Смекни!
smekni.com

Расчет бурового промывочного раствора (стр. 1 из 3)

Введение

Промывочные растворы выполняют ряд функций, которые определяют успешность, скорость бурения, а также ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Поэтому роль промывочной жидкости очень велика, особенно для глубокого и сверхглубокого бурения, которое распространено в нашей стране. Функции промывочной жидкости:

· Разрушать забой;

· Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность;

· Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов;

· Предупреждать обвалы стенок скважины;

· Сбрасывать шлам;

· Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование.

Задача курсовой работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований:

1) снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;

2) снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

3) предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

4) доступность и технологическая эффективность химреагентов;

5) экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважины.


1. Геологический раздел

1.1 Литологическая характеристика разреза скважины

Интервал, м Краткое описание горной породы
От (верх) До (низ)
0 40 Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, глины, супеси, присутствуют остатки растительности.
40 221 Алевриты, пески кварцевые с включениями зерен глауконита, глины.
221 429 Глины серые с различными оттенками (зеленоватым, желтым, голубым, шоколадным) и алевролиты.
429 731 Глины серые.
771 809 В верхней части преобладание глин. Нижняя часть из песчано-алевритового материала, пески и алевриты светло-серые, светло-мелкозернистые, кварц-полевошпатовые с прослоями глин
809 932 Глины светло-серые листованные, плотные, слюдистые, переходящие вниз по разрезу в опоковидные вплоть до опок. Отмечается присутствие зерен глауконита.
932 1094 Глины зеленовато-серые, до черных, слабоалевритистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевритов, присутствуют углефицированные растительные остатки.
1094 1122 Глины серые, известковистые, алевритистые с прослоями алевритов и мергелей.
1122 1967 В верхней части преобладают песчаники. В нижней - глины серые, слюдистые, в разной степени алевритистые, местами опоковидные. Встречаются зерна глауконита, сидерит.
1967 2031 Глины темно-серые до черных, плотные, массивные, однородные, тонкоотмученные.
2031 2114 Неравномерное переслаивание темно-серых слюдистых глин, серых мелко среднезернистых кварцевых песчаников и тонкослоистых слюдистых алевролитов, присутствует растительный детрит. Нижняя часть состоит из глин.

Возможные осложнения

Стратиграфическоеподразделение Интервал по стволу, м Вид (название осложнения) Условия Возникновения
от до
Четверт. отложения 0 40 Поглощениябурового раствора Увеличение репрессии на нефтеводоносные пласты, отклонения параметров бурового раствора от проектных
Верхний палеоген 40 221
Тавдинская свита 221 429
Талицкая свита 731 809
Ганькинская свита 809 932
Березовская свита 932 1094 Осыпи, обвалы Создание депрессии, отклонения параметров бурового раствора от проектных
Покурская свита 1122 1967 Водопроявления
Алымская свита 1967 1981 Нефтепроявления Возникновение депрессии на продуктивные пласты
Ванденская свита 1981 2114

Конструкция скважины

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины: Направление. Бурение производится долотом диаметром 393,7м. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований. Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ1-50, удельный вес цементного раствора 1,85 г/см3. Кондуктор. Бурение производится долотом диаметром 295,3м. Кондуктор диаметром 245 мм спускается до глубины 790м с целью обеспечения надежного перекрытия неустойчивых, склонных к обвалообразованию пород. Ввиду возможных нефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Глубина спуска кондуктора, рассчитана из условия предотвращения разрыва горных пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Цементируется раствором портландцемента удельным весом 1,85±3 г/см3 . Эксплуатационная колонна. Бурение производится долотом диаметром 215,9м. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается до глубины 2109 м. (по стволу). Назначение эксплуатационной колонны – крепление стенок скважины, разобщение проницаемых горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных интервалах, высота подъема цементного раствора с перекрытием не менее на 150м выше башмака кондуктора. Цементируется лёгким цементом ПЦТ1-50 удельным весом 1,225±25. 324 245 146

1.2 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения

Глинистый раствор обеспечивает:

1) закрепление стенок скважины в результате образования тонкой глинистой корки

2) предупреждение оседания шлама на забой при прекращении циркуляции

3) устранение потерь циркуляции в пористых и трещиноватых породах.

К недостаткам глинистых растворов можно отнести их неустойчивость к воздействию электролитов содержащихся в пластовой воде и воде, на которой приготовлен раствор, а также частиц разбуриваемых пород. Бурение под направление(50м) начинается на свежеприготовленном глинистом растворе. Предусматривается бурение под направление на растворе, оставшемся от бурения предыдущей скважины. При бурении под направление для снижения фильтратоотдачи и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ, Унифлок и Каустической содой.

При бурении под кондуктор(50-790м) проходят сквозь, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение расцепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора при относительно невысокой скорости восходящего потока. Данные задачи решаются с использованием глинистых буровых растворов с высоким содержанием активной глинистой фазы, высокоэффективных полимеров – структурообразователей, и применением химических реагентов флоккулирующей направленности, поддержанием низкой температуры. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами.

При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок, и др.). Поскольку акриловые полимеры, ингибируют буровой раствор и глинистые отложения разреза, благодаря чему обеспечивают ровный ствол скважины и бурение без осложнений. КМЦ является основным реагентом для поддержания низкой водоотдачи раствора и обеспечения тонкой корки. С помощью каустической соды здесь поддерживается нужный уровень рН.

При бурении под эксплуатационную колонну(790-2109м) основные осложнения, которые встречаются, следующие: это поглощения бурового раствора и водопроявления при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты скважины, осыпи обвалы в интервалах Березовской – Алымской свит. И основная задача-это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие:

1) предупреждение осыпей и обвалов отложений березовской свиты;

2) предупреждение поглощения раствора и водопроявлений

3)предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты;

4) главная проблема - это обеспечить максимально возможную степень сохранения коллекторских свойств, продуктивных пластов.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.) с последующей наработкой естественного глинистого раствора за счет выбуренной породы.

Глинистый раствор для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками и ПАВ, обладающим способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и унифлок.

Перед вскрытием продуктивного пласта производят замещение глинистого бурового раствора на малоглинистый полимерный «Порофлок». Основные требования к буровому раствору на водной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов, следующие:

- репрессия на пласт от гидростатического давления столба бурового раствора должна быть минимальной