25239 (Расчет промывочной жидкости для бурения скважины), страница 3

Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров

Интервал 1 и 2 . (0 - 200 м), (200-600)

Породы сложены чередованием глин, песков с галькой. Поглощение к=10, обвалы.

Глина и песок. Набухание осыпи поглощение.

Для обеспечения бурения в данном интервале предусматриваем применение полимерглинистого раствора.

В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент - модификация гипана (к - 4), который позволяет при концентрации 0,4 - 0,5% снизить водоотдачу до Фзо ~ 4-6 см³ и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерглинистой корки закрепить песчаногалечные отложения.

Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 0,5 - 0,7 %.

Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся П.АА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперс-ную фракцию выбуренной породы .

Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывается известью в количестве 0,3% т.к. известь является источником катионов Са и процесс взаимодействия Са '' с горной породой сопровождается образованием кондексационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины. Для получения такой структуры в раствор вводятся лигносульфона-ты: ССБ - 3%, ОССБ - 1%. Выше перечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем и создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы. Наряду с этими свойствами разжижители способны снижать водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки. Возможно поглощение (к = 10). бурении в таких породах промывочная жидкость должна обладать улучшенными реологическими свойствами для исключения ее ухода в трещины. Кроме того, целесообразно при бурении таких пород вводить в состав жидкости наполнитель в виде целлофановой крошки для снижения интенсивности поглощения в сочетании с улучшенными реологическими свойствами.За счет полимерного реагента - ГПАА и целлофановой крошки. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты:

1. Модификация гипана (к-4) - 0,1%

2. Известь Са(ОН)₂ - 0,3%

3. Каустическая сода NaOH - 0,3%

4. Полиакриламид - ГПАА - 0,5%

5. КМЦ-350-0,7%

Целлофановая крошка -6-8%, целлофан пластинчатый. Размер хлопьев 13-19 мм

Технологические параметры глинистого полимерного раствора [1].

р - плотность - 1,08 г/см³.

Т - условная вязкость - 30 - 40 с.

Фзо - показатель фильтрации - 5 - 8 см за 30 мин.

Ɵ₁иƟ₁₀ - статическое напряжение сдвига - 30 дПа и 60 дПа.

Реологические параметры [3].

µ _n - пластическая вязкость - 0,006 Па-с.

τ₀- динамическое напряжение сдвига - 2,0 Па.

µ _э - эффективная вязкость

µ _э = 0,006 + 2/6 = 0,34 Па-с.

рН - показатель щелочности - 8,0 - 8,5.

Интервал 3. (от 600 до 1100)

Предусматриваем применение раствора того же что и в слое 1,2.

Чередование песка с галькой, глина песчанистая – обвалы, осыпи

При бурении в интервале 600 - 1100 дополнительно предусматриваем, что примерно с глубины 900 м. для исключения обвалов будем вводить баритовый утяжелитель. Барит BaSO₄ минерал белого цветар = 4,48 г/см³. Используем баритовый концентрат КБ - 1 [4]. Доведем плотность раствора при бурении в интервале 900 - 1100 м до 1,4 г/см³ при этом необходимо вести 600 - 700 кг утяжелителя на 1 м³ раствора при плотности баритового концентрата 4,2 г/см . Таким образом, в этом интервале плотность раствора составляет/) = 1,4 г/см , а другие технологические параметры остаются без изменения.

Интервал 4,5, 6 и 7. (1100 – 1500 , 1500 - 1820 , 1820-2040м и 2040-2250м)

Доломит, мергель, возможна коагуляция раствора.

Песчаники и аргиллиты.

Песчаник с песком,доломит.

Песчаник, аргелит, глина с галькой.

При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Са^ и Mg⁺⁺, поступающих из перебуриваемых доломитов и мергелей. Кроме того, глинистые включения в мергелях будет способствовать обогащению раствора глинистыми породами, что будет приводить к его загущению. Исходя из этого, необходимо катионы Са⁺² и Mg⁺² связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na₂CO3- Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного запущения раствора и снизит водоотдачу, затем СаСЬ, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам [1].

Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.

Бентонит - 30 - 50 кг/м³.

УЩР-20-30кг/м³.

ССБ -15 -25 кг/м³.

NaCOs-1,0-1,5 кг/м³.

СаС1₂ - 0,5 ~ 0,9 кг/м³.

Вода - остальное.

Параметры раствора:

р = 1,06 г/см³.

Т - 20 - 60 с.

Ɵ₁иƟ₁₀= 30дГТаи80дПа.

Фзо = 4-8 см³ за 30 мин.

µ _n = 0,006 Па-с.

τ₀= 2,0 Па.

µ _э = 0,34 Па-с.

рН = 8,5-9.

Интервал 8 и9. (2250 – 2530 и 2530-2550 м)

известняк. Нефтепроявления.

Главные требования к промывочной жидкости:

- соответствие состава раствора и пластовых флюидов

- равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Выбираем ИБР - известковобитумный раствор (безводный РУО) Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи.

ρ_р = к_а к_б ρ_в

где к_а - коэффициент стомальности

к_б - коэффициент безопасности = 1,05 ÷ 1,1

р_в - плотность пресной воды:

к_а = = = 0,89 г/см³,

где: 0,01 - коэффициент, уравнивающий размерности: при g = 9,81 м/с , рв в

г/см³, и z в м.

Тогда

р_р = 0,89*1,08*1 = 0,96 г/см³

Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности р_р = 0,96 г/см.

Состав исходного (до аэрирования) ИБР (кг на 1 м³ раствора): [3]:

Дизельное топливо ДЛ-563.

Битум с температурой размягчения 120-155°С - 155.

Известь негашеная (СаО) - 310.

Сульфонал, НП-3 или НГТ-1 - 12.

Вода-60.

Технологические параметры ИБР [1]: р = 1,12 г/см³.

Т = 35-40с.

Фзо = 0.

Ɵ₁иƟ₁₀= 5 дПа и 15 дПа.

µ _n = 17 мПа-с.

τ₀=1,4 Па.

µ _э = 17 мПа-с.

к = 0.

ИБР с исходной плотностью 1,12 г/см³ подвергается аэрированию до получения плотности его в пределах 0,96 г/см³.

Интервал 9. (2250 - 2550 м)

Для добуривания скважины до проектной глубины исп-ем также ИБР, что и для пер-я интервала нефтепроявлений. Этот раствор аэрированию не подвергается.

Расчёты связанные с приготовлением промывочных жидкостей

1) Определяем объём бурового раствора для бурения под направляющую колонну

Где: - Исходный объем бурового раствора.

- запасной объем.

Где: - диаметр долота под направляющую.

l — Длина интервала скважины под направляющую.

Где: - норма расхода бурового раствора.

Тогда:

2) Определение дополнительного объема бурового раствора для бурения под кондуктор

Где: - количество бурового раствора для увеличения запасного объема.

Где: - Запасной объем раствора для бурения под направляющую обсадную колонну.

- Запасной объем для бурения под кондуктор.

Определим объем раствора необходимый для заполнения промежутка от устья до конца направляющей колонны.

Проверяем условие:

<

Следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину

Найдём объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор.

Следовательно для бурения потребуется следующее количество бурового раствора:

3) Определяем дополнительный объем бурового раствора для бурения под промежуточную обсадную колонну

Количество бурового раствора для увеличения запасного объема при бурении под промежуточную колонну составляет:

Аналогично расчётам для кондуктора:

=

Проверяем условие:

<

Следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину

Найдём объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор.

Следовательно для бурения потребуется следующее количество бурового раствора:

4) Определяем объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну

Определяем объем бурового, раствора, необходимый для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну.

При этом отметим следующее: в соответствии с принятой конструкцией скважины эксплуатационная обсадная колонна будет опущена до глубины 2550 м, перекрыв продуктивный углеводородный коллектор в интервале 2250-2530 м. В этом случае буровой раствор, который использовался для бурения в интервале скважины под промежуточную колонну будет применяться для бурения в интервале скважины под эксплуатационную колонну до кровли продуктивного горизонта, залегающей на глубине 2250 м.

Необходимый объем бурового раствора для механического бурения скважины до кровли продуктивной залежи.

Следовательно дополнительный объем раствора будет равен:

5) Определяем количество бурового раствора для бурения скважины во всех интервалах до кровли продуктивной залежи.

6) Определяем количество бурового раствора, потребного для первичного вскрытия продуктивной залежи и добуривания скважины до проектной глубины 2550 м.

Где: - Исходный объем бурового раствора.

- запасной объем.

Где: - глубина расположения кровли продуктивной залежи.

Тогда:

После достижения проектной глубины 2550 м., в скважину опускается эксплуатационная колонна той же длины с последующим вторичным вскрытием продуктивной залежи.

7) Определяем массу глины для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения всей скважины.

8) Определение необходимого количества воды для бурения скважины.

.

9) Определяем средний расход глины на бурение 1 метра скважины:

.

10) Определяем средний расход воды на бурения 1 метра скважины:

.

Расчёт количества химических реагентов для обработки бурового раствора

1. Определим количество реагентов для бурения под направляющую.

Для гипана:

.

-

Список используемой литературы

1. Методическое пособие «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» Н.В. Соловьев. Москва 2006 г.

2. Практическое руководство по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» Н.В. Соловьев, А.А. Анненков, Соловьев Е.Н.

3. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, А.Г. Мессер, Н.В. Соловьев.

4. Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Л.М. Ивачев.

5. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер Л.Г., Соловьев II.В. «Практическое руководство по технологии бурения скиажим щ\ жидкие и газообразные полезные ископаемые». Недра, М., 2001 г.

6. Дудля Ы.А., Третьяк А.Я. «I IpOMi.moMni.ic жидкости в бурении». Ростов Н/Дону, 2009 г.

7. Соловьёв Н.В. Методические рекомендации по составлению курсового проекта «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» по дисциплине «Очистные агенты и тампо-нажные смеси» М., РГТРУ, 2006 г.

8. Рязанов ЯЛ. «Справочник по буровым растворам» Недра, М., 1986 г.

9. Калинин А.Г. «Бурение нефтяных и газовых скважин» ЦентрЛитНефте-газ, М., 2008 г.

10. Соловьёв Н.В. и др. «Бурение разведочных скважин» Высшая школа, М., 2007 г.

Ивачёв Л.М. «Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин» Справочное пособие. Недра, М., 1989 г.

34