Применение буровых растворов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о районе буровых работ

2. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважин

2.1 Геологическая характеристика разреза

2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

2.3 Возможные осложнения в процессе строительства скважины

2.4 Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза

3. Выбор конструкции скважины

4. Расчет и обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения

4.1 Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

4.2 Анализ используемых на данном месторождение буровых растворов

5. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

6. Требования к циркуляционной системе и системе очистки бурового раствора

6.1 Выбор оборудования для приготовления бурового раствора

6.2 Выбор оборудования для очистки бурового раствора

7. Мероприятия по приготовлению и обработке бурового раствора

7.1 Контроль параметров буровых растворов

7.2 Управление функциональными свойствами буровых растворов

8. Охрана окружающей среды и недр

Список использованных источников



Введение

Буровой раствор - важный элемент технологии бурения скважин, определяющий качество строительства скважины и ее стоимость. Наиболее часто в практике бурения скважин используют глинистые растворы, техническую воду, полимерные, биополимерные растворы и солевые растворы.

Изменение геолого-технических условий бурения скважин с глубиной таких как соленость и щелочность пластовых вод, изменение проницаемости коллекторов, перепады температур и давлений, требует оптимизации выбора состава бурового раствора со свойствами соответствующими геолого-техническим условиям строительства скважины. Промывочные жидкости, применяемые для бурения скважин, не только удаляют продукты разрушения из скважин и охлаждают породоразрушающий инструмент, но и обеспечивают предупреждение и ликвидацию осложнений, вскрытия продуктивных пластов и в целом способствует повышению качества буровых работ на нефть и газ.

Применение промывочных жидкостей, свойства которых не соответствуют данным геолого-техническим условиям, может привести к различным осложнениям и авариям, сопровождающимися большими затратами времени и средств.

Важную роль при обработке буровых растворов играют химические реагенты, правильный выбор и рациональное использование которых позволяет получать системы с заданными свойствами. Общие требования к буровым растворам любого типа можно сформулировать кратко.

А. Буровые растворы должны обеспечивать высокие технико-экономические показатели бурения. Основные условия выполнения этого требования:

*бурение при максимальной скорости, без аварий и осложнений;

*высокое качество бурения (устойчивость и близкие к номинальным геометрические параметры ствола скважины),

*высокое качество вскрытия продуктивного пласта (сохранение природной проницаемости нефтеносной породы в приствольной зоне).

Б. Буровые растворы должны быть безопасны для людей и окружающей природной среды в процессе приготовления, применения и утилизации отходов бурения. Выполнение этого требования - необходимое условие внедрения новых разработок в области.



1. Общие сведения о районе буровых работ

Русскинское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 118 км севернее г. Сургута. Месторождение открыто в 1981 году и введено в разработку в 1986 году, эксплуатационное разбуривание начато в 1987 г.

Лицензия на право пользования недрами № ХМН 00417НЭ от 14.01.1997 г. выдана Открытому Акционерному Обществу “Сургутнефтегаз”.

Район Русскинского месторождения в промышленном отношении достаточно освоен. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Савуйское, Федоровское, Конитлорское, Когалымское.

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1 Наименование месторождения (площади) 2 Температура воздуха, С - среднегодовая - максимальная летняя - минимальная зимняя 3 Среднегодовое количество осадков, мм 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м 5 Продолжительность отопительного периода в году, сут. 6 Преобладающее направление ветра 7 Наибольшая скорость ветра, м/с	Русскинское -7,87 +34 -63 413 3 284 Южное и юго-западное До 28
8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях: - рельеф местности - состояние грунта - толщина снежного покрова, м - характер растительного покрова	Пологовистая заболоченная равнина с абсолютными отметками от +60 до +80 м (на водоразделах) до +25 _+30 м ( в долинах рек). Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение, осложнен речными терассами. Заозерность площади 5-10%. Заболоченность 30% (глубина болот 2,5 м). район не сейсмичен. Вечномерзлый На водоразделах 1,0-1,15 в понижениях рельефа 2- 2,5 Господствующим ландшавтом является северная тайга, в котором преобладают лесотундровые и безлесные участки (залесенность площади 40-60%). Видовой состав леса: ели, лиственница; реже сосна, кедр, береза.
9 Характеристика подъездных дорог - протяженность, км - характер покрытия - высота насыпи, м	237 Отсыпка песком 2,3
10 Источник водоснабжения 11 Источник электроснабжения 12 Средства связи	Бурение колодцев на воду. ВЛ-6 кВ ПАЭС-2500 аварийный-ДЭС-200-1шт. вагон-городок-ДЭС-200-1шт. Радиостанция, селекторная связь.

2. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважин

2.1 Геологическая характеристика разреза

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стратиграфическое подразделение	Индекс	Глубина залегания, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)	Коэффициент кавернозности в интервале	Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленосность, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Гидратационно разуплотнение (набухание) породы
название		от (кровля)	до (подошва)	мощность (толщина)	краткое название	процент в интервале
Четвертичная	Q	0	50	50	Суглинки	100	Озерно-аллювиальные глины серые, суглинки, суспеси, в основании пески серые с прослоями алевретистых глин	1,43	1900	35	-	15	0-2	-	М	-
Новомихайловская	P2/3	50	200	150	Глины, алевриты, пески	40, 30, 30	Глины зеленовато-серые плотные с прослоями песка и алевролита с включением углистых остатков.	1,43	1930	35	-	15	0-2	-	М	-
Атлымская	P1/3	200	300	100	Глины, пески,	30, 70	Переслаивание глин буровато-серых с песками и алевролитами серыми и светло серыми и прослоями бурых углей.	1,43	1930	30-35	-	15	0-2	-	МС	-
Чеганская	P3/2	300	450	150	Глины алевриты	80, 20	Пески светло-серые, преимущественно кварцевые, мелко-зернистые с прослоями глин буровато-серых, алевролитистых с включениями расти-тельных остатков.	1,43	1930	30-35	-	20	0-2	-	МС	-
Люлинворская	Р2/2	450	650	200	Глины	100	Глины зеленовато-серые, злёные вязкие, с линзами и прослоями тонкозернистого кварцевого песка, с включениями сидерита, известняка.	1,43	2000	30-35	-	20	0-2	-	МС	-
Талицкая	P1	650	750	100	Глины	100	Глины серые с зеленоватым оттенком, нижней части опоковидные, переходящие в глинистые опоки, в верхней части - деатомовые.	1,25	2000	30-35	-	95	0-2	-	МС	-
Ганькинская	К2	750	850	100	Глины, мергели	90, 10	Глины темно-серые, в верхней части алевролитистые с прослоями тонкозернистого кварцевого алевролита, отмечается глауконит.	1,25	2000	32	-	95	0-2	-	МС	-
Березовская	К2	850	950	100	Глины опоки	60, 40	Глины зеленовато-серые, известковистые, прослоями пере-ходят в мергели, встречен глауконит, включения пирита и обломков фауны.	1,25	2100	28	-	95	0-2	-	МС	-
Кузнецовская	К2	950	1000	50	Глины	100	Глины серые, светло-серые, слабо алевролитистые, пепельно-серые.	1,25	2100	25	-	95	0-2	-	МС	-
Покурская	К1+К2	1000	1750	750	песчаник	100	Глины темно-серые, плотные, слюдистые, местами алевролитистые с включениями глауконита.	1,25	2200	20	-	95	0-2	-	МС	-
Алымская	K1	1750	1850	100	Пески, аргиллиты	80, 20	Переслаивание песчаников, алевролитов слабо сцементированных и рыхлых, в нижней части слюдистых глин серых, плотных песчанитых, с расти-тельным детритом, в нижней части алевролитистых.	1,25	2150	20-29	0,4	20	12-15-	-	МС	-
Вартовская	K1	1850	2250	400	Песчаники, аргиллиты	70, 30	Газо- и нефтенасыщенные песчаники, аргиллиты, алевролиты	1,25	2180	20-24	0,22	15	11-15-	-	МС	-
Мегионская	K1	2250	2550	300	Песчаники, аргиллиты	70, 30	Газо- и нефтенасыщенные песчаники, аргиллиты, алевролиты	1,25	2180	20-24	0,22	15	11-15-	-	МС	-

Таблица 3 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина оп-ределения давления, м	Градиенты
	пластового давления, Мпа/м .10^2	порового давления, Мпа/м.10^2	гидроразрыва пород, Мпа/м.10^2	горного давления, Мпа/м.10^2	геотермический, 0С/100м
1	2	3	4	5	6
500	0,01	0,1	0,02	0,022	2,5
1000	0,0101	0,101	0,02	0,022	2,5
1800	0,0101	0,101	0,018	0,022	2,5
1900	0,0101	0,101	0,017	0,022	2,5
2550	0,0101	0,101	0,016	0,022	2,5

Таблица 4 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Свободный дебит, м3/сут	Фазовая проницаемость, 10^-3 мкм2 (мД)	Химический состав воды в мг- эквивалентной форме
	От (верх)	До (низ)					анионы	катионы
							Сl-	SO4--	HCO3-	Na+	Mg++	Ca++
К1+К2	1000	1750	поровый	1010	1500	-	0	1	0	90	7	3
К1(БС10)	2540	2550	поровый	1200	35	-	0	4	7	97	1	2



2.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных отложений

Таблица 5- Характеристика вскрываемых пластов-коллекторов

Индекс пласта	Интервал залегания, м	Тип коллектора	Тип флюида	Пористость, %	Проницаемость 10^-3 мкм2 (мД)	Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности	Пластовое давление, Мпа	Коэффициент аномальности	Толщина (глинистого) раздела флюид-вода, м
	от (верх)	До (низ)
К1(АС4-8)	1850	2250	Поровый	Нефть	26	1,3	18,8	1,02	0	532
К1(БС10)	2250	2550	Поровый	Нефть	24	1	24,7	1	0	265

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс страти-графического подразделения	Интервал залегания, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Содержание, % по весу	Свободный дебит, м3/сут
	от (верх)	до (низ)		в пласто-вых усло-виях	после дегазации	серы	парафина
К1(АС4-8)	1850	2250	Поровый	858	913	1,07	2,3	65
К1(БС10)	2250	2550	Поровый	751	845	1,07	3,8	100

2.3 Возможные осложнения в процессе строительства скважины

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Время до начала осложнения, сут	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	От (верх)	До (низ)	тип раствора	плотность, кг/м3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость
Q - P1	0	650	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений
Р1-К1	650	1850

Таблица 8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Величина ст. газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета изб. Давлений, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления
	От (верх)	До (низ)			внутр.	Наруж.
К1(АС4)	1850	2550	Нефть	Свободный газ отсутствует	Плотность смеси равна плотности нефти	Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростат., низкое качество глинистого р-ра, превышение скорости СПО	Перелив раствора на устье

2.4 Разделение геологического разреза на технологические интервалы по устойчивости горных пород и осложненности разреза

Разделение геологического разреза начинается с анализа состава пород, слагающих разрез скважины. При этом критериями выделения пород в единый технологический интервал являются однородность минералогического состава горной породы, содержание в ней близких по составу и степени минерализации пластовых флюидов, температура пластов, их проницаемость и пористость, величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличие зон возможных осложнений (осыпи, обвалы, набухание глинистых разностей пород, наличие многолетнемёрзлых пород, проявляющие и поглощающие пласты, наличие соленосных отложений и т.д.).

Разделение разреза скважины на технологические интервалы производим согласно рекомендациям приведенным выше.

1) Интервал до 50 метров сложен неустойчивыми породами четвертичной системы. Прежде всего, это пески, супеси, суглинки и торфяники. Породы этого интервала при взаимодействии с фильтратом бурового раствора могут привести к различным осложнениям, таким как осыпи, обвалы, кавернообразование, прихваты инструмента, поглощение бурового раствора.

2) Второй интервал 50 - 650 сложен песками светло-серыми, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми с прослоями глин буровато-серых, алевролитистых с включениями растительных остатков. Сюда входят Новомихайловская и Атлымская, Чеганская и Люлинворская свиты. Возможны интенсивные кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты инструмента. Интервал выбран для перекрытия пластов кондуктором. Возможны интенсивные кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины. Итервал выбран для перекрытия пластов кондуктором.

3) Третий интервал 650 - 1850 метров, Алымская свита, характеризуется переслаиванием песчаников, алевролитов слабо сцементированных и рыхлых, в нижней части слюдистых глин серых, плотных песчанитых, с растительным детритом, в нижней части алевролитистых. При бурении интервала возможны слабые осыпи и обвалы стенок скважины, могут возникнуть прихваты инструмента. Кроме того, частичное поглощение бурового раствора, водопроявления, проявление сеноманских пластовых вод.

4) Четвертый интервал 1850 - 2550 метров, в который входят Вартовская и Мегионская свиты, представлен газо- и нефтенасыщенными песчаниками, аргиллитами, алевролитами. Этот горизонт является проектным АС4-8, БС10 - основной объект разработки месторождения, поэтому его необходимо выделить в отдельный интервал.



3. Выбор конструкции скважины

Типовая конструкция скважины представлена в таблице 9

Номер колонны в порядке спуска	Название колоны	Интервал установки колонны по вертикали скважины , м.	Номинальный диаметр скважины , мм.	Предназначение колонны
		от (верх)	до (низ)
1	направление	0	50	397,3	Предохранение устья от размыва
2	Кондуктор	0	650	295,3	Перекрытие неустойчивых обваливающих пород, предупреждение прихвата бурильной колонны и перекрытие интервалов поглощения
3	Эксплуатационная	0	2550	215,9	Проведение испытания эксплуатационного объекта в колонне



4.Расчет и обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения

При бурении проницаемых пород плотность промывочной жидкости определяется условиями недопущения поглощения промывочной жидкости и проявления

с ? kPnP/gH (1)

с < Pn - ДPkn/gH (2)

где k - коэффициент превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым, учитывающий уменьшение давления в скважине при подъеме.

Поскольку на данном этапе величина ДРкп неизвестна, допускается условие недо- пущения поглощения представить в виде

с ? Pn/kgH (3)

с последующей проверкой условия (4 ).

При разбуривании плотных непроницаемых пород условиями, определяющими выбор плотности промывочной жидкости, являются сохранение устойчивости стенок скважины и недопущение гидроразрыва пород

(4)

Для ограничения величины дифференциального давления желательно иметь

(5)

Значения k1 и ДР приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Значение коэффициентов резерва для выбора плотности промывочной жидкости согласно [4]

Глубина кровли пла- ста, Н	k	k1	ДР,Мпа
Н<1200 м	1,1	1,15	1,5
1200<Н м	1,05	1,1	2,5

Если невозможно выбрать плотность промывочной жидкости, удовлетворяющую условиям (3), (4), это означает, что в данном интервале невозможно бурение без проявления или поглощения или того и другого вместе. В этом случае принимается решение о вскрытии пласта с проявлением или поглощением с последующим его перекрытием или кольматацией. Для снижения интенсивности поглощения возможно применение аэрированных жидкостей или наполнителей к ним.

При вскрытии слабопроницаемых пластов, когда поступление пластового флюида не создает опасности возникновения аварии и не наносит ущерба окружающей среде и здоровью людей, не приводит к порче промывочной жидкости, возможно бурение при Рс<Рпл. Аналогично при наличии в достаточном количестве относительно дешевой про- мывочной жидкости и отсутствии опасности аварий (прихватов) возможно бурение с поглощением (при Рс> Рп).

Расчет плотности бурового раствора для промывки в случае депрессии на пласт в глиносодержащих породах определяется по формуле:

(6)

где = (10-15%)?Рск (согласно [ПБ]) - допустимая депрессия на пласт.

(7)

(8)

где - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м3;

Рпор ??Ка ???в ??g ??Нк (9)

Пластическую (структурную) вязкость промывочной жидкости следует поддерживать на минимально возможном уровне. При использовании трехступенчатой системы очистки желательно поддерживать ее в следующих пределах [2,3]:

диспергирующий (глинистый) раствор

з ??(?,???????,???)ф??, Па ??с; (10)

недиспергирующий (полимерный) раствор

з ???,???ф??, Па ??с (11)

Для сохранения седиментационной устойчивости раствора пластическая вязкость должна превышать предельное минимальное значение

з ???????ф???, Па ??с (12)

max ????



Нежелательно превышение пластической вязкости значений

з???,?????????с ???,??, Па ??с(13)

max

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистых растворов может быть определено из выражения

ф ???,?????????с ???, Па(14)

Для обеспечения ламинарного (структурного) режима течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве необходимо иметь

(15)

Для предотвращения осаждения частиц выбуренной породы на забой скважины при прекращении циркуляции необходимо, чтобы

(16)

где К2 - экспериментальный коэффициент, зависящий от диаметра частицы

Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы можно принять равным шагу зубьев периферийного ряда шарошки. Ориентировочно его можно найти из выражения: для долот типа С

dm= 0,0035 + 0,0037 Дд



для долот типа СТ и Т

dm= 0,002 + 0,035 Дд.

Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора, позволяющие характеризовать его по всему выделенному комплексу показателей как отличный, хороший и удовлетворительный представлены в таблице 11.

Таблица 11 - Желательные пределы изменения значений показателей реологических свойств бурового раствора

Оценка качества	, мПа*с	, дПа	КП*,
отлично	3-6	15-30	>500
хорошо	6-10	20-50	350-500
удовлетворительно	10-15	20-50	200-350
Примечание: КП* - коэффициент пластичности, КП =

Структурно-механические свойства буровых растворов, характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут () и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе [4,5,6].

Значения показателей и повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.

Требуемая величина статического напряжения сдвига через 1 мин (СНС1, дПа) может быть определена по следующей формуле



СНС1 ??5 [2 - ехр (- 110 d)] d (?п - ?), (17)

где: d -условный диаметр характерных частиц выбуренной породы, м;

?п, ??- плотность соответственно породы и бурового раствора, кг/м3.

Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя водоотдачи (В) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления.

Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:

(18)

Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала: I интервал (0-50)м.

Рпл ??????g ??H ;

Рпл???1000 ??9,81??50 ??0,49 ? Па,

Плотность при условии репрессии:

а) нижний предел

б) верхний предел

а)

б)



Согласно расчета 1149-4057 кг/ м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1200 ?1800 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Пластическая вязкость:

Условная вязкость:

СНС:

Водоотдача:

II интервал (50-650)м.

Рпл ??????g ??H ;



Рпл???1000 ??9,81?????50 ??6,38 ? Па,

Плотность при условии репрессии:

а) нижний предел

б) верхний предел

а)

б)

Согласно расчета 1151-1236 кг/ м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1160 ?1200 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Пластическая вязкость:

Условная вязкость:

СНС:

Водоотдача:

III интервал (650-1850)м.

Рпл ??????g ??H ;

Рпл???1000 ??9,81??????50 ??18,1 ? Па,

Плотность при условии репрессии:

а) нижний предел

б) верхний предел

а)

б)

Согласно расчета 1097-1135 кг/ м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1120 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Пластическая вязкость:

Условная вязкость:

СНС:

Водоотдача:

IV интервал (1850-2550)м.

Рпл ??????g ??H ;

Рпл???1000 ??9,81????????50 ??25 ? Па,

Плотность при условии репрессии:

а) нижний предел

б) верхний предел

а)

Рпор ??Ка ???в ??g ??Нк

б)

Согласно расчета 881-1099 кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала ????1080 кг/м3, т.к. на данном интервале присутствуют осыпи и обвалы.

Среднее значение динамического напряжения сдвига:

Пластическая вязкость:

Условная вязкость:

СНС:

Водоотдача:

4.1 Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

Выбор типа промывочной жидкости производят, исходя из требований, которые он должен обеспечивать:

· соответствие свойств бурового раствора горнотехническим условиям, при которых сводятся к минимуму или исключаются нарушения устойчивости по- род и другие осложнения процессов бурения, заканчивания и освоения скважин;

· повышение эффективности использования многокомпонентных и дорого- стоящих систем буровых растворов;

· унификацию буровых растворов, применяемых в однотипных условиях.

При выборе типа бурового раствора следует учитывать минерализацию дисперсионной среды и вид преобладающего катиона, рН раствора, минимально возможное содержа- ние глинистой активной фазы (учитывая сорт глинопорошка и требуемую плотность), пределы термо- и солестойкости реагентов водоотдачу.

На Русскинском месторождении, исходя из литологического строения и физико-химической активности пород разреза, во взаимодействия с буровыми растворами вступают в основном глинистые растворы.

На основе данных, изложенных ранее настоящей курсовой работы, выбираем для каждого интервала тип буровых промывочных жидкостей.

Интервал 0 - 50 метров.

Первый тип: Недиспергирующий раствор, включающий бентонит, КМЦ, ГКЖ-10, воду. буровой раствор очистка отложение

Второй тип: Ингибированный буровой раствор. В состав раствора входят бентонит; NaCl; CaCl2 и MgCl2; BW RHEOPOL R, используется в качестве понизителя фильтрации для буровых растворов на водной основе; вода.

Интервал 50 - 650 метров.

Первый тип: Хлоркальциевый раствор, содержит в качестве ингибирующей добавки хлорид кальция. Присутствие в фильтрате бурового раствора ионов кальция способствует значительному сокращению осыпей и обвалов стенок скважины при разбуривании неустойчивых аргиллитоподобных отложений. Для улучшения свойства хлоркальциевого раствора рекомендуется обработку хлористым кальцием сочетать с вводом извести. При добавке извести наряду с обычными ионообменными процессами в комплексе глин, наблюдается молекулярное поглощение извести, улучшается процесс упрочнения глинистых сланцев в результате образования гидрокальциевых силикатов. Так как обводнение пластов ослабляет образование коагуляционных контактов и постепенно может снизить эффект упрочнения стенок скважины, то следует стремиться к снижению значений фильтрации. Для этого в раствор следует вводить КМЦ-600. Кроме того для стабилизации раствора в него вводят КССБ. Раствор готовиться на основе бентонита.

Второй тип: Полимерный раствор, содержащий КМЦ-700, целлогум, графит, как смазывающую добавку, СР, бентонит.

Интервал 650-1850 метров.

Первый тип: недиспергирующий. В состав раствора входят бентонит, КМЦ-600 и ГКЖ-10. Данный раствор предназначен для массового бурения в разрезах, сложенных устойчивыми глинистыми и карбонатными породами.

Второй тип: глинистый раствор на основе бентонита, гипана.

Интервал 1850-2550 метров.

Первый тип: хлоркалиевый раствор Состоит из бентонита, КССБ, КМЦ, КОН, KCl, воды. Здесь KCl в качестве ингибирующего электролита, КОН - в качестве регулятора щелочности. Предназначен для бурения в неустойчивых глинистых породах различного состава.

Второй тип: полимерный раствор, содержащий KEM-PAS, POLY-KEM D, НТФ.

4.2 Анализ используемых на данном месторождение буровых растворов

Разработка рецептуры (долевого состава) бурового раствора выбранного типа является одним из этапов проектирования эффективной технологии промывки скважины. В конечном счёте раствор должен обладать таким набором значений определяющих технологических свойств, который позволил бы реализовать оптимальную гидравлическую программу или хотя бы поддерживать их в интервалах допустимых значений.

Подобрать рецептуру бурового раствора довольно сложно. Для решения этой задачи необходимо знать закономерности (состав - свойства раствора), учитывающие влияние различных внешних факторов. В связи с этим на практике весьма приблизительно на базе предшествующего опыта и проверочных экспериментов устанавливают рецептурный состав, который постоянно совершенствуется применительно к конкретным условиям методом проб и ошибок до тех пор, пока скважину не удаётся пробурить без существенных осложнений.

В этой курсовой работе рецептуру бурового раствора рекомендуется выбирать в соответствии с опытом бурения скважин на Русскинском месторождении, а также на основании имеющейся литературы и классификации наиболее широко применяемых растворов и реагентов.

Результаты выбора материалов и реагентов сводим в таблицу 12.



Таблица 12 Результаты выбора материалов и реагентов.

Интервал, м	Название (тип) раствора	Смена раствора в интервале (да, нет)	Название компонента	Свойства компонентов в буровом растворе.	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
от (верх)	До (низ)
0	50	1 тип Недиспергирующий	Да	Бентонит КМЦ ГКЖ-10 Вода	Структурообразование, регулирование щелочности, ингибирование глинистых пород, регулирование термостойкости, пеногашение, понижение фильтрации.	80 2 5 963
		2 тип Ингибированный	Да	Бентонит NaCl CaCl2 MgCl2 BW RHEOPOL R Вода		40 191 5 5 10 799
50	650	1 тип Хлоркальциевый	Да	Бентонит КССБ КМЦ-600 Ca(OH)2 CaCl2 Вода	Сокращению осыпей и обвалов стенок скважины, стабили-зация раствора.	90 30 15 4 7 854
		2 тип Полимерный	Да	Бентонит Целлогум КМЦ-700 Графит СРЖН Вода		80 2,4 4,2 2 35 876,4
650	1850	1 тип Недиспергирующий	Да	Бентонит КМЦ-600 ГКЖ-10 Вода	Понижение фильтрации, структурообразование, регулирование щелочности, ингибирование глинистых пород, пеногошение, регулирование термостойкости	60 2 6 965
		2 тип Глинистый	Нет	Бентонит Na2СO3 Гивпан Вода		15 30 60 907
1850	2550	1 тип Хлоркалиевый	Да	Бентонит КССБ КМЦ КОН KCl Вода	Понижение фильтрации, регулирование щелочности.	80 50 5 6 50 885
		2 тип Полимерный	Нет	Бентонит KEM-PAS POLY-KEM D НТФ вода		100 30 10 2,5 957,5



5. Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине

Сначала определяется количество бурового раствора V, необходимого для бурения скважины по формуле:

(19)

где Vп - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов. Определяется для данного типа БУ и условий бурения в конкретном районе (например Vп = 50 м3);

а - коэффициент запаса бурового раствора, принимаемый согласно [8] равным 1,5 в нормальных условиях бурения, и равным 2 в осложненных условиях (зоны возможных нефтегазопроявлений, вскрытие продуктивных горизонтов на вновь разбуриваемых площадях, бурение на газоконденсатных и газовых месторождениях, на месторождениях с АВПД или содержащих сероводород и другие токсичные со- единения).

(20)

Где - объем скважины в конце i-го интервала бурения с промывкой данным типом бурового раствора, м3;

- величина технологического интервала скважины, м;

- значение диаметра (диаметров) ствола скважины i-го технологического интервала, м;



(21)

- коэффициент кавернозности i-го интервала;

(22)

Где - объем бурового раствора теряемого безвозвратно в процессе бурения при поглощении, в очистных устройствах со шламом и т.д., м3;

- норма расхода бурового раствора на 1 м проходки i-го интервала в зависимости от скорости бурения, диаметра скважины, условий бурения, качества раствора и т.д., принимается согласно местным нормам по УБР или согласно таблице 13.

Таблица 13 - Норма расхода бурового раствора на метр проходки

Диаметр долота, м	Норма расхода бурового раствора на метр проходки, м3/м
0,3973	0,47
0,2953	0,25
0,2699	0,2

В одном из вариантов типа бурового раствора обязательно предусмотреть интервал расчета объема бурового раствора, получаемого самозамесом при разбуривании глинистых пачек разреза.

Объем глины Vгл переходящей в буровой раствор в процессе разбуривания глини- стой пачки, залегающей во вскрываемом скважиной геологическом разрезе, рассчитывается по формуле:

(23)



где - диаметр открытого ствола скважины, м;

h - мощность глинистой пачки, подлежащей разбуриванию, м.

Если глинистых пачек несколько, их объемы суммируются.

Массу чистой глины , подлежащей разбуриванию (за вычетом содержащихся в ней песка и других примесей), определяют по формуле:

(24)

где - содержание песка и других примесей в глиноматериале, %.

Объем глинистого раствора , получаемого самозамесом, определяется по фор- муле:

(25)

Объем воды, необходимый для глинистого раствора, определяется по формуле:

(26)

Полученные объемы растворов самозамесом сравнивают с необходимыми объемами буровых растворов для этих интервалов, если:

1) Vсамозам > Vнеобх , то излишек раствора сбрасывают в систему очистки;

2) Vсамозам < Vнеобх , то недостающий объем раствора готовят как обычно, рассчитывая количество глинопорошка, воды и т.д.

Значения V определяются для каждого типа бурового раствора всех предлагаемых в проекте вариантов с учетом буровых растворов, применявшиеся при бурении верхних интервалов ствола скважины.

Затем определяют потребное количество материалов для приготовления растворов проектируемого типа для каждого варианта. Если применяют глинистый раствор, то количество глинопорошка определяют по формуле:

(27)

где - количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м3 глинистого раствора необходимой плотности, кг/м3;

(28)

где - плотность сухого глинопорошка, которую можно применять по ТУ 39-044-74 и ГОСТ 25795-83 (ориентировочно =2700 кг/м3);

- требуемая плотность бурового раствора, кг/м3;

=1000 кг/м3 плотность воды, взятой для приготовления раствора;

m = 0 ,06 0 ,1 - влажность глинопорошка.

Для уменьшения содержания твердой (коллоидной) фазы в глинистом растворе первоначально плотность стандартного глинистого раствора необходимо принимать 1060 кг/м3 для глинопорошка 1 сорта , 1080 кг/м3 - для 2 сорта, 1100 кг/м3 - для 3 и 4 сортов (ТУ 39-044-74). Если требуется применение, кроме бентонитовых, других типов глинистых растворов, то стандартный глинистый раствор подбирают по ГОСТ 25795-83. Затем плотность стандартного глинистого раствора доводят до требуемых значений за счет ввода утяжелителя. Для вариантов растворов, требующих уменьшения ингибированных систем, следует учесть увеличение плотности раствора при растворении ингибитора. Если раствор частично или полностью нарабатывается за счет разбуриваемых пород разреза, то необходимо пользоваться методикой расчета.

Количество утяжелителя, вводимого в обрабатываемый раствор, определяется по формуле:

(29)

где - количество утяжелителя, необходимое для утяжеления 1 м3 бурового раствора до заданной плотности;

(30)

где - заданная плотность утяжеленного бурового раствора, кг/м3;

- плотность сухого утяжелителя, кг/м3;

- плотность исходного (обрабатываемого раствора, кг/м3;

- плотность воды, кг/м3;

- влажность утяжелителя, (ориентировочно 0,02-0,05).

Количество воды, необходимое для приготовления заданного объема V бурового раствора, рассчитываем по формуле:



(31)

где - количество воды для приготовления 1м3 бурового раствора, кг/м3.

(32)

Количество каждого вида химического реагента, необходимого для обработки объема V бурового раствора находим по формуле:

(33)

где С - объемная концентрация реагента в буровом растворе, %.

Чаще концентрация химических реагентов задается по весу от объема обрабаты- ваемого раствора. В этом случае количество вводимого в раствор реагента по массе определяется по формуле:

(34)

где - концентрация химического реагента в весовых процентах.

Количество химреагента, необходимого для обработки раствора, определяется по формуле:

(35)



Определим потребность в материалах и химических реагентах для приготовления и химической обработки промывочной жидкости по интервалам бурения по выше приведенным формулам.

Интервал 0 - 50 метров.

Vп = 50 ;

1 тип.

2 тип.

Интервал 50 - 650 метров.

Vп = 50 ;

1 тип.

2 тип.

Интервал 650 - 1850 метров.

Vп = 50 ;

1 тип.

2 тип.

Для глинистой суспензии:

Интервал 1850 - 2550 метров.

Vп = 50 ;

1 тип.

2тип.

Таблица 14. Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления и обработки

...

Интервал, м	Коэффициент запаса раствора на поверхности	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг/м3 в интервале	Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, кг
верх	низ			величина	источник	поправочный коэффициент	на запас на поверхность	на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале
0	50	1,5	1 тип						12,5	92,5
			Недисперги-рующий
			Бентонит	80						7400
			КМЦ	2						185
			ГКЖ-10	5						462,5
			Вода	963	6		50	0	12,5	89077,5
			2 тип							62,5
			Ингибированный
			Бентонит	40						3700
			NaCl	191						17667,5
			CaCl2	5						462,5
			MgCl2	5						462,5
			BW RHEOPOL R	10						925
			Вода	799						73907,5
50	650	1,5	1 тип				50	4,9	102,5
			Хлоркальциевый							326
			Бентонит	90						29340
			КССБ	30						9780
			КМЦ-600	15						4890
			Ca(OH)2	4						1034
			CaCl2	7						2282
			Вода	854						278404
			2 тип				50	4,9

Подобные документы

• Проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Приобского месторождения

  Строительство наклонно-направленной скважины для геологических условий Приобского месторождения. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения. Рецептуры буровых растворов. Оборудование в циркуляционной системе. Сбор и очистка отходов бурения.
  
  курсовая работа [64,2 K], добавлен 13.01.2011
  

• Обоснования выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения

  Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014
  

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

  Основная характеристика составов горных пород и разрезов скважины. Выбор промывочной жидкости. Расчет реологических свойств буровых растворов, химических материалов и реагентов на основе геологических, промысловых и технологических условий бурения.
  
  курсовая работа [227,7 K], добавлен 07.12.2012
  

• Выбор конструкции скважины и расчет равнопрочной эксплуатационной колонны

  Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013
  

• Управление свойствами буровых растворов

  Характеристика термосолестойкого бурового раствора. Основы статистического анализа, распределение коэффициентов линейной корреляции. Построение регрессионной модели термосолестойкого бурового раствора. Технологические параметры бурового раствора.
  
  научная работа [449,7 K], добавлен 15.12.2014
  

• Расчет бурового промывочного раствора

  Геологический разрез скважины. Литологическая характеристика разреза. Возможные осложнения. Конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения, расчет ее параметров.
  
  курсовая работа [35,4 K], добавлен 03.02.2011
  

• Оборудование для очистки бурового раствора

  Применение промывочных жидкостей, способных удерживать кусочки породы во взвешенном состоянии, для промывки забоя и выноса шлама на поверхность. Регулирование содержания твердой фазы и уменьшения плотности раствора. Системы очистки бурового раствора.
  
  реферат [2,9 M], добавлен 23.09.2012
  

• Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"

  Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования.
  
  дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010
  

• Бурение скважин. Проходка горноразведочных выработок

  Технология колонкового бурения. Расчет длины заходки и глубины шпуров. Техника разведки залежи сульфидных медно-никелевых руд. Очистка промывочного раствора от шлама. Расчет количества буровых растворов. Обоснование способа и выбор средств взрывания.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 18.02.2013
  

• Выбор бурового оборудования и расчет режимных параметров бурения скважины

  Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013
  

• Регламент на промывку вертикальной нефтяной добывающей скважины глубиной 2700 м на Аганском месторождении

  Анализ используемых на данном месторождении буровых растворов, требования к ним. Обоснование выбора промывочной жидкости по интервалам. Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта. Управление свойствами растворов.
  
  курсовая работа [294,2 K], добавлен 07.10.2015
  

• Сравнительный анализ средств очистки бурового раствора зарубежного и отечественного производства

  Общие сведения о районе буровых работ. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие. Сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени изученности. Выбор оборудования.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 21.05.2013
  

• Оборудование для бурения нефтяных и газовых месторождений

  Классификация буровых установок для глубокого бурения. Основные блоки и агрегаты их взаимодействия. Факторы для обоснования конструкции скважины. Способы бурения, их характеристика. Цикл строительства скважины, монтаж и демонтаж бурового оборудования.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 05.05.2014
  

• Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора

  Описания осложнений в скважине, характеризующихся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения. Анализ предупреждения газовых, нефтяных, водяных проявлений, борьбы с ними. Обзор ликвидации грифонов и межколонных проявлений.
  
  контрольная работа [22,8 K], добавлен 11.01.2012
  

• Определение параметров скважинных зарядов ВВ в условиях уступной отбойки горных пород

  Выбор способа бурения и расчет парка буровых станков. Обоснование рациональной схемы взрывания. Конструкция скважинного заряда. Определение радиусов опасных зон по основным поражающим факторам взрывов. Коэффициент использования бурового станка.
  
  курсовая работа [157,3 K], добавлен 22.12.2015
  

• Деятельность "Башнефть-Бурение "ТУБР"

  Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения. Общая характеристика продуктивных горизонтов. Аварии в бурении, их ликвидация. Обоснования рецептур буровых растворов. Вскрытие продуктивного пласта. Освоение скважины после окончания бурения.
  
  отчет по практике [118,8 K], добавлен 06.11.2014
  

• Бурение геологоразведочных скважин на стадии разведки

  Проектирование конструкции скважины для разведки залежей угля. Определение свойств горных пород и геолого-технических условий; выбор бурового оборудования и способа бурения; расчет режимных параметров. Предупреждение и ликвидация аварий, охрана труда.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 20.02.2013
  

• Буровые растворы. Классификация, параметры, свойства

  Условия бурения с применением буровых промывочных жидкостей. Удаление продуктов разрушения из скважины. Реологические свойства буровых растворов. Скорость эрозии стенок скважин. Процесс разделения фаз дисперсной системы. Статическое напряжение сдвига.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.09.2012
  

• Техника разведки

  Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования. Тампонаж скважины.
  
  курсовая работа [634,5 K], добавлен 12.02.2009
  

• Техника разведки

  Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования.Тампонаж скважины.
  
  курсовая работа [419,4 K], добавлен 12.02.2009
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам