Проект бурения нефтяной скважины (стр. 2 из 15)

П. Кондуктор 426 мм спускается на глубину 0 м для предохранения устья скважины от размыва циркулирующим буровым раствором, предотвращения грифонообразования и сообщений скважин с шурфом при бурении под следующую колонну.

III. I промежуточная колонна 299мм. спускается на глубину Ю*/о м в кровлю майкопской серии для перекрытия неустойчивых пород вышележащей части разреза, где возможны поглощения глинистого раствора плотностью более 1240 кг/м , для перекрытия источников питьевой воды, а также для уменьшения выхода открытого ствола скважины.

IV. II промежуточная колонна 219*245 мм спускается на глубину 3835 м.с целью перекрытия осыпающихся майкопских, меловых и юрских отложений и изоляции их от триасового комплекса, который разбуривается на глинистом растворе более низкой плотности ИЗО кг/м³.

Спускается колонна в две секции:

I секция в интервале 3835- 2355 м.

II секция в интервале 2355- 0м.

V. Эксплуатационная колонна 146 мм. спускается до проектной глубины 4100 м. с целью перекрытия перспективных в нефтегазоносном отношении объектов, дальнейшего опробования и эксплуатации их.

Спускается колонна в две секции:

Iсекция в интервале 4100 -2800м

IIсекция в интервале2800 - 0м.

Секционный спуск связан с невозможностью зацементировать ее в один прием.

Скважина по назначению является поисковой.

Так как промывка скважин – одна из самых ответственных технологических операций, выполняемых при бурении, поэтому выбору промывочной жидкости уделяется особое внимание при строительстве скважин.

В проекте приводятся расчеты по определению весового и объемного количества глины и химреагентов при бурении поисковой скважины на площади «Тушиловская».

1.3 Промывочные растворы

Назначение промывочного раствора при бурении скважин: 1) очистка забоя от выбуренной породы; 2) вынос частиц породы на дневную поверхность; 3) охлаждение рабочих элементов долота; 4) создание противодавления на пласт при разбуривании многопластовых месторождений, в пластах которых содержатся различные вещества (вода, нефть, газ); 5) глинизирование стенок скважины с целью временного разобщения пластов друг от друга; 6) удержание выбуренной породы во взвешенном состоянии в периоды прекращения циркуляции промывочного агента и т. п.

Исследования и практика бурения показывают, что для очистки забоя от шлама пригодны газ, вода, нефть, глинистые и многие другие растворы.

При бурении в нормальных (неосложненных) с геологической точки зрения условиях, когда разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, не обваливающимися при контакте с водой, а различных водо-, газо-, нефтепроявлений п пластов, сложенных агрессивными породами (гипсы, пласты соли, ангидриты и другие), до эксплуатационного горизонта не встречается, к промывочному агенту предъявляются самые элементарные требования. Он должен очищать забой скважины от выбуренной породы, транспортировать ее на поверхность (выносить из скважины) и охлаждать долото. В данном случае в качестве промывочной жидкости следует использовать воду.

При проходке глубоких скважин в нормальных условиях бурения промывочный раствор должен обладать, кроме того, способностью при прекращении циркуляции удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии. В таких случаях в качестве промывочного раствора используют так называемые нормальные глинистые растворы (водная суспензия глин).

К промывочным растворам, используемым в осложненных условиях бурения, предъявляются дополнительные требования. Они должны выполнять роль временного крепления неустойчивых стенок скважины (глинизировать их), предохраняя ствол скважины от обвалов, предотвращать поступления из пластов в скважину газа, нефти и воды, предупреждая тем самым проявления и выбросы их, облегчать разрушение пород, оказывая на них физико-химическое воздействие, обеспечивать нормальные условия вскрытия и освоения продуктивных горизонтов и т. п.

Для осложненных условий бурения промывочные растворы с соответствующими свойствами выбирают в зависимости от вида осложнений, применительно к конкретным условиям района или отдельной бурящейся скважины.

Если свойства промывочного агента удовлетворяют геологическим условиям бурения, то они оказывают косвенное и прямое влияние на показатели бурения (механическую скорость и проходку на долото).

Косвенное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с увеличением главным образом плотности и вязкости возрастают сопротивления в циркуляционной системе, вследствие чего приходится уменьшать количество промывочного агента, подаваемого в скважину в единицу времени.

Непосредственное влияние свойств промывочного раствора на показатели бурения проявляется в том, что с изменением плотности п вязкости его изменяются условия очистки долота и скважины от выбуренной породы. Чем меньше вязкость, т. е. чем выше подвижность промывочного агента, тем быстрее он удаляет из забоя шлам и тем лучше его очищает. Значение плотности промывочного раствора в этом процессе ниже значения вязкости.

Наиболее успешно очистка забоя от выбуренной породы осуществляется газом, а затем водой, глинистым раствором, тяжелым глинистым раствором. Механическая скорость бурения в зависимости от вида промывочного раствора изменяется в таком же порядке.

Вынос шлама на поверхность также может успешно осуществляться любым из указанных выше промывочных растворов, если поддерживать необходимую скорость восходящего потока.

При бурении с использованием воды или раствора охлаждение долота происходит в результате теплообмена между промывочной жидкостью и рабочей поверхностью разрушающего инструмента.

При использовании в качестве промывочного раствора газа происходит резкое понижение температуры и долото охлаждается также в достаточной мере вследствие адиабатического процесса расширения газа при истечении его из отверстий долота.

Продувку скважин газом вместо промывки их жидкостью можно выполнять при бурении электробурами и роторным способом. Она особенно эффективна при прохождении геологических разрезов, содержащих горизонты с низкими пластовыми давлениями и зоны, поглощающие промывочную жидкость. В целях пожарной безопасности для продувки скважин часто используют выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или смеси этих газов* с небольшим количеством воздуха.

В разрезах газонефтяных месторождений часто встречаются горизонты с высоким пластовым давлением, при разбуривании которых нельзя применять продувку газом. В этих случаях промывают скважины жидкостью, плотность которой определяют обычно по формуле

, (1)

гдеρ— плотность промывочной жидкости в т/м³;

ρпл— пластовое давление в бар;

L— глубина скважины в м;

р — допускаемая разность между гидростатическим и пластовым давлениями.

Единые технические правила ведения работ при бурении скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, предусматривают, что для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое весом столба промывочной жидкости, должно на 10—15% превышать ожидаемое пластовое давление, а для скважин большей глубины на 5—10%.

Еслиρ< 1, а разбуриваемое месторождение сложено плотными сланцами и скальными породами, то в качестве промывочной жидкости следует использовать водуили аэрированный раствор.

Если ρ = 1

1,25 т/м³и в разрезе разбуриваемого месторождения нет поглощающих и обваливающихся горизонтов, то для промывки скважин применяют нормальный глинистый раствор.

Еслиρ= 1,25

1,8 т/м³, то рекомендуется использовать утяжеленный глинистый раствор, получаемый из нормального глинистого раствора путем введения в него утяжелителя (барита, гематита, магнетита и т. п.). Глинистый раствор сϱ_y._р = 1,5 1,6 т/м³можно приготовить и без утяжелителя, если для этого использовать специальную тяжелую глину.

Еслиϱ > 1,8 т/м³следует применять тяжелый глинистый раствор сϱ_т._р. до 2,2

2,3 т/м³.m

Кроме необходимой плотности, промывочная жидкость должна обладать способностью удерживать частицы пород во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Для этого статическое напряжение сдвига υ₁, измеряемое через 1 мин, должно удовлетворять следующему условию:

мн/с (2)

гдеm— опытный коэффициент, зависящий от формы частиц; для частиц породы диаметром от 2 до 40 мм величина т колеблется в пределах 2,5—1,6; d0— диаметр частиц породы, удерживающихся во взвешенном состоянии, в см.

Если в процессе бурения используется глинистый раствор сϱ_pи υ₁,то после прекращения циркуляции все частицы породы с плотностьюϱ_п и диаметромd₀остаются во взвешенном состоянии.

Для нормального глинистого раствора υ₁ ≤ 490 мн/см².

Использовать растворы с υ₁ > 490 мн/см²при нормальных условиях бурения не рекомендуется, так как это ведет к некоторому снижению механической скорости бурения, увеличению продавочных и гидродинамических давлений. Чрезмерный рост последних может оказаться причиной возникновения поглощений промывочной жидкости.