Расчленение геологического разреза на технологические интервалы

Размещено на http://www.allbest.ru/

РАСЧЛЕНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИНТЕРВАЛЫ

Чтобы выбрать ПЖ для бурения скважины необходимо, прежде всего, выделить в разрезе скважины границы между интервалами, в которых требования к ПЖ несовместимы или существенно различны, т. е.? провести расчленение геологического разреза.

При расчленении разреза должны быть учтены следующие факторы:

- Литологический состав;

- Пластовые давления и давления пород;

- Температура горных пород;

- Осложнения, происходящие в процессе бурения;

- Необходимость защиты водоносных пластов с пресной водой;

- Необходимость предотвращения загрязнения продуктивных пластов буровым раствором.

В разрезе скважины можно выделить следующие технологические интервалы:

1-интервал (0-100 м.).

Интервал представлен преимущественно глинистыми породами: песчанистые и алевритистые глины, пески. В плсте залегают пласты с пресной водой. В интервале возможны осыпи и обвалы:

Ка = 0,86;

Кп = 1,08.

2-интервал (100-1400 м.).

Интервал представлен преимущественно глинистыми породами: глины песчаниковые, слюдистые, алевритовые глины, крепкие мергели и песчаники. В интервале возможны осыпи и обвалы:

Ка = 1,00;

Кп = 1,85;

Т = 25-41С.

3-интервал (1400-2200 м.).

Интервал представлен ангидритами с включениями доломитов, галиты:

Ка = 1,1;

Кп = 2,1;

Т = 41-50С.

4 интервал (2200-4850 м.).

В данном интервале залегают продуктивные пласты. Интервал представлен преимущественно известняками, с включениями доломитов и мергелей. В интервале залегают пласты с хлоркальциевыми водами.

В интервале возможны затяжки и прихваты б. к.:

Ка = 1,08;

Кп = 2,1;

Т = 68С.

Требования к промывочной жидкости при бурении скважины.

ПЖ должна:

1-интервал (0-100 м.) - быть наиболее дешевой, необработанной и простой в эксплуатации.

2-интервал (100-1400 м.):

- надо начинать обрабатывать после спуска кондуктора (0-100);

- обеспечивать высокий показатель работы долота;

- обладать ингибирующей способностью для обеспечения устойчивости стенок скважины за счет ингибирования, гидратации и разупрочнения глин;

- обладать хорошими смазывающими свойствами для уменьшения опасности затяжек и прихватов.

3-интервал (1400-2200 м.):

- обеспечивать предотвращение растворения солей;

- обладать малой водоотдачей для предотвращения глинистой корки в интервалах проницаемых пород.

4-интервал (2200-4850 м.):

- не должна загрязнять продуктивный пласт;

- малая водоотдача для предотвращения глинистой корки в интервалах проницаемых пород;

- обеспечивать устойчивость стенок скважины за счет минимальной водоотдачи, блокирования микротрещин, уменьшения гидромеханического воздействия на стенки скважины.

Выбор вида промывочной жидкости.

1-интервал (0-100 м.).

До 100 принимает необработанный глинистый раствор, т. к.: на эту глубину спускаем кондуктор, а после начинает обрабатывать раствор.

2-интервал (100-1400 м.).

В этом интервале нужно применять ингибирующие растворы, чтобы обеспечивать устойчивость стенок скважины. Также интервал сложен глинистыми породами. Наиболее подходящие для данного интервала: известковый раствор с высоким рН, известковый раствор с низким рН, хлоркалиевый раствор, калиево-гипсовый раствор. Руководствуясь ПБ для бурения данного интервала принимает известковый раствор с высоким рН, т. к.: этот раствор наиболее дешевый и простой в эксплуатации.

3-интервал (1400-2200 м.).

Наиболее подходящие для данного интервала: соленасыщенный раствор, РУО и ИБР. Т. к.: в этом интервале содержится соль, руководствуясь ПБ принимаем соленасыщенный стабилизированный раствор с целью предупреждения образования каверн. Также этот раствор наиболее дешевый и простой в эксплуатации из выше перечисленных.

4-интервал (2200-4850 м.).

Применение раствора осуществим сразу после спуска промежуточной колонны. Литологический состав коллектора - известняки. Проницаемость 0,05-0,1 мкм. кв.

В интервале залегают хлоркальциевые воды. Для бурения данного интервала применяем соленасыщенный стабилизированный раствор, т. к.: он незначительно загрязняет пласт, а также обладает сильной ингибирующей способностью. Выбор плотности регламентирован действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Согласно этим правилам, плотность ПЖ должны быть такой, чтобы статическое давление раствора превышало бы пластовое давление на 4-15%. В то же время Правила ограничивают превышение давления раствора над пластовым величиной 1,5-3,5 МПа.

Относительную плотность вычисляют по формуле:

с0 = а ? Ка

Где:

а - коэффициент запаса, характеризующий регламентированное ПБ превышение давления бурового раствора над пластовым давлением.

Допустимые интервалы колебания со:

1-интервал (0-100 м.): 1,0 ? (1,1…1,15) = 1,1…1,15.

Окончательно задаем значение плотности 1100-1120 кг/м. куб.

2-интервал (100-1400 м.): 1,0 ? (1,1…1,15) = 1,1…1,15.

Окончательно задаем значение плотности с = 1100-1120 кг/м. куб.

3-интервал (1400-2200 м.).

В интервале 1400 - 2200 = 1,00 и было бы достаточно иметь плотность 1100-1120 кг/м. куб., но, т. к.: раствор соленасыщенный, следовательно, плотность его будет значительно выше.

Ее нужно определить расчетом, считая плотность воды 1,2 и выход раствора равен 8 м. куб. за т.:

Окончательно задаем значение плотности с = 1270 кг/м. куб.

4 интервал (2200-4850 м.): 1,2 ? (1,05…1,08) = 1,26…1,29.

Окончательно задаем значение плотности с = 1250-1270 кг/м. куб.

Реологические свойства характеризуются значениями пластической вязкости з и динамического напряжения сдвига ф 0. Если реологические свойства измеряются с помощью вискозиметра ВСН-3, оснащенного пружиной №2 при частотах вращения 300 и 600 об/ мин., то Эффективную вязкость можно рассчитать по формуле:

з эф = з + ф 0/6

По величине з эф рассчитывают условную вязкость:

УВ = 14,7 + 0,87 ? з эф + 0,01 з эф2

При с ? 1100 кг/м. куб. вводится поправка:

УВ = УВ ? 1,1 / с0

Выбор статического напряжения сдвига.

Буровой раствор должен обладать способностью к тиксотропному структурообразованию, достаточной для удерживания во взвешенном состоянии частиц утяжелителя и обломков выбуренной породы.

Одноминутное значение статического напряжения сдвига бурового раствора должно находиться в пределах 25-35 дПа. Минимальное допустимое значение этого показателя составляет 15 дПа.

Значение коэффициента тиксотропного структурообразования должно отвечать условию:

Это соотношение можно использовать для выбора предельно допустимого значения десятиминутного напряжения сдвига.

бурение скважина нефтяной

Коркообразующие и фильтрационные свойства растворов оцениваются величиной водоотдачи. Фильтрационная корка образующаяся на стенках скважины играет важную роль в процессе бурения.

Корка укрепляет стенки скважины и должна быть малопроницаемый, прочной и тонкой.

Величина показателя фильтрации для известкового глинистого раствора с высоким pH не должна превышать 4-8 см. куб. за 30 мин., для соленасыщенного стабилизированного раствора 8-9,5 см. куб. за 30 мин. Для известкового глинистого раствора с высоким рН величина водородного показателя должно быть в пределах 11 - 12,5, для солнценасыщенного стабилизированного раствора 7,5 - 8,5. Для необработанного глинистого раствора эти свойства не регламентируются. Содержание ионов кальция в фильтрате для известкового раствора с высоким pH содержание ионов кальция в фильтрате должно быть в пределах 100-200 г/л.

Размещено на Allbest.ru