и её строения, представляют собой стандартные справочные данные (ССД) о горных породах. В соответствии с классификацией, принятой в физике горных пород, основными группами физических свойств в зависимости от вида внешнего физического поля считаются: плотностные, механические, тепловые, электрические, магнитные, волновые, радиационные, гидрогазодинамические.

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 1−8.

Таблица 1−8 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения.

Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)

Краткое название горной породы

Плотность, г/см3

Пористость, %

Проницаемость, мкм2

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленость,%

Сплошность пород

Твердость, МПа

Абразивность

Категория пород

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, E*10-4 МПа

Гидратационное разуплот-нение (набухание) пород

От (верх)

До (низ)

Q

0/0

147

Песок

Суглинки

Глины

Песчаник

Алевролит

Супесь

2,00

2,20

2,15

2,61

2,68

2,10

60

20

150

100

100

500

500

150

6

2

2

6

6

6

Мягкая

Мягкая

Мягкая

Средняя

Средняя

Мягкая

0,35

0,38

0,38

0,35

0,33

0,35

3,5

1,5

1,5

3,3

3,3

2,1

нет

да

да

нет

нет

нет

K1

147

190

Песок

Глина

Алевролит

2,10

2,15

2,59

40

150

100

500

6

2

6

Мягкая

Мягкая

Средняя

0,35

0,38

0,33

3,5

1,5

3,3

нет

да

нет

J3

190

261

Песок

Глина

Уголь

2,15

2,20

1,50

150

100

100

6

2

2

Мягкая

Мягкая

Мягкая

0,35

0,38

0,2

3,5

1,5

1,7

нет

да

нет

J2+1

261

356

Алевролит

Песчаник

Глина

2,59−2,68

2,63

2,25

35

35

500

500

100

6

6

2

Средняя

Средняя

Мягкая

0,33

0,33

0,38

3,3

3,3

1,5

нет

нет

да

Т2

356

466

Глина

Алевролит

Песчаник

2,25

2,59−2,68

2,63

35

35

100

500

500

2

6

6

Мягкая

Средняя

Средняя

0,38

0,33

0,33

1,5

3,3

3,3

да

нет

нет

Т1

466

1020

Песчаник

Глина

Алевролит

2,63

2,30

2,59−2,68

35

35

500

100

500

6

2

6

Средняя

Мягкая

Средняя

0,33

0,38

0,33

3,3

1,5

3,3

нет

да

нет

P2

1020

1520

Песчаник

Глина

Алевролит

2,63−2,73

2,35

2,59−2,68

20

30

10

500

100

500

6

2

6

Средняя

Мягкая

Средняя

0,33

0,38

0,33

3,3

1,5

3,3

нет

да

нет

P1

1852

1966

Песчаник

Глина

2,67

2,35

50

35

500

100

6

2

Средняя

Мягкая

0,33

0,38

3,3

1,5

нет

да

Р2u

1020

1520

Известняк

Мергель

Аргиллит

2,74

2,61−2,68

2,63

70

80

1000

200

400

2,5

3

3

Средняя

Средняя

Средняя

0,33

0,32

0,25

3,5

2,7

2,5

нет

да

да

P1k

1520

1852

Известняк

2,74

30

80

1000

2,5

Средняя

0,33

3,5

нет

P1s + P1a

1852

1966

Известняк

Глина

2,41−2,74

2,40

5−13

5

74−100

900

250

4

3

Средняя

Средняя

0,33

0,35

3,2

2,1

нет

да

C3

1966

2027

Доломит

Известняк

Ангидрит

Глина

2,83−2,86

2,71−2,74

2,89

2,45

8−13

5−19

10

90−93

2000

700−1400

1500

400

5,5

5

3

3

Твердая

Ср. -Тв.

Твердая

Средняя

0,33

0,33

0,37

0,30

6,3

3,2

2,3

2,5

нет

нет

нет

да

S1

3066

3634

Мергель Известняк

2,45

2,41−2,74

3−15

0,0014

10

94−99

400

800

3

5,5

Средняя

Средняя

0,30

0,29

2,5

3

да

нет

1.4 Свойства продуктивного пласта и пластовых флюидов

Промышленная нефтеносность на Северо-Хоседаюском месторождении установлена в отложениях нижнесилурского отдела (S1). В отложениях верхнедевонского отдела по данным ГИС выделены нефтенасыщенные коллекторы, не опробованные в процессе бурения. Сведения, освещающие нефтегазоводоносность проектного разреза скважины, приведены в таблицах 1−9; 1−10.

Таблица 1−9 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подраз-деления

Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Под-вижность, мкм2/ мПас

Содержаниесеры, % по весу

Содержание парафина, % по весу

Ожидаемый дебит, м3/сут

Параметры растворенного газа

От

(верх)

До (низ)

В пластовых условиях

После дегазации

Газо-вый фактор, м3

Содержание сероводорода, %

Содержание углекислого газа, %

Относительная по воздуху плот ность газа

Ко-эффициент сжимаемости

Давление насыщения в пластовых усло виях, МПа

D3fm

2027

3066

П+КП

848

878

< 0,03

1,4

9,07

100

34,2

отс.

1,71

0,704

н.д.

7,0

S1

3066

3173

ПТ

н.д.

866,7

н.д.

1,95

3,8

5

Таблица 1−10. Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Свободный дебит, м3/сут

Фазовая проницаемость, мкм2

Химический состав воды, в мг/л; мг-экв/л;

Степень минера лизации, г/л

Тип воды по Сулину

Относится к источнику водоснабжения (да, нет)

От (верх)

До (низ)

анионы

катионы

CI-

SO4--

HCO3-

Na++

Mg++

Ca++

Q, К, J

0/0

950/1008

П

Нет данных

T

950/1008

1795/1995

П

1040

н.д.

н.д.

32 660

920

13,17

0,27

116

1,9

12 921

560,9

456

37,5

6500

325

53

Cl-Ca

нет

P

1795/1995

2380/2678

П

1048

90

н.д.

40 470

1140

145,26

3,03

274,5

4,5

17 290

479,3

851,2

70

6600

330

65,8

Cl-Ca

нет

C2−3

2380/2678

2551/2877

ПТ

1089

336

н.д.

83 054

2343

276

5,74

89,08

1,46

34 424

1701,21

2647

217

7936

396

134,1

Cl-Ca

нет

С1

2551/2877

2894/3278

ПТ

1098

12

н.д.

86 701

2445

1103

22,96

88,5

1,45

41 756

1799,28

2122

175

9719,4

485

142

Cl-Ca

нет

D3fm

2894/3278

3100/3519

П+КП

1121

165

н.д.

109 330

3083,55

1080

22,41

250

4,05

56 797

2468,2

1850

151,7

9820

490,1

180

Cl-Ca

нет

Примечание: Условные обозначения в таблице: Cl-Ca — тип воды: хлор-кальциевый (по Сулину).

1.4 Термобарические условия

Интервал 0 — 2380 м: grad Pпл. = 0,098 МПа/м; T от 2,3 до 54,7 гр.

Интервал 2380 — 3634 м: grad Pпл. = 0,01 МПа/м; T до 83,6 гр.

1.5 Конструкция скважины и типоразмеры долот

Конструкция скважины спроектирована в соответствии с требованиями ПБ НГП-03 на основании данных о строении геологического разреза и его термобарических характеристиках, долговременной устойчивости пород, возможных осложнениях и данных о результатах бурения на сопредельных структурах и месторождениях с сопоставимыми горно-геологическими условиями. На рисунке 1 представлена конструкция скважины, а данные по колоннам и долотам приведены в таблице.

Рис. 1. Конструкция скважины

Таблица 1−10. Данные по колоннам и долотам

Название колонн

Глубина спуска

Диаметр, мм

Цель спуска

Типоразмеры долот

Направление

30

426

Спускается для перекрытия неустойчивых мерзлых пород с установкой башмака направления в глины.

III 490 С-ЦВ.

Кондуктор

450

324

Спускается с целью перекрытия мерзлых пород на всю мощность, выполнения требований противофонтанной безопасности при вскрытии сеномана, оборудования устья скважины ПВО.

III 393,7 М-ЦГВ-R-356.

Промежуточная колонна

2330

245

Спускается одной секцией с целью перекрытия сеноманского продуктивного горизонта, оборудования устья скважины ПВО.

III 295,3 МС-ГВ-R-519

1.6 Обоснование и требования к буровым растворам

0−30 м

Так как интервал сложен преимущественно несцементированными проницаемыми песками, при бурении которого наблюдаются частичные поглощения бурового раствора и размыв устья скважины необходимо предусмотреть повышение содержания глинистой фазы и добавку наполнителя

30 — 450 м

Из показаний фактических данных при вскрытии данного интервала ожидается подваливание глинистых пород, аргиллитов и алевролитов. В связи с тем, что глинистых пород в разрезе немного, достаточно, чтобы буровой раствор обеспечивал высокие показатели работы долот.

450 — 2036 м

Так как данный интервал сложен неустойчивыми глинистыми породами, известняками и возможны осложнения в виде дифференциальных прихватов, сальникообразования следует предусмотреть использование ингибирующих буровых растворов с добавлением смазывающей добавки, а также использование полимерных буровых растворов.

2036 — 3634 м

Продуктивный пласт с возможными нефтепроявлениями и поглощениями бурового раствора, к нему предъявляются следующие требования: сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, использование кольматанта — утяжелителя

буровой раствор скважина

2. Состав и свойства буровых растворов

2.1 Расчет плотности

Плотность рассчитывается в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Интервал 0 — 30 м

;

Принимаем с=1100 кг/м3.

0,3< 1,5 МПа — условие выполняется

Интервал 30 — 450 м

0,44< 1,5 МПа — условие выполняется

Интервал 450 — 1200 м

1,2 < 1,5 МПа — условие выполняется

Интервал 1201 — 2036 м

Принимаем с=1100 кг/м3

1,9< 2,5−3 МПа — условие выполняется

Интервал 2036 — 3634 м

Принимаем с=1100 кг/м3

3,5> 2,5−3 МПа — условие не выполняется

Полученные плотности представлены в таблице 2 — 1.

Таблица 2−1 — Плотности по интервалам.

Интервал, м

Глубина, м

Градиент пластового давления, МПа/м

Установленный Коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым

Установленное значение репрессии, МПа

Расчетное значение плотности бурового раствора, кг/м3

Проектное значение плотности бурового раствора, кг/м3

Значение репрессии, соответствующее расчетной плотности бурового раствора, МПа

0−30

30

0,098

1,1

1,5

1100

1120

0,3

30−450

450

0,098

1,1

1,5

1100

1120

0,44

450−1200

1200

0,098

1,1

1,5

1100

1120

1,2

1201−2036

2036

0,0104

1,05

2,5 — 3

1113

1120

1,9

2036−3634

3634

0,0104

1,05

2,5 — 3

1113

1120

3,5*

*для предупреждения дифференциальных прихватов необходимо добавить кольматант.

2.2 Обоснование состава буровых растворов по интервалам

0 — 30 м

В связи с тем, что при бурении в данном интервале возможны растепления ММП и, как следствие, подваливание рыхлых плохосцементированных пород, а также размывы стенок скважины, необходимо предусмотреть следующее: во-первых, использовать для бурения ММП охлажденные до температуры плавления льда буровые растворы; во-вторых, свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед; в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины; в-четвертых, утяжелять буровой раствор для предупреждения проявлений.

Чтобы обеспечить устойчивость многолетнемерзлых пород, буровой раствор должен обладать минимальной теплопроводностью. К таким растворам относятся газообразные агенты. Для бурения на газообразных агентах требуется специальная система очистки. При выборе этого типа раствора после прохождения интервала ММП нам будет необходимо переоборудовать систему очистки и подачи бурового раствора, что требует значительной траты времени и средств.

Предлагаем использовать пресный полимер — глинистый буровой раствор.

Таблица. Пресный полимер — глинистый буровой раствор

Состав раствора

Бентонитовый модифицированный глинопорошок

2СО3

вода

кг/м3

10−20

1−3

Назначение реагентов

структорообразователь.

понижение жесткости фильтрата

30 — 450 м

Анализ геологических условий данного интервала показывает, что сохраняются осложнения, связанные с растеплением ММП до 300 м и набуханием глинистых отложений, а дальше возникают сложности с прихватами бурильных и обсадных труб.

Необходимые условия для бурения в ММП были рассмотрены выше.

Таблица. Пресный полимер — глинистый буровой раствор.

Состав раствора

Бентонитовый модифицированный глинопорошок

2СО3

Dextrid

NaOH

PAC-R

Deform

FKLUBE

Мраморная крошка

вода

кг/м3

10−20

1−3

2−5

1

3

0,4

3

81

Назначение реагентов

структорообразователь.

понижение жесткости фильтрата

крахмальный реагент

регулятор рН

стабилизатор

пеногаситель

смазочная добавка

утяжелитель

450 — 2036 м

На данном интервале необходимо обеспечить борьбу с осложнениями (поглощение бурового раствора от частичного до полного), а также так как интервал сложен в основном известняками с прослоями глин и аргиллитов необходимо обеспечить устойчивость стенок скважины.

Состав раствора

Бентонитовый модифицированный

глинопорошок

2СО3

Dextrid

NaOH

PAC-R

Deform

FKLUBE

Мраморная крошка

WALL-NUT

Резиновая крошка

вода

кг/м3

10−20

1−3

2−5

1

3

0,4

3

81

105

50

Назначение реагентов

структорообразователь.

понижение жесткости фильтрата

крахмальный реагент

регулятор рН

стабилизатор

пеногаситель

смазочная добавка

утяжелитель

борьба с потерей циркуляции

кольматант

Примечание: WALL-NUT, молотая скорлупа грецких орехов, применяется для борьбы с потерей циркуляции. Существуют три сорта WALL-NUT: мелкозернистый, среднезернистый и крупнозернистый. Все три сорта могут использоваться в качестве наполнителя для обработки интервала поглощения и в цементном растворе для тампонажного цементирования с высокой водоотдачей. Мелкозернистый WALL-NUT может также быть использован в буровом растворе для предотвращения потери циркуляции.

Преимущества: высокая прочность; совместимость с другими добавками.

2036 — 3634 м

При вскрытии продуктивных пластов необходимо обеспечить максимальное снижение содержания глинистой фазы, создание зоны кольматации, которая разрушалась бы при создании депрессии на пласт. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта мы предлагаем использовать безглинистый полимерный буровой раствор или хлоркалиевый раствор.

В качестве безглинистого полимерного бурового раствора мы предлагаем использовать полимеркалиевый раствор

Таблица. Полимеркалиевый раствор

Состав раствора,

ХВ — полимер

NaOH

ЭКОПАК-R

ЭКОПАК-LV

КСl

ИККАРБ

ИКДЕФОМ

ИКБАК

кг/м3

2−5

1

3

2

50

50

0,2

1

Назначение реагентов

Структурообразователь

регулятор рН

регулятор вязкости и водоотдачи

регулятор водоотдачи, разжижитель

ингибитор глин

карбонатный утяжелитель

пеногаситель

биоцид

Положительное влияние:

а) повышает показатели работы долот;

б) снижает диспергирование глин;

в) повышают качество вскрытия продуктивных пластов

Отрицательное влияние:

а) необходимость использования средств тонкой механической очистки

б) применение очень дорогих полимерных реагентов

в) необходимость четкого соблюдения технологии бурового раствора

Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности -- гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава, а также улучшает вскрытие продуктивных пластов.

Таблица. Хлоркалиевые растворы

Состав раствора,

Бентонит

КOH

КСl

КМЦ

Desco

ИКЛУБ

ИККАРБ

кг/м3

50−100

5−10

50

5−10

1−2

3−5

50

Назначение реагентов

Структорообразователь

регулятор рН

ингибитор глин

регулятор водоотдачи

понизитель вязкости, регулятор водоотдачи

смазывающая добавка

карбонатный утяжелитель

Положительное влияние:

а) снижение гидратации и набухания глин;

б) кольматация приствольной зоны неустойчивых пород;

в) повышение глиноемкости бурового раствора (максимальное количество глинистой фазы в буровом растворе без изменения реологических характеристик).

Отрицательное влияние:

а) коагуляция глинистых буровых растворов, что повышает расход химических реагентов, время на обработку, а иногда и на ликвидацию аварий;

б) ухудшение стабилизирующих свойств химических реагентов за счет глобулизации и высаливания;

в) повышается коррозия бурильного инструмента.

Для обеспечения требуемых условий мы выбираем полимеркалиевый раствор исходя из соображений лучшего вскрытия продуктивного пласта.

2.3 Расчет реологических характеристик

Определяем реологические константы бингамовской жидкости. Рассчитываем константы поинтервально.

Динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость.

Значения плотности берем из пункта 2.1.

0 — 30 м

30 — 450 м

450 — 2036 м

2036 -3634 м

2.4 Расчет статического напряжения сдвига

Статическое напряжение сдвига определяется по формуле:

где: — время, в течение которого производятся исследования:

— в течение 1 минуты

— в течение 10 минуты

— минимальное касательное напряжение для удержания частиц выбуренной породы, в зависимости от типа размеров долота.

где: — поперечный размер частиц шлама, зависящий от типоразмера долота, см.

Для шарошечных долот с фрезерованными зубьями:

Для шарошечных долот с зубковым вооружением и алмазных долот:

— плотность породы, г/см3;

— плотность раствора, г/см3;

— коэффициент формы частиц;

g=980 см/с2;

k — коэффициент, учитывающий реологические характеристики, свойства осадка на забое скважины, степень очистки забоя.

где: С — концентрация выбуренной породы в объеме раствора.

— объем выбуренной породы:

где: — коэффициент кавернозности;

— разница спуска обсадных колонн, м;

— объем скважины.

— объем раствора в обсаженной части скважины:

— внутренний диаметр обсадной колонны на интервале.

— наружный диаметр обсадной клоны;

— толщина стенки обсадной трубы (если не указана в проекте, принимаем равной 9 мм).

— степень очистки бурового раствора, зависит от количества ступеней очистки:

= 0,35 для очистки I ступени;

= 0,65 для очистки II ступени;

= 0,7−0,85 для очистки III ступени (0,7 — по глинам);

= 0,9 для очистки IV ступени.

— средний размер частиц выбуренной породы с учетом диспергирования, см;

— пластическая вязкость, Пз;

— объемная концентрация выбуренной породы в осадке на забое скважины. (для расчетов берем 0,7)

— высота осадка на забое, см. h=50…300см. (для расчетов берем 100 см).

— расчетный коэффициент для удержания частиц выбуренной породы:

— определяют для удержания частиц утяжелителя:

где: — коэффициент формы частиц утяжелителя (табличное значение);

— объемная концентрация утяжелителя в растворе:

где — расчетная плотность бурового раствора, г/см3;

— плотность бурового раствора до момента утяжеления, г/см3;

— плотность утяжелителя, г/см3;

— средний размер частиц утяжелителя, см (табличное значение);

— максимальный размер частиц утяжелителя, которые удерживаются во взвешенном состоянии при значениях СНС ():

Интервал 30 — 450 м

Обсадная колонна 324 мм. Долото типа III 393,7 М-ЦГВ-R-356.

Dm = 0,35+0,037*39,37 = 1,8067 (см)

Порода: сп = 2,45 г/см3, m = 1,6; =0,2 см

Раствор: с=1,1 г/см3, з=0,14 Пз

Ккав=1,25 ДН=420, Нобс=30 м

е = 0,8 (3-я степень очистки)

h = 100 см

С0 = 0,7%

Между и большая разница, поэтому производим корректировку согласно

=(1,5?2) 1=26

1 = 10?20 дПа

= 20?40 дПа

Интервал 450 — 2036 м

Обсадная колонна 245 мм. Долото — III 295,3 МС-ГВ-R-519.

Порода: сп = 2,7 г/см3, m = 2,6; =0,35 см

Раствор: с=1,1 г/см3, з=0,14 Пз

Ккав=1,15 ДН=1586, Нобс=450 м

е = 0,8 (3-я степень очистки)

h = 100 см

С0 = 0,7%

Между и большая разница, поэтому производим корректировку согласно

=(1,5?2) =61,5 дПа

= 30?50 дПа

= 50?70 дПа

Интервал 2036 — 3634 м

Обсадная колонна 168 мм. Долото III 215,9 МС-ГВ-R-523.

Порода: сп = 2,65 г/см3, m = 2; =0,4 см

Раствор: с=1,07 г/см3, з=0,13 Пз

Ккав=1,5 ДН=1598, Нобс=2036 м

е = 0,8 (3-я степень очистки)

h = 100 см

С0 = 0,7%

Между и большая разница, поэтому производим корректировку согласно

=(1,5?2) =51

= 30?40 дПа

= 40?50 дПа

2.5 Обоснование фильтрационных свойств и рН

Фильтрационные свойства зависят в первую очередь от природы разбуриваемых пластов.

0 — 30 м: Ф30? 8 (при бурении на в набухающих и литифицированных глинах);

30 — 450 м: Ф30? 8 (при бурении на в набухающих и литифицированных глинах);

450−2036 м: Ф30?8 (при бурении на в набухающих и литифицированных глинах);

2036 — 3634 м: Ф30 =2- 6 (при вскрытии продуктивных пластов).

рН — это формализованное выражение концентрации ионов водорода, которое играет значительную роль в технологии буровых растворов.

Эффективность работы химических реагентов-стабилизаторов в значительной степени зависит от величины рН, особенно в присутствии неорганических ингибиторов и минерализаторов. При этом рН поддерживается в щелочной области.

Во всем интервале бурения поддерживаем рН в пределах 8? 9. Более высокие значения рН не допустимы с точки зрения сохранения устойчивости глинистых пород и предупреждения ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов.

3. Расчет химических материалов и реагентов

3.1 Расчет объема бурового раствора

где Vисх — объем обсадной клоны предыдущий, м3;

Vемк— объем рабочих емкостей насосов, м3.

При бурении под направление и кондуктор используется одна рабочая емкость.

При бурении под промежуточные колонны рассчитывается только на все рабочие емкости

При бурении под эксплуатационную колонну рассчитывается на все рабочие и запасные емкости.

Vi— нарабатываемый объем при бурении объемом бурового раствора, м3

где np — норма бурового раствора в зависимости от коммерческой скорости бурения, диаметра долота и степени стабилизации бурового раствора, м3/м.

Скорость бурения 1200 м/ст-мес

Интервал 0 — 30 м

м3; м3

м3

м3

Интервал 30- 450 м

м3;

м3;

м3

м3

Интервал 450 — 2792 м

м3;

м3;

м3

м3

Интервал 2792 — 3855 м

м3;

м3;

м3

м3

Полученные данные сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Объем раствора

Интервал по стволу, м

Диаметр долота,

Внутренний диаметр обсадной колонны,

Объемы, м3

0−30

490

-

0

40

21

61

30−450

393,7

0,404

4

40

189

233

450−2792

295,3

0,302

32

60

585

677

2792- 3855

215,9

0,223

109

110

181

400

3.2 Расчет утяжелителя

Расчет количества утяжелителя производится по следующим формулам:

а) (полная замена бурового раствора);

б) (восполнение растворов, если плотность не меняется или меньше);

в) (при восполнении раствора, если его плотность больше, чем в предыдущем интервале).

где — норма утяжелителя при повышении плотности на 100 кг/м3;

— коэффициент учитывающий степень повышения плотности.

30−450 м

кг

450−2792 м

кг

2792−3855 м

кг

3.3 Расчет химических реагентов

Расчет химических реагентов производится по следующим формулам:

а) — при полной замене бурового раствора.

б) — при дообработке.

Интервал 0−30 м

кг

кг

Интервал 120−450 м

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

Интервал 450−2792 м

кг

кг

кг

кг

Интервал 2792−3855 м

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

Список литературы:

1. Уляшева, Н. М. Разработка технологических регламентов буровых растворов [Текст]: Методические указания по курсовому проектированию/ Н. М. Уляшева, Н. Г. Деминская, М. А. Михеев. — Ухта: Угту, 2010. — 66 с.

2. Булатов А. И. Буровые промывочные и тампонажные растворы [Текст]: учеб. пособие для вузов / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. — 424 с.

3. Басарыгин Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин [Текст]/ Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков — М.: Недра, 2000. — 677 с.

4. Справочник инженера по бурению. Т.1 [Текст] /Под ред. В. И. Мищевича, Н. А. Сидорова. — М. :Недра. — 1975. — 400 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой