Буровые технологические жидкости

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Самарский государственный технический университет»

Кафедра “Бурение нефтяных и газовых скважин”

Буровые технологические жидкости

Курсовая работа

Выполнил студент: 5-ЗФ-9В Гудков А.П.

Принял преподаватель: Капитонов В.А.

Самара 2010

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. Геологический раздел

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.2 Возможные осложнения по разрезу скважины

2. Конструкция скважины

3. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения

4. Выбор и расчёт параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий

5. Регулирование параметров промывочной жидкости - химическая обработка, утяжеление

6. Расчёт расхода промывочной жидкости, воды, глины, химических материалов, утяжелителя и других материалов на 1 м проходки и на 1 скважину

7. Гидроциклонный сепаратор

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Буровые растворы должны обеспечивать безопасность ведения работ при высокой скорости бурения и выполнения заключительных работ по выводу скважины из бурения с максимальной продуктивностью (например, растворы с высоким рН токсичны, а растворы на нефтяной основе пожароопасны, высоковязкие растворы снижают механическую скорость при любом способе бурения, а растворы с высокой водоотдачей нарушают естественную проницаемость пласта и т. д.). При бурении скважин растворы выполняют различные функции, которые подразделяют на пять основных групп.

1. Гидродинамические функции обусловлены вязкостью, инерцией и другими свойствами движущейся жидкости

· вынос выбуренной породы из скважины и освобождение от нее на дневной поверхности;

· перенос энергии от насоса к забойному двигателю;

· размыв породы на забое скважины (гидромониторный эффект);

· отвод тепла от долота при его работе на забое скважины.

2. Гидростатические функции обусловлены весом бурового раствора, оказывающим давление на стенки скважины, прочностью раствора на сдвиг:

· предотвращение проникновения в ствол газа, нефти и воды из пластов, образующих стенки скважины;

· удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

· сохранение целостности стенок скважины, сложенных слабосцементированными породами;

· уменьшение нагрузки на талевую систему.

3. Функции коркообразования обусловлены способностью буровых растворов образовывать в поровом пространстве стенок скважины и на поверхности фильтрационную корку, обладающую пониженной проницаемостью и некоторой прочностью:

· уменьшение проницаемости стенок скважины;

· сохранение или усиление связанности слабосцементированных пород;

· уменьшение трения бурильных и обсадных труб о стенки скважины.

4. Физико-химические функции обусловлены физико-химическим взаимодействием компонентов бурового раствора с породами, составляющими стенки скважины, пластовыми водами, бурильным инструментом:

· сохранение устойчивости стенок скважины, несмотря на взаимодействие фильтрата бурового раствора;

· предохранение бурового раствора от коррозии и абразивного разрушения;

· сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

· сохранение необходимых технологических свойств раствора, несмотря на взаимодействие выбуренной породы, пластовых вод, высокой температуры;

· улучшение буримости породы.

5. Прочие функции:

сохранение теплового режима в многолетнемерзлых породах их разбуривании; содействие установлению геологического разреза скважины при помощи геофизической аппаратуры и возможности изучения природы выбуренных частиц, выносимых раствором из скважины.

1. Геологический раздел

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Стратиграфический разрез скважины представлен в табл. 2.1, нефтегазоносность - в табл. 2.2, водоносность - 2.3, возможные осложнения и условия их возникновения указаны в табл. 2.4-2.7. Пластовое давление и температура по разрезу представлена в табл. 2.8.

Таблица 1.1 - Литологическая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое подразделение	Индекс	Интервал по стволу, м	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
		От	До
Четвертичные	Q	0	80	Пески, супеси, глины, суглинки серые, тёмно-серые
Туртасская свита	P3trt	80	150	Алевриты, пески кварцевые с включением зёрен глауконита, глины
Ново-михайловская свита	Р3nm	150	329	Глины серые с различными оттенками (зеленоватым, жёлтым, голубым, шоколадным) с алевритами и песками мелкозернистыми; отмечаются включения сидеритов и пиритов
Атлымская свита	P3atl	329	374	Глины серо-зелёные, опоки с прослойками кварц-глауконитового песчаника
Тавдинская свита	P2-3tvd	374	473	Глины серые с прослоями алевролитов и песчаников
Люлинворская свита	P2llv	473	712	Глины известковые с прослойками алевролита и мергеля
Талицкая свита	P1tl	712	789	Глины серые, тёмно-серые участками опоковидные Опоки серые, тёмно-серые, прослои алевролитов
Ганькинская свита	K2gn	789	950	Глины тёмно-серые, почти чёрные, участками известковистые, с прослоями алевролитов
Березовская свита	K2bz	950	1072	Неравномерно переслаивающиеся песчано-глинистые породы, нижняя часть свиты более глинистая
Кузнецовская свита	K2kz	1072	1088	Глины, переходящие в аргиллиты, известковистые с прослоями песчаника и алевролита.
Покурская свита	K1pk	1088	1862	Алевролиты, глины.
Алымская свита	K1alm	1862	1958	Песчаники буровато-серые, мелко-зернистые. Аргиллиты и аргиллитоподобные глины зелёные, зелёно-серые, серые. Выделяется продуктивный пласт АВ1/3
Ванденская свита	K1vnd	1958	2458	Алевролиты, перемеживающиеся с ними глинами, песчаник
Мегионская свита	K1mg	2458	2842	Переслаивание песчаников аливритистых, аргиллитоподобных глин и алевролитов.
Баженовская свита	J3bg	2842	2909	Песчаник, аргиллит

1.2 Возможные осложнения по разрезу скважины

Исходя из анализа геологических условий и опыта, ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в следующих таблицах приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.

Они дают лишь общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных скважинах.

Таблица 1.2 - Нефтегазоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Пласт	Интервал залегания пласта (по вертикали), м	Тип коллектора	Плотность нефти, кг/м3	Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа•с	Средняя проницаемость пласта, мкм2	Ожидаемое пластовое давление в объектах освоения, МПа	Свободный дебит, м3/сут	Параметры растворённого газа
		от	до		В пластовых условиях	В поверхностных условиях					Газовый фактор, м3/м3	Содержание сероводорода, %	Содержание углекислого газа, %	Относительная плотность газа, кг/м3	Коэффициент сжимаемости	Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
К1аlm	АВ1/3	1781	1797	поров.	801	857-863	1,97	0,296	17,80	-	39-43	нет	0,040	0,618	н/св	8,0
K1vnd	БВ6	2139	2185	поров.	783	880	1,94-2,21	0,230	21,40	-	46	нет	0,270	0,610	н/св	7,9
K1mg	БВ6	2230	2260	поров.	742	842-0,844	1,41	0,306	22,40	-	94	нет	0,270	0,610	н/св	10,4
	БВ10	2310	2357	поров.	745	832	1,39	0,128	23	-	94	нет	н/св	н/св	н/св	11,6

Таблица 1.3 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Фазовая проницаемость, мкм2	Химический состав воды, мг/л	Минерализация, г/л	Тип воды по Сулину А.И., ГКН(гидрокарбонатно-натриевый) ХЛК(хлоркальциевый)	Относится к источнику питьевого водоснабжения
					Анионы	Катионы
	от	до				Cl-	SO	HCO	Na+ K+	Mg	Ca
Q	0	50	Гран.	1000	0,1	95	0	8	68	3	9	21	ГКН	Нет
P3tl	640	720	Гран.	1000	>0,1	-	-	-	2,5-7,5	5,0-7,5	12-48	0,13-0,31	ГКН	Да
K1-2pkz	955	1691	Поров.	1012-1015	0,1-1	97	-	5	89	3	8	11-15	ХЛК	Нет
K1vnd	1795	2210	Поров.	1010-1015	0,07	286	-	5	224	3	59	27	ХЛК	Нет

Таблица 1.4 - Поглощение бурового раствора

Стратиграфическое подразделение	Интервал по стволу, м	Граничная плотность бурового раствора, при которой происходят осложнения, кг/м3	Условия возникновения
	От	До
Четвертинские отложения	0	80	>1160	Увеличение репрессии на нефтеводоносные горизонты, отклонения параметров бурового раствора от проектных
Туртасская свита	80	150	>1160
Новомихайловская свита	150	330	>1160
Алымская свита	1862	1958	>1180
Ванденская свита	1962	2459	>1180
Мегионская свита	2459	2842	>1100
Баженовская свита	2842	2909	>1100

Таблица 1.5 - Прихватоопасные зоны

Стратигра-фическое подразде-ление	Интервал, м	Вид прихвата (перепад давления, заклинка, сальникообразов и т.д.)	Раствор, при применении которого может произойти прихват	Условия возникновения
	От	До		Тип	Плотность, кг/м3	Водоотдача, см3/30 мин	Смазывающие добавки (название)
Ванденская свита	1959	2459	Сальнико-образование	Глинистый на водной основе	>1180	>10	Графит, ФК-2000	Отклонение показателей свойств бурового раствора от проектных (увеличение фильтроотдачи и плотности, толстая корка ) и оставление инструмента без движения и промывки.
Мегионская свита	2459	2842	Сальнико-образование, «прилипание» инструмента	Глинистый на водной основе	>1180	>4-5	Графит, ФК-2000

Таблица 1.6 - Возможные нефтеводопроявления

Стратиграфи-ческое подразделение	Интервалы возможных нефтеводопроявлений, м	Вид проявляемого флюида	Граничная плотность бурового раствора, при которой происходят осложнения, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления
	От	До
Покурская свита	1089	1862	Вода	<1100	Возникновение депрессии на водоносные горизонты	Снижение плотности бурового раствора, перелив на устье
Мегионская свита	2459	2842	Вода	<1080		Появление плёнки нефти и газирование бурового раствора

Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы

Стратигра-фическое подразде-ление	Интервал, м	Буровые растворы, при применении которых могут произойти осложнения	Мероприятия по предотвращению осложнений
	От	До	Тип раствора	Плотность кг/м3	Причины возникновения осложнения
Березовская свита	950	1072	Глинистый на водной основе	<1160	Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины, повышенная фильтратоотдача, неудовлетворительная ингибирующая способность раствора по отношению к глинистым породам разреза.	Бурение с высокой механической скоростью, поддержание оптимальной плотности раствора и низкой фильтратоотдачи, а также обработка раствора ингибирующими хим. реагентами.
Мегионская свита	2459	2842	Малоглини-стый на водной основе	<1100

Таблица 1.8 - Давление, температура и кавернозность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент пластового давления, МПа на м	Температура в конце интервала, °С	Кавернозность
	от	до
Q	0	80	0,010	3	1,50
P3trt	80	150	0,010	2	1,45
Р3nm	150	329	0,010	1	1,50
P3atl	329	374	0,010	15	1,50
P2-3tvd	374	473	0,010	20	1,30
P2llv	473	712	0,010	31	1,23
P1tl	712	789	0,010	35	1,34
K2gn	789	950	0,010	50	1,31
K2bz	950	1072	0,010	58	1,13
K2kz	1072	1088	0,010	65	1,05
K1pk	1088	1862	0,010	75	1,02
K1alm	1862	1958	0,010	84	1,02
K1vnd	1958	2458	0,010	86	1,01
K1mg	2458	2842	0,010	92	1,00
J3bg	2842	2909	0,010	98	1,00

2. Конструкция скважины

скважина разрез промывочный жидкость

Число спущенных в скважину обсадных колонн, размеры колонн (наружный диаметр, длина), диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования (глубина верхней и нижней границ) определяют понятие конструкции скважины. Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного ведения скважины до проектных глубин, качественное вскрытие продуктивного пласта, обеспечивающего сохранность его коллекторских свойств или улучшающие их, эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождения.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

1. прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

2. проходку скважины до проектной глубины;

3. достижение проектных режимов эксплуатации;

4. максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;

5. надёжную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;

6. минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

7. возможность проведения ремонтных работ в скважине.

На конструкцию скважины оказывает влияние цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; способ вскрытия пласта; физико-механические свойства разбуривания пластов с точки зрения возможных обвалов, осыпей, сужений и т.д.

Выбор конструкции скважины осуществляется, исходя из решаемых ею задач с учётом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 01.09.98г. Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований, предусматривается следующая конструкция скважины:

Направление спускается на глубину 50 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований. Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТI-50, плотность цементного раствора 1,85 г/см3.

Кондуктор спускается до глубины 745 м. Башмак кондуктора устанавливается в талицкой свите и служит для перекрытия вышестоящих неустойчивых пород, изоляции зон пресноводных горизонтов атлым-новомихайловского комплекса. 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 до устья, плотностью 1800 кг/м3.

Эксплуатационная колонна спускается до глубины 2909 м. Назначение эксплуатационной колонны - крепление стенок скважины, разобщение проницаемых горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных интервалах, высота подъема цементного раствора до устья скважины. Цементируется в 2-е ступени с применением муфты ступенчатого цементирования цементом ПЦТ I-G в интервале 1794-2909 м по стволу плотностью 1900±30 кг/м3 и облегченным цементом ПЦТI-50 в интервале 400-1794 м стволу плотностью 1500±30 кг/м3.

Выбираем длины и диаметры колонн:

1. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется способами заканчивания скважины и её эксплуатации. Проектирование конструкции скважины следует начинать с диаметра эксплуатационной колонны. Исходя из опыта бурения в этих районах, геолого-технических условий бурения, ожидаемого дебита, а также дальнейшей эксплуатации скважины принимаем эксплуатационную колонну диаметром 0,146 м (колонна меньшего диаметра более гибкая, что обеспечивает большую надёжность спуска до проектной глубины).

Длина колонны выбирается из глубины залегания подошвы продуктивного горизонта и учёта деталей низа колонны и зумпфа.

Lэк=Lк пл+lн+lз (3.1)

где Lк пл - глубина залегания подошвы продуктивного горизонта, м;

lн - длина деталей низа колонны, м;

lз - длина зумпфа, м.

Так как нижний продуктивный горизонт находится на глубине 2842-2858 м по стволу, то:

Lэк=2858+25+26=2909 м.

В связи с тем, что эксплуатационная колонна состоит из труб dэк=0,146 м, то выбираем муфту dм=0,166 м (ГОСТ 632 - 80). По диаметру муфты колонны с учётом зазора между муфтой и стенкой скважины диаметр долота выбирается по формуле:

Dд=dм+2у (3.2)

где у - зазора между муфтой и стенкой скважины, м.

Для труб d=0,146 м зазор должен быть равен по ГОСТ 632 - 80 у=0,01 м.

Dд эк=0,166+2·0,01= 0,186 м.

Ближайшее долото по ГОСТ 20692 - 75 0,1905 м, но, основываясь на опыт бурения, выбираем диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Dд эк=0,2159 м.

2. Кондуктор спускается до глубины 745 м по стволу Для снижения вероятности разрушения ствола скважины в результате осыпей и обвалов в неустойчивых отложениях верхней части разреза и исходя из опыта бурения подобных скважин, глубина спуска кондуктора принята 745 м.

Диаметр труб для кондуктора выбирается после определения внутреннего диаметра по формуле:

Dвн к=Dд эк+(0,006ч0,01) (3.3)

Dвн к=0,2159+(0,006ч0,01)=0,2219ч0,2259 м.

По ГОСТ 632 - 80 выбираем трубы диаметром dк=0,245 м.

В связи с тем, что кондуктор состоит из труб dк=0,245 м, то выбираем муфту dм=0,27 м (ГОСТ 632 - 80). По диаметру муфты колонны с учётом зазора между муфтой и стенкой скважины (у=0,0125 м) диаметр долота равен:

Dд к=dм+2у=0,27+2·0,0125=0,295 м.

По ГОСТ 20692 - 75 выбираем диаметр долота под кондуктор:

Dд эк=0,2953 м.

3. Направление спускается на глубину 50 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований.

Диаметр труб для направления выбирается после определения внутреннего диаметра по формуле:

Dвн н= Dд к+(0,006ч0,01)=0,2953+(0,006ч0,01)=0,3013ч0,3053 м.

По ГОСТ 632 - 80 выбираем трубы диаметром dн=0,324 м.

В связи с тем, что направление состоит из труб dн=0,324 м, то выбираем муфту dм=0,351 м (ГОСТ 632 - 80). По диаметру муфты колонны с учётом зазора между муфтой и стенкой скважины (у=0,02 м) диаметр долота равен:

Dд к=dм+2у=0,351+2·0,02=0,391 м.

По ГОСТ 20692 - 75 выбираем диаметр долота под направление:

Dд эк=0,3937 м.

Окончательная конструкция скважины приведена в табл. 2.1.

Таблица 2.1 - Конструкция скважины

Номер колон-ны в порядке спуска	Наименование колонны	Интервал установки по стволу, м	Номиналь-ный диаметр ствола скважины, мм	Характеристика труб
				Наружный диаметр, мм	Тип соедине-ния	Наруж-ный диаметр соедине-ния, мм
		От	До
1	Направление	0	50	393,7	3248,5	ОТТМБ	351,0
2	Кондуктор	0	745	295,3	2457,9	ОТТМБ	270,0
3	Эксплуатацион-ная	0	2909	215,9	1467,7	БТС	166,0

Обсадные трубы изготовлены по стандарту ГОСТ 632-80.

Конструкция скважины приведена на рис. 3.1

Ш324 Ш245 Ш146

50

400

745

1794

2909

Рис. 2.1 - Конструкция скважины

3. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения

Параметры, типы буровых растворов и химические реагенты для их обработки выбраны с учетом следующих требований:

наличие токсикологического паспорта на буровой раствор;

снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность нефтяных пластов;

снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

доступность и технологическая эффективность химреагентов;

экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Бурение под направление и кондуктор осуществлять на растворе, приготовленном из бентонитового глинопорошка. При бурении данного интервала проходят сквозь слои вечной мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи этим требуется решать следующие задачи: укрепление стенок скважины, уменьшение растепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров- структурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора.

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

- предупреждение осыпей и обвалов отложений Березовской свиты;

- предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений сеномана;

- предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты;

- и 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 счёт выбуренной породы.

При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок и другие). Для снижения вязкости во всех интервалах бурения при необходимости буровой раствор обрабатывается НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9 в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода NaOH или гидроксид калия КОН для поддержания указанных значений рН.

При вскрытии продуктивного пласта необходимо использовать малоглинистый раствор “Порофлок” с кислорастворимым утяжелителем, обработанный полисахаридами и ПАВ-гидрофобизатором и понизителем поверхностного натяжения фильтрата. Этот раствор при оптимальных добавках реагентов и соответствующей очистке от выбуренной породы имеет низкую водоотдачу, тонкую корку, низкую пластическую вязкость, невысокие значения СНС и ДНС, низкое значение поверхностное натяжение фильтрата, вызывает гидрофобизацию стенок поровых каналов. КМЦ практически не оказывает закупоривающего эффекта. При плотности раствора 1100 кг/м3, низкой пластической вязкости и невысоких значениях СНС и ДНС будет обеспечена минимальная репрессия на продуктивные пласты от гидростатического давления столба раствора и гидродинамических импульсов давления. Все эти факторы должны способствовать минимизации загрязнения призабойной зоны пластов.

Глинистый раствор приготавливается через смесительное устройство БПР и гидромешалку с добавлением соответствующих реагентов. Очистка производится с помощью вибросит, гидроциклонных пескоотделителя и илоотделителя.

Раствор объемом 40 м3 готовится для каждой емкости отдельно путем растворения компонентов в воде и смешивания растворов компонентов в емкости хранения. Из этой емкости отбирается проба приготовленного раствора, определяются его свойства. Если они неудовлетворительны, то производится доработка раствора необходимым реагентом. В том случае, если раствор качественный по всем показателям, приступают к приготовлению раствора для второй емкости хранения и так далее до приготовления всего объема раствора.

4. Выбор и расчёт параметров промывочной жидкости по интервалам скважины в зависимости от геологических условий

Рассчитаем плотность бурового раствора в зависимости от значения пластового давления для каждого интервала. Из-за отсутствия замеренных значений пластового давления, будем определять его с помощью нормального градиента. Также производиться выбор основных параметров: водоотдачи (В), условной вязкости (Т), статического напряжения сдвига (СНС1/10), содержания песка, водородного показателя (рН).

Расчёт плотности бурового раствора производится по формуле:

(4.1)

где: - пластовое давление, МПа

- суммарное давление, МПа

- ускорение свободного падения, м/с2

- глубина залегания кровли пласта, м

(4.2)

где: - давление репрессии, МПа

- коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическому давлению столба воды при плотности воды 1000 кг/м3

- добавочная величина, учитывающая колебания гидростатического давления столба бурового раствора при СПО. При диаметре долота 215,9 мм - А=0,5 МПа; при >215,9 мм - А=0,3 МПа.

(4.3)

где: - плотность воды; .

Расчёт:

I интервал (0 - 695 м по вертикали):

МПа

кг/м3

Остальные параметры: Т=55-60 с, В=8-9 см3/30 мин, СНС1/10=15/35дПа, рН=7-8, песок 2 %, корка 1-2 мм.

II интервал (695 - 880 м):

МПа

кг/м3

Остальные параметры: Т=18-20 с, В=7-8 см3/30 мин, СНС1/10=8-10/12-15дПа, рН=7-8, песок 1 %, корка 1-2 мм.

III интервал (880 - 2595 м):

МПа

кг/м3

Остальные параметры: Т=22-25 с, В=5-7 см3/30 мин, СНС1/10=8-10/12-20дПа, рН=8-9, песок 1 %, корка 1 мм.

IV интервал (2595 - 2712 м):

МПа

кг/м3

Остальные параметры: Т=24-60 с, В=3-5 см3/30 мин, СНС1/10=5-12/10-35дПа, рН=8-9, песок 0,3-0,5 %, корка 1 мм.

5. Регулирование параметров промывочной жидкости - химическая обработка, утяжеление

В процессе бурения промывочная жидкость взаимодействует с разбуриваемыми породами, пластовыми водами, подвергается воздействию механических нагрузок, температуры, давления. Всё это приводит к ухудшению свойств промывочной жидкости, она теряет способность выполнять необходимые функции. Поэтому в процессе бурения требуется восстанавливать или поддерживать её необходимые свойства. Свойства промывочной жидкости регулируют: химической обработкой (путём введения специальных веществ, реагентов), физико-химическими методами (разбавление, концентрация, утяжеление, диспергация).

Различают первичную и вторичную химическую обработку промывочной жидкости. Первичная служит целью создать промывочную жидкость заданного качества. Такая обработка выполняется либо в процессе приготовления раствора, либо в процессе её циркуляции в скважине, когда необходимо изменить её качество. Вторичная обработка заключается в поддержании свойств жидкости, полученных при первичной обработке. Изменение её свойств в процессе бурения, определённое характером влияния на неё проходимых пород и рядом других факторов, может потребовать многократную вторичную обработку. Интервал, через который необходимо проводить дополнительную вторичную обработку, обусловлен интенсивностью изменения свойств промывочной жидкости.

При бурении под направление (0-50 м) применяем глинистый раствор, приготовленный из бентонита ПБМВ. Для снижения фильтратоотдачи и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается каустической содой и КМЦ-600.

Для бурения под направление необходимо 120 м3 бурового раствора. Необходимое количество реагентов для его приготовления: бентонит ПБМВ - 1365 кг; каустическая сода - 60 кг; КМЦ-600 - 120 кг, унифлок - 96кг.

При бурении под кондуктор (50-745 м) используется ранее приготовленный раствор. Для обработки бурового раствора применяют КМЦ-600, каустическая сода, унифлок, ФК-2000, КССБ.

Потребность реагентов и материалов на обработку бурового раствора при бурении кондуктора: бентонит ПБМВ - 9174 кг КМЦ-600 - 152,9 кг, каустическая сода - 76,5 кг, унифлок - 61,2 кг.

При разбуривании цементных стаканов в кондукторе, буровой раствор необходимо обработать кальцинированной содой (которая нейтрализует воздействие цемента на буровой раствор) в количестве 50 кг, наработкой с 1 т бентонита не менее 12 м3 раствора. Допускается применение взаимозаменяемых химреагентов, при условии сохранения проектных параметров бурового раствора.

Бурения под эксплуатационную колонну (745 - 2909 м) начинать на растворе, оставшемся после бурения кондуктора, переработанного через центрифугу и разбавленного технической водой. Для стабилизации ствола скважины и предотвращения гидрации глин раствор обработать НТФ. На гидромешалку 10 м3: НТФ 10 кг. Последующую обработку проводить комплексным реагентом КМЦ + НТФ или КМЦ + ГКЖ. В случае поглощения или потери глинистого раствора пополнение объёма следует производить малоглинистым раствором, приготовленным в глиномешалке из расчёта на 10 м3:

бентонит - 100-150 кг;

КМЦ -80-100 кг + ГКЖ - 30-40 л.

В качестве смазывающей добавки использовать реагент ФК-2000 до 0,5 % от объёма раствора.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-600, КМЦ-700, Ту1оsе. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6-55-40-90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов.

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

НТФ (ТУ 6-09-5283-80) - нитрилтриметилфосфоновая кислота предназначена для снижения вязкости, СНС, рН бурового раствора. Уменьшает наработку раствора в процессе бурения, регулирует водоотдачу раствора. Растворимость в воде хорошая, не горюч, не взрывоопасен, малотоксичен. Применяется в летнее время в виде разбавленного 1%-ного раствора, в зимнее время - в виде раствора в антифризе. Поставляется в виде порошка или в виде 30-40%-ного водного раствора в пресной воде (плотность 1190-1270 кг/м ) существующими транспортными средствами. В добыче нефти применяется в качестве ингибитора солеотложений.

Каустическая сода - гидроксид натрия (NаОН). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м3. Применяется для поддержания нужного значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг.

Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В нашей стране каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг.

Бикарбонат натрия (сода пищевая) NаНСОз - порошок белого цвета, плотность 2160 кг/см3 , хорошо растворим в воде, при 100°С полностью разлагается. Применяется главным образом для удаления из бурового раствора загрязнений кальция, особенно обусловленных цементом. Часто используется предварительная обработка бурового раствора бикарбонатом натрия в соотношении 0,7 кг/м3 перед тем, как разбуривать цемент. Поставляется в 5-слойных бумажных мешках по 50 кг. В нашей стране выпускается в соответствии с ТУ 2156-76.

ФК-2000 - экологически безопасная смазочная добавка на основе растительного подсолнечного масла по эффективности многофункционального воздействия на буровой раствор (значительное улучшение антиприхватных, смазочных и ингибирующих свойств, снижение коэффициента поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводород) соответствует лучшим зарубежным смазочным материалам. Смазочная добавка разработана специально для условий Западной Сибири при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По внешнему виду - жидкость, склонная к пастообразованию при низких температурах, от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом подсолнечного масла. Смазочная добавка упаковывается в металлические 200 л бочки. Эффективная добавка от 0,1 % до 0,5 %. Особенно эффективен совместно с графитом.

Графит - кристаллический порошок серебристого цвета, нерастворяющийся в воде. Порошок марок ГС-1, ГС-2, ГС-3, ГС-4, применяется совместно с ФК-2000 в количестве 1-2 %. Поставка в мешках массой 40 кг. Срок хранения не ограничен.

ГКЖ - кремнеорганическая гидрофобизирующая жидкость. Применяется для стабилизации фильтрации и структурно-реологических параметров бурового раствора в интервалах высоких забойных температур.

Унифлок - водорастворимый полимер акрилового ряда. Применяется как флокулянт и стабилизатор. Эффективен при бурении кондуктора.

КССБ - конденсированная сульфит-спиртовая барда. Является продуктом сульфат-спиртовой барды с формальдегидом и фенолом в кислой среде с последующей нейтрализацией каустиком до рН=6-7. Выпускается в виде порошка или в виде20-25% водного раствора. Применяется для уменьшения водоотдачи и вязкости пресных и слабоминерализированных промывочных жидкостей. Оптимальные добавки для пресных растворов составляют 1-5% на сухой продукт или 5-25% на жидкий. Для слабо минерализованных растворов требуемое количество реагента несколько возрастает, что приводит к образованию пены и необходимости применения пеногасителя. КССБ совместима с большинством солёностойких растворов, что значительно увеличивает диапазон действия обоих реагентов и снижает их расходы. Высокая стабилизация пресных буровых растворов при температурах до 185С достигается вводом КССБ4 (с хроматами). Для обработки промывочных жидкостей используется КССБ в виде 8-10%-го водного раствора.

6. Расчёт расхода промывочной жидкости, воды, глины, химических материалов, утяжелителя и других материалов на 1 м проходки и на 1 скважину

Определяем общий объём бурового раствора Q на 1м3:

(6.1)

где n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки с учётом скорости бурения (принимается средняя по скважине), диаметра долота и обработки раствора (необработанный или химически обработанный), м3/м;

L - интервал скважины, соответствующий данной норме, м.

Коммерческая скорость бурения 3861,5 м·ст/мес.

Исходные данные представим в виде таблицы (табл. 6.1)

Таблица 6.1 - Исходные данные

Интервал, м	Диаметр долота, мм	Нормы обработанного бурового раствора на 1 м проходки, м3/м
0-50	393,7	0,39
50-745	295,3	0,22
745-2909	215,9	0,12

Общий объём равен:

Вместимость приёмных емкостей 160 м3. Следовательно, всего 592,1 м3.

Интервал 0-50 м:

Норма расхода бурового раствора .

Норма расхода химических реагентов на 1 м3 раствора:

Бентонит ПБМВ - 70 кг/м3;

КМЦ-600 - 1 кг/м3;

Каустическая сода - 0,4 кг/м3

Унифлок - 0,5 кг/м3

Расход реагентов на 1 м проходки:

Бентонит ПБМВ - 0,39 · 70 = 27,3 кг/м;

КМЦ-600 - 0,39 · 1 = 0,39 кг/м;

Каустическая сода - 0,39 · 0,4 = 0,156 кг/м

Унифлок - 0,38 • 0,5 = 0,195 кг/м

Интервал 50-712 м:

Норма расхода бурового раствора .

Норма расхода химических реагентов на 1 м3 раствора:

Бентонит ПБМВ - 60 кг/м3;

КМЦ-600 - 1 кг/м3;

Каустическая сода - 0,5 кг/м3;

Унифлок - 0,4 кг/м3.

Расход реагентов на 1 м проходки:

Бентонит ПБМВ - 0,22 · 60 = 13,2 кг/м;

КМЦ-600 - 0,22 · 1 = 0,22 кг/м;

Каустическая сода - 0,22 · 0,5 = 0,11 кг/м;

Унифлок - 0,22 · 0,4 = 0,088 кг/м.

Интервал 712-2018 м:

Норма расхода бурового раствора .

Норма расхода химических реагентов на 1 м3 раствора:

Бентонит ПБМВ - 15 кг/м3;

КМЦ-600 - 5 кг/м3;

Унифлок - 0,8 кг/м3;

ФК-2000 - 6 кг/м3;

Мел МТД-2 - 25 кг/м3;

НТФ - 0,3 кг/м3;

ГКЖ - 3,5 кг/м3.

Расход реагентов на 1 м проходки:

Бентонит ПБМВ - 0,12 · 15 = 1,8 кг/м;

КМЦ-600 - 0,12 · 5 = 0,6 кг/м;

Унифлок - 0,12 · 0,8 = 0,096 кг/м;

ФК-2000 - 0,12 · 6 = 0,72 кг/м;

Мел МТД-2 - 0,12 · 25 = 3 кг/м;

НТФ - 0,12 · 0,3 = 0,036 кг/м;

ГКЖ - 0,12 · 3,5 = 0,42 кг/м.

Общий расход реагентов на 1 скважину:

Бентонит ПБМВ - 36074 кг

КМЦ-600 - 1740,8 кг;

Каустическая сода - 86,2 кг

Мел МТД-2 - 7842 кг;

Унифлок - 319,9 кг;

ФК-2000 - 1882 кг;

ГКЖ - 1097,8 кг;

НТФ - 94,1 кг.

7. Гидроциклонный сепаратор

Обычные илоотделители не применяют для очистки утяжеленных буровых растворов, так как, удаляя частицы шлама размером 25 мкм, они также удаляют из раствора практически весь барит с частицами размером более 16 мкм и часть барита с частицами меньшего размера. При очистке илоотделителем тяжелых растворов 95 % шлама будут составлять крупные частицы и одновременно будет теряться до 50 % барита. В последние годы для очистки утяжеленных буровых растворов применяются так называемые сепараторы (рис. 5.1), которые состоят из гидроциклонного илоотделителя 1, установленного над вибрирующей мелкоячеистой просеивающей сеткой 2. Утяжеленный буровой раствор, очищенный с помощью вибросита, подается центробежным насосом в батарею гидроциклонов, где он разделяется на утяжеленный и неутяжеленный. Неутяжеленный поток возвращается в циркуляционную систему, а утяжеленный через песковые насадки попадет на тонкоячеистое вибросито, где частицы шлама, которые крупнее частиц утяжелителя, сбрасываются в отвал, а остальная часть утяжеленного раствора просеивается через вибросито и, возвратившись в циркуляционную систему, соединяется с неутяжеленной частью раствора. В связи с тем, что поток утяжеленного раствора значительно меньше потока неутяжеленного, можно использовать в сепараторах мелкоячеистые вибрирующие сетки и таким образом значительно улучшить очистку утяжеленных буровых растворов.



Список литературы

1. Методическое пособие к курсовому проекту по курсу «Буровые промывочные жидкости» Л.В.Ермолаева.

2. Бурение нефтяных и газовых скважин 2-е издание переработанное и дополненное, Н.Г. Середа, Е.М.Соловьев. Москва «Недра» 1988.

3. Методические указания к выполнению курсового проекта «Бурение нефтяных и газовых скважин» Л.В. Ермолаева, Н.Ф. Побежимов, С.С. Андреев 1992 г.

4. Буровые растворы и крепление скважин Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Москва «Недра» 1975 г.

5. Справочник по буровым растворам Я.А. Рязанов. Москва «Недра» 1979 г.

6. Лекционные материалы.

Размещено на Allbest.ru

...