Определение оптимальной плотности раствора для бурения рапоносных пластов Ковыктинского газоконденсатного месторождения
Анализ превышения давления в скважине над пластовым на Ковыктинском газоконденсатном месторождении, где градиент пластового давления близок к градиенту гидроразрыва. Учет статической плотности бурового раствора и эквивалентной циркуляционной плотности.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | статья |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.08.2022 |
| Размер файла | 586,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
«Горно-нефтяной» Уфимский государственный нефтяной технический университет
Определение оптимальной плотности раствора для бурения рапоносных пластов ковыктинского гкм
Мулюков Р.А., доц. кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», канд. техн. Наук
Уфа Шаритдинов А. Ф., студент магистратуры
Маршев В.И.,
Сунцов В.А., студент 4 курс, факультет
Россия, г. Уфа
Аннотация
Рапопроявление, как и любые другие виды проявлений, возникает только в том случае, если пластового забойное давление выше давления в скважине. Однако так же необходимо учитывать превышение давления в скважине над пластовым, особенно в таких условиях залегания, как на Ковыктинском газоконденсатном месторождении (КГКМ), где градиент пластового давления близок к градиенту гидроразрыва. Поэтому важно учитывать не только статическую плотность бурового раствора, но и эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП).
Ключевые слова: Эквивалентная циркуляционная плотность, утяжеленный буровой раствор, соленасыщенный полимерный раствор, раствор на углеводородной основе, рапопроявление.
Annotation
Brine intrusion, like any other types of manifestations, occurs only if the formation bottomhole pressure is higher than the pressure in the well. However, it is also necessary to take into account the excess pressure in the well over the reservoir pressure, especially in such conditions of occurrence, as in the Kovykta gas condensate field, where the reservoir pressure gradient is close to the hydraulic fracturing gradient. Therefore, it is important to take into account not only the static density of the drilling fluid, but also the equivalent circulating density.
Key words: Equivalent circulating density, heavy drilling mud, salt-saturated polymer mud, hydrocarbon-based mud, brine intrusion.
Проблемы рапопроявлений при бурении являются весьма актуальными для территорий, с наличием соленосных пород.
Несмотря на все существующие методы борьбы с рапопроявлениями, лишь в некоторых случаях, когда дебиты рапы минимальны, удается довести скважину до проектной глубины.
В основном используют 2 способа борьбы с рапопроявлениями [1]: увеличение плотности раствора и разрядка рапопроявляющего горизонта.
На КГКМ рапоносные горизонты совпадают с интервалами АВПД (1600-2500) м. Наибольший коэффициент аномальности 1,92 встречается в христофоровском пласте. Соответственно, для их бурения в работе [2] были разработаны утяжеленные соленасыщенный полимерный буровой раствор и раствор на углеводородной основе (с плотностями р=1,95 г/см3 без учета ЭЦП). Из 14 приготовленных разносоставных растворов (6 составов РУО и 8 - соленасыщенный полимерный) оказались успешными и были отобраны 3 раствора на углеводородной основе (составы №8,9 и 10) и 3 полимерного раствора (составы №4,5 и 6), среди которых будет отобраны 2 вида раствора для расчёта ЭЦП в условиях КГКМ. Результаты исследований параметров данных разработанных растворов представлены в таблице 1.
Таблица 1. Результаты исследований параметров разработанных составов
|
РУО |
Полимерный |
||||||
|
Измеряемый параметр |
№8 |
№9 |
№10 |
№4 |
№5 |
№6 |
|
|
Плотность р, г/см3 |
|||||||
|
600 об/мин, град |
|||||||
|
300 об/мин, град |
|||||||
|
200 об/мин, град |
|||||||
|
100 об/мин, град |
|||||||
|
6 об/мин, град |
|||||||
|
3 об/мин, град |
|||||||
|
3 об/мин 10 сек, град |
|||||||
|
3 об/мин 10 мин, град |
|||||||
|
СНСюсек, Па |
|||||||
|
СНСюмин, Па |
|||||||
|
Пласт. вязкость, мПа-с |
|||||||
|
ДНС, Па |
|||||||
|
Суточный отстой, % |
1 |
<1 |
|||||
|
Стабильность, г/см3 |
0 |
0 |
|||||
|
Электростабильность, В |
>500 |
>500 |
>500 |
- |
- |
- |
|
|
Фильтрация, см3/30 мин |
|||||||
|
Коэф. трения корки |
Для моделирования условия бурения необходимо выбрать растворы с наименьшими напряжения сдвига. Из представленных в таблице 1 растворов, были определены напряжения сдвига с помощью моделя Хершеля-Балкли. По результатам исследования было выяснено, что наименьшие напряжения сдвига в полимерном растворе возникают в составе №6, а в РУО - в составе №10. Эти растворы были отобраны для дальнейших расчётов, чтобы смоделировать условия бурения в программах «Landmark» и «Бурсофт».
График совмещенных давлений представлен на рисунке 1. По графику видно, что проблемный интервал находится в промежутке (1600-2500) м. Именно для этого участка и будет смоделировано бурение.
После произведенных расчётов в программе «Бурсофт» оказалось, что для двух типов растворов одинаковой плотности (1,95 г/см3) и с одинаковыми исходными данными для расчета значения ЭЦП получаются различными из- за отличающихся реологических параметров. При прокачке раствора №6 ЭЦП (рисунок 2, А) будет немного выше - 1985 кг/м3, чем у раствора на углеводородной основе №10 - 1970 кг/м3 (рисунок 2, Б). Для сравнения расчеты были также выполнены в программном комплексе «Landmark». скважина газоконденсатный месторождение буровой
Рисунок 1. График совмещенных давлений
Рисунок 2. Результат расчета ЭЦП в программе «Бурсофтпроект»
растворов полимерного №6 (А) и на углеводородной основе №10 (Б)
Рисунок 3. Результат расчета ЭЦП в программе «Landmark» растворов полимерного №6 (А) и на углеводородной основе №10 (Б)
По результатам расчетов в программном комплексе «Landmark» оказалось, что оба раствора находятся в диапазоне безопасного бурения. Однако значения ЭЦП при одинаковых условиях отличаются из-за различных реологических параметров. Так, ЭЦП при бурении интервала (1600-2500) м на полимерном растворе №6 в среднем будет равна 2,1 г/см3, в то время как для РУО №6 составит в среднем 1,97 г/см3.
На основании полученных результатов, можно сделать вывод что для разработанного РУО №10 можно считать целесообразным (для снижения вероятности рапопроявлений) повысить плотность с 1,95 до 1,97 г/см3, чтобы ЭЦП приблизительно составила 2 г/см3, как при бурении на составе №6.
Для всех 6 удачных составов реологические параметры, в частности пластическая вязкость и ДНС, очень высокие (по сравнению с классическими буровыми растворами). Но это объясняется их структурой, которая была создана вязкой для удержания такого большого объема вводимого утяжелителя, чтобы обеспечить высокую плотность растворов. Принимая во внимание, что пороговое значение пластической вязкости составляет 100 мПа-с, которым руководствуются сегодня при бурении рапоносных интервалов на Ковыктинском ГКМ, следует отметить, что почти все составы не превысили данный показатель. Наименьшие реологические показатели получились у РУО №10, что делает его приоритетным для применения на производстве, поскольку при этом возникнут меньшие гидравлические потери при прокачке раствора по циркуляционной системе скважины.
Использованные источники
1. Семенякин, В.С. Распознание причин развития проявлений на ранней стадии их возникновения при бурении // Вестник АГТУ. - г. Астрахань. - 2004. - №4 (23). - С. 107-111.
2. Шаритдинов, А.Ф. Разработка утяжеленного раствора для бурения рапоносных пластов Ковыктинского ГКМ/ Шаритдинов А.Ф., Мулюков Р.А., Латыпов А.Д., Ишмеев А.К.// Аллея науки. - 2022. - №4 (67).
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
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 23.09.2012Сведения о районе работ, стратиграфия и литология, нефтегазоводоносность и пластовое давление. Выбор и расчет профиля скважин, а также определение критической плотности бурового раствора. Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины.
курсовая работа [182,7 K], добавлен 15.12.2014Совмещённый график изменения давлений пласта и гидроразрыва пород. Расчет диаметров обсадных колонн и долот, плотности бурового раствора, гидравлических потерь. Технологии предупреждения и ликвидации осложнений и аварий при бурении вертикальной скважины.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.01.2015Описания 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 11.01.2012Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения. Определение текущих дренируемых запасов газа и конденсата методом падения пластового давления. Анализ условий удельного выхода конденсата.
дипломная работа [5,9 M], добавлен 28.11.2013Анализ методов увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно-Еловом месторождении. Физико-географическая и экономическая характеристика района: стратиграфия месторождения, оценка продуктивных пластов, системы их разработки с поддержанием пластового давления.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 12.09.2014Принципы 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 12.03.2013Выбор 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 05.12.2014Общая характеристика и стратиграфия месторождения, его тектоника и нефтегазоносность. Анализ текущего состояния разработки, техника и технология добычи нефти и газа. Расчет технологических параметров закачки воды в системе поддержания пластового давления.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 02.05.2013Характеристика 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 15.12.2014Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Моделирование процесса гидроразрыва пласта на скважинах месторождения. Оценка технологического эффекта, получаемого от проведения гидроразрывов. Способы борьбы с выносом пластового песка и проппанта.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 27.02.2012Общие представления об уравнениях состояния. Уравнение состояния Кнудсена. Программы и методические указания для расчета плотности воды. Результаты расчета вертикального профиля плотности воды. Анализ изменения плотности воды с глубиной в разных широтах.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.12.2012Поглощение бурового раствора как осложнение в скважине. Факторы, влияющие на возникновение этого осложнения. Комплекс исследований зон поглощения, их обобщенная классификация. Методы и разработка технологий ликвидации поглощений бурового раствора.
реферат [121,2 K], добавлен 24.01.2012Гидрология и гидрохимия Бискайского залива. Неоднородность слоев воды. Определение глубины скачка плотности морской воды. Разрез по глубине для солености, для температуры, плотности по глубине. Глубина залегания слоя с максимальным градиентом плотности.
курсовая работа [974,1 K], добавлен 20.06.2012Оценка промышленного значения пластов. Принципиальная схема опробователя пласта типа ОПО. Приток пластового флюида из пласта в баллон. Схема компоновки испытателя пласта на трубах с опорой на забой. Определение пластового давления. Каротажные подъемники.
контрольная работа [2,5 M], добавлен 04.01.2009Общие сведения о Штокмановском газоконденсатном месторождении, история его открытия и газоносность. Геологические условия, акустическая и плотностная модели среды. Ориентировочный проект разработки данного месторождения, технические трудности освоения.
реферат [4,6 M], добавлен 26.11.2013Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.
курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012Циркуляционная система буровой установки, ее элементы, назначение и принцип действия. Оборудование для дегазации бурового раствора. Сепаратор и дегазатор: конструкция и принцип работы. Промысловая подготовка нефти. Схема сепаратора бурового раствора СРБ.
контрольная работа [2,3 M], добавлен 03.06.2012Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015
