Буровые расстворы

 
 

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Конструкция скважины

После пробуривания ствола скважины, ее крепят обсадными колоннами и цементацией.

Первая обсадная колонна, это направление. Она устанавливается  после забуривания на малую глубину и предохраняет устье скважины от размыва грунта циркулирующим буровым раствором.

Вторая обсадная колонна, это кондуктор, служит для  перекрытия неустойчивых верхних пород  и водоносных горизонтов.

Третья обсадная колонна – эксплуатационная колонна, основная колонна, предназначена для  эксплуатации продуктивных горизонтов.

Если перекрывается  некоторый интервал без выхода к устью скважины, называеться – хвостовиком.

1 колонна –  направление: диаметр – 324 мм, спускается на глубину 50 м,

2 колонна –  кондуктор: диаметр – 245 мм, спускается на глубину 1149 м

3 колонна –  эксплуатационная: диаметр – 102 мм, спускается на глубину 3210 – 3517 м

4 колонна –  хвостовик: диаметр – 324 мм, спускается на глубину 50 м

 

2.2. Выбор и обоснование вида промывочного раствора по интервалам скважины в зависимости от геологических условий 

 

  Направление 0 – 50 м

  Бурение начато на глинистом растворе. Параметры раствора при бурении: Р=1,16 г/, Т=60 с, В=8 /30мин. Верхняя часть разреза скважины обычно представлена слабосцементированными песками, глинами и песчаниками. Для бурения этих отложений требуется достаточно вязкий бентонитовый раствор с умеренной водоотдачей. Такой раствор в отложениях неустойчивых песков формирует стабилизирующую эти породы фильтрационную корку. Разбуриваемые глины и суглинки частично переходят в раствор, вызывая повышение вязкости и СНС, которые легко снижаются до нужных значений разбавлением водой. Важной особенностью при выполнении этой работы является качество бентонита, применяемого для приготовления раствора

 Кондуктор 50 – 1149 м

 Для бурения  под кондуктор применяется глинистый раствор, что и при бурении направления. Параметры раствора при бурении: Р=1,16 г/, Т=60 с, В=8 /30мин.

 Транспортная  колонна 1149 – 3240 м

Для бурения  этого интервала применяются полимерный глинистый раствор. Отличаться простотой приготовления, низкой стоимостью, малой чувствительностью к разбуриваемым породам и совместимостью с другими дополнительными реагентами (разжижители, смазывающие добавки). Особых свойств к буровому раствору не применяеться. Параметры раствора при бурении: Р=1,14 г/, Т=45 с, В=6 /30мин.

 Транспортная  колонна (хвостовик) 3240 – 3517 м

 Для бурения  применяют биополимерный хлоркалиевый буровой раствор облегченный алюмосиликатными микросферами для вскрытия продуктивных пластов в горизонтальном участке скважины. Параметры раствора при бурении: Р=1,08 г/, Т=60 с, В=5 /30мин. Пониженная плотность применяется для достижения минимальной репрессии на пласт. 

1. Обоснование параметров и расчет плотности промывочного раствора по интервалам бурения скважины.

 

Находим плотность  промывочной жидкости, исходя из условия  создания необходимого противодавления  на слабый пласт, [кг/м³].

В интервале 50 – 1149 м наибольшее давление 10.36 МПа, на истинной глубине (по вертикали) 1090, исходя из этого находим:

= = 970 кг/м³, с учетом резерва в 5%  ρ=1.05∙ 970=1019

В интервале 1149 – 3240 м и 3240 – 3517 м по вертикале на глубине 2840 м пластовое давление составляет 27 МПа

= = 969 кг/м³, с учетом резерва в 5%  ρ=1.05∙ 969=1018

Проверяем значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта, [кг/м³]

 

Параметры бурового раствора: глинистого – 1) плотность Р=1,16 г/, 2) условная вязкость Т=60с, 3) водоотдача за 30 минут В=8, 4) статическое напряжение сдвига за 1 мин. покоя раствора СНС=30дПа, 5) статическое напряжение сдвига за 10 мин. покоя раствора СНС=40дПа, 6) содержание песка 3%, 7) рН=7–8.

Разбуривание верхних неустойчивых породпредпологает более плотный бур раствор, что исключает обвал стенок скважины, для укрепления стенок скважины нужен раствор, который фильтруясь, укрепляет стенки скважины глинистой коркой, верхний интервал буриться роторным способом, количества песка 3%, СНС в пределах заданного удерживает выбуренные породы.

Полимер-глинисто-карбонатный: 1) плотность Р=1,14 г/, 2) условная вязкость Т=45с, 3) водоотдача за 30 минут В=6, 4) статическое напряжение сдвига за 1 мин. покоя раствора СНС=20дПа, 5) статическое напряжение сдвига за 10 мин. покоя раствора СНС=30дПа, 6) содержание песка 0.5%, 7) рН=8–10.

Плотность и  вязкость ниже глинистого раствора за счет применения раствора на основе полимеров, водоотдача у полимерного раствора понижеться за счет уменьшения свободной воды в дисперсионной среде, на глубинах более 1000м горные породы имеют более высокие сцементированность, они более устойчивые, важность образование глинистой корки за счет фильтрации уменьшается. Содержания песка уменьшают, приводит к износу оборудования, утяжелению раствора. СНС ниже глинистого раствора, за счет уменьшения % соотношения песка и содержания твердой фазы, полимерный раствор способен удерживать выбуренную породу, рН повысилась из-за применения дополнительных реагентов для приготовления данного раствора.

биополимерный хлоркалиевый буровой раствор: 1) плотность Р=1,08 г/, 2) условная вязкость Т=60с, 3) водоотдача за 30 минут В=5, 4) статическое напряжение сдвига за 1 мин. покоя раствора СНС=40дПа, 5) статическое напряжение сдвига за 10 мин. покоя раствора СНС=80дПа, 6) содержание песка 0.5%, 7) рН=10–11.

Плотность максимально  снизили для создания наименьшей депрессии на пласт, водоотдача также  снижается, для уменьшения проникновения  воды и оттеснения нефти в продуктивном пласте, в связи с этим повышаются значения реологических свойств. Более вязкий раствор и с высокими показателями СНС эффективнее удаляет шлам с забоя и лучше удерживает его во взвешенном состоянии, что уменьшает прихваты в горизонтальном участке скважины. 

2. Регулирование параметров промывочной  жидкости: химическая обработка, утяжеление по интервалам скважины.

 

 В интервале  бурения направление 0 – 50 м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, КМЦ, унифлок, смазывающая добавка, сода каустическая. 

 В интервале  бурения кондуктора 50 – 1149 м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, КМЦ, унифлок, сода каустическая, смазывающая добавка, графит. 

 В интервале  бурения транспортного ствола 1149 – 2850м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, ПАЦ – В (ПАЦ – Н), КМЦ, унифлок, ГКЖ, сода каустическая, смазывающая добавка, пеногаситель, карбонат кальция. 

 В интервале  бурения транспортного ствола 2850 – 3240м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, биополимер, ПАЦ – В (ПАЦ – Н), КМЦ, унифлок, ГКЖ, сода каустическая, сода кальцинированная, смазывающая добавка, графит, бактерицид, пеногаситель, карбонат кальция. 

 В интервале  бурения горизонтального участка (хвостовик) 3240 – 3517м в состав бурового раствора входит:

 Хлористый кальций, сода каустическая, биополимер, ПАЦ  – В, ПАЦ – Н, ИКР, бактерицид, смазывающая добавка, графит, карбонат кальция, пеногаситель. 

 Бентонит – основа промывочной жидкости, изготовлена на основе глин группы монтмориллонита, эта группа глин имеет слабые связи между слоями, и его кристаллическая решетка может сильно набухать при проникновении молекул воды между кристаллами. При этом давление набухания настолько велико, что частицы глины разделяются на мелкие агрегаты и даже отдельные единичные слои, увеличиваясь в объеме в 8-14 раз. В связи с этим многократно увеличивается удельная поверхность частиц, что значительно повышает их коллоидную активность. 

КМЦ (Карбоксиметилцеллюлоза) – используется для снижения водоотдачи, по увелечению вязкости пресных растворов и снижение в минерализованных. КМЦ представляет собой натриевую соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты, получаемой при взаимодействии щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой или монохлорацетатом натрия. Выпускается в виде нетоксичного порошка или волокон белого, или кремового цвета с насыпной массой 600-800 кг/м³, истинной плотностью 1700 кг/м³.  КМЦ относительно медленно растворяется в холодной воде и значительно быстрее при добавке 1% сульфонола от массы КМЦ. При этом КМЦ в воде набухает за счет иммобилизованной воды из раствора с образованием полиминеральной коагуляционно-тиксотропной структуры с изменением структурно-механических свойств.