Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения

Автор: Пользователь скрыл имя, 14 Февраля 2013 в 16:36, курсовая работа

Описание работы

Процесс промывки при современных глубинах и достигнутом уровне техники и технологии бурения является одним из важнейших в общем цикле строительства скважин. Технология промывки и качество буровых растворов оказывают существенное, порой и решающее влияние на эффективность разрушения горных пород долотом, характер и интенсивность проявления различного рода осложнений аварий. Многолетний опыт бурения показывает, что основным профилактическим средством предотвращения поглощений, прихватов инструмента и приборов, от осыпей и обвалов, нефтегазоводо проявлений в скважинах является соответствующий выбор состава и свойства бурового раствора, режима промывки.

Содержание

Введение

3

1 Исходные данные

4

1.1 Стратиграфия и литология

4

1.2 Водонефтегазоносность, пластовые давления и температуры

4

1.3 Возможные осложнения по разрезу скважины

4

1.4 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

12

2. Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения

15

2.1. Применяемые промывочные жидкости

15

2.1.1.Обоснование рецептур растворов по интервалам бурения

2.1.2 Бурение под кондуктор

15

16

2.1.3 Бурение под эксплуатационную колону

17

2.2. Обоснование параметров бурового раствора выбранного типа

17

3. Уточнение рецептур буровых растворов

18

3.1. Постановка задачи

18

3.2. Разработка матрицы планированного эксперимента

19

3.3 Результаты опытов и их обработка. Заключение

20

4. Определение потребного количества расходов, расхода компонентов по интервалам бурения

21

5. Приготовление буровых растворов

26

5.1. Технология приготовления бурового раствора

26

5.2. Выбор оборудования для приготовления растворов

26

6. Управление свойствами буровых растворов в процессе бурения скважин

27

6.1. Контроль параметров буровых растворов

28

6.2. Технология и средства очистки БПЖ

29

7. Мероприятия по экологической безопасности

применения растворов

31

7.1 Природоохранные мероприятия при строительстве скважины

33

7.2 Сбор, утилизация и захоронение отходов строительства скважин

34

8. Список использованной литературы

36

Скачать полностью (99.27 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Работа содержит 1 файл

бтр2.doc

— 443.00 Кб (Скачать)

Таблица 6-Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по стволу, м		Максимальная интенсивность поглощения, м³/ч	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Q-P_3/2	0	1150	До 5,0	Отклонение параметров бурового раствора от проектных

Таблица 7 -Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по стволу, м		Устойчивость пород от вскрытия до начала осложнения, сут.	Интенсивность осыпей и обвалов	Проработка в интервале из-за этого осложнения		Условия возникновения
Индекс стратиграфического подразделения	от (верх)	до (низ)	Устойчивость пород от вскрытия до начала осложнения, сут.	Интенсивность осыпей и обвалов	мощность, м	скорость, м/час	Условия возникновения
Q-P_3/2	0	1150	3	интенсивные	450	100-120	нарушение технологии бурения
P_3/2-К₂	1150	1950	3	слабые		-	нарушение технологии бурения

Таблица 8 -Прочие возможные осложнения

Интервал по стволу, м		Вид (название осложнения)	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
от (верх)	до (низ)
1150	1950	Водопроявления, разжижение глинистого раствора	Нарушение режима промывки скважин, разбавление агрессивными пластовыми водами

Таблица 9-Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал по стволу, м		Вид проявляемого флюида	Длина ствола газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении, г/см³	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
К₂-К₁	1150	1950	Вода	-	-	Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента
К₁(АС10-12)	2250	2880	Нефть	-	0,866

1 – плотность смеси равна плотности нефти в пластовых условиях
1.4. Обоснование комплекса геофизических иccледований в скважине

С целью всестороннего освещения разреза (выделение пластов -коллекторов и покрышек, определение нефтеносных пластов и их коллекторских свойств, кавернозности и других параметров) в скважинах производится комплекс геофизических исследований. Необходимый перечень геофизических исследований представлен в таблице 10.

Таблица 10 -Геофизические исследования и работы в скважине

Вид исследования	Масштаб записи	Интервалы исследования, м
1	2	3
1 . Исследования перед спуском кондуктора
2. Исследования перед спуском эксплуатационной колонны
Стандартный каротаж + ПС	1:200	2320-2880
БКЗ {5 зондов и резистив.)	1:200	2320-2880
Индукционный каротаж	1:200	2320-2880
Боковой каротаж	1:200	2320-2880
KB + профилеметрия	1:200	2320-2880
Микрозонды	1:200	2320-2880
Микробоковой каротаж	1:200	2320-2880

Продолжение таблицы 10

1	2		3
3. Исследования в обсаженном стволе
В кондукторе
Цементометрия		1:500	0-690
В эксплуатационной колонне
Гамма- каротаж		1:200	2320-2880
Гамма-каротаж		1:500	0-2320
КНК		1:200	2320-2880
КНК		1:500	0-2320
АКЦ (USBA)		1:200	2320-2880
АКЦ (USBA)		1:500	0-2320
СГДТ		1:200	2320-2880
СГДТ		1:500	0-2320
Локация муфт		1:200	2320-2880

Инклинометрия проводится прибором ИОН-1 (непрерывная запись по всему стволу скважины). Контрольные замеры на глубине 90 м, 1100 м, 1300 м, 1500 м, 1700 м, 1900 м, 2100 м, 2300 м, 2500 м, 2800 м и при ОК.

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды.

Микробоковой каротаж - для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора.

Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия - используется для определения истинного диаметра скважины, определения затрубного пространства, определения участков пакерования.

Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве.

Гамма - гамма цементометрия показывает степень замещения бурового раствора цементным раствором, характер заполнения кольцевого пространства.

АКЦ - показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.

1 2

2. Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения
2.1. Применяемые промывочные жидкости
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них – обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Таблица 11 - Параметры промывочной жидкости взяты из ГТН

Качество глинистого раствора	кондуктор	Эксп. колонна	Эксп. колонна (вскрытие)
Плотность, г/см³	1,16-1,18	1,11-1.14	1,19
Вязкость, сек	30-35	23-25	25-27
ПФ, см3/30 мин	6-8	6-7	4-5
СНС, мгс/см²	15-20/25-35	2-5/15-20	3-5/20-25

2.1.1 Обоснование рецептур растворов по интервалам бурения
Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном растворе. При бурении под направление для снижения ПФ и увеличении вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержание низкой температуры, образование прочной фильтрационной корки, создание высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, КССБ.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема- это сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Для поддержания необходимых значений показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ и КССБ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется карбонат натрия или гидроксид натрия для поддержания указанных регламентных рН.
2.1.2 Бурение под кондуктор
=1,16-1,18 г/смrПри бурении под кондуктор используется основной исходный раствор – глинистый буровой раствор приготовленный из глинопорошка или готовый раствор, поработанный на предыдущих скважинах. Данный тип раствора вполне приемлем для бурения данной площади. Еслм в процессе бурения корректно регулировать свойства(³, УВ=30-35 с, ПФ=6-8 см³/30 мин, СНС=25-35(15-20) дПА, pH=8-9)

Регулирование фильтрационных характеристик глинистого раствора производится производиться карбоксилметилцелюллозой марки КМЦ-600.

Расход на обработку глинистого раствора составляет 0,1-0,8 % КМЦ-600. Ввод готового раствора КМЦ производится во время циркуляции глинистого раствора через всасывающую линию буровых насосов. Для этого глиномешалка устанавливается на приемную емкость буровых насосов.
2.1.3. Бурение под эксплуатационную колону
При бурении под эксплуатационную колону на интервале 700-2400м, используется глинистый раствор.

В интервале 2400-2880 м (при вскрытии продуктивного пласта),следует перейти на ингибированный раствор, так как в интервале предположительно может наблюдаться сужение ствола скважины вследсвие разбухания глин. Для приготовления бурового раствора используются: Бентонитовый глинопорошок, Na₂CO₃, NaOH, КМЦ-600, полигликоль, КССБ, барит.

Таблица 12 - Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м		Удельный вес, 10⁴Н/см³	СНС₁₀дПа	СНС₁дПа	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см³/30 мин	рН
от	до	Удельный вес, 10⁴Н/см³	СНС₁₀дПа	СНС₁дПа	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см³/30 мин	рН
0	700	1,16-1,18	25-35	15-20	30-35	6-8	8-9
700	2400	1,14-1,18	10-15	5-10	23-25	4-6	7-8
2400	2880	1,12-1,14	10-15	5-10	25-27	4-6	7-8

2.2. Обоснование параметров бурового раствора выбранного типа
При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремится к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения. Для повышения скоростей бурения плотность, вязкость, содержание твердой фазы, должно быть минимальным, а показатель фильтрации ограничивается лишь при разбуриваний интервалов залегания неустойчивых пород и продуктивных пластов. В этих случаях показатель фильтрации не превышает 10 см³за 30 мин измерения проводятся на приборе ВМ-6.

В связи с опасностью проявления строго нормируется плотность раствора, остальные параметры проектируются исходя из имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения.
3. Уточнение рецептур буровых растворов

3.1. Постановка задачи

Объектом исследования является интервал бурения под эксплуатационную колонну 2400-2880м.

Необходимость уточнения рецептуры бурового раствора связано с отсутствием данных по показателям качества компонентов на период его приготовления. Связь между регулируемым параметром раствора и содержаниием реагента анализируется с помощью вероятностных методов, т.к. зависимость конкретных значений выходного показателя от переменной величины X (содержание компонента) имеет случайный вероятностный характер. По существу, задача сводится к установлению влияния химических реагентов на основные параметры выбранной модели бурового раствора.

Планирование эксперимента – процедура выбора числа и условий проведения опытов, необходимых для решения постановленной задачи. В нашем случае проводится эксперимент на трех уровнях при k-значениях факторов, и при этом в процессе эксперимента осуществляются все возможные комбинации из k-факторов. Такая постановка опытов называется полнофакторным экспериментом.

Требуется уточнить рецептуру бурового раствора по эксплуатационную колонну. Для этого исследуем влияние трех химических реагентов: Полигликоль, КМЦ, КССБ.
3.2. Разработка матрицы планируемого эксперимента
При планировании эксперимента и анализе его результатов необходимо для каждого фактора выбрать основной уровень и интервал варьирования.

Основной уровень рассчитывается по формуле:

(1)

По следующей формуле (2) рассчитывается интервал варьирования

(2)

Установим границы изменения концентрации ( ) реагентов, (нижний уровень- минимальная концентрация, обозначается -1; верхний уровень- максимальная концентрация, обозначается +1). После выбора параметров оптимизации, факторов и уровней их варьирования производим кодирование факторов.

Таблица 13 - Значения варьируемых факторов

Информация о работе Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения