Автор: Пользователь скрыл имя, 11 Февраля 2013 в 17:43, курсовая работа
Цель данной курсовой работы заключается в том, чтобы в зависимости от геологических, промысловых и технологических условий выбрать промывочную жидкость, ее состав и свойства. Роль промывочной жидкости в бурении скважин сводится к обеспечению оптимальных условий промывки, очистки забоя от шлама, вынос шлама из заколонного пространства на поверхность и улучшение работы долот и бурильного инструмента.
Введение…………………………………………………………………4
1. Инженерно-геологическая информация………………………..5
1.1. Литология и стратиграфия…………………………………....5
1.2. Термобарические условия по разрезу скважины…………….9
1.3. Возможные осложнения по разрезу скважины………………10
1.4. Конструкция скважины, характеристика пород по интервалам……………………………………………………...11
1.5. Требования к буровым растворам……………………………..12
2. Состав и свойства буровых растворов по интервалам бурения..16
2.1. Расчет плотности……………………………………………….16
2.2. Обоснование состава буровых растворов……………………..20
2.3. Обоснование реологических свойств бурового раствора……30
2.4. Расчет и обоснование структурно-механических характеристик…………………………………………………...32
2.5. Обоснование фильтрационных характеристик и рН…………42
2.6. Контроль качества бурового раствора………………………....43
3. Расчет материалов и химических реагентов……………………..44
3.1. Расчет объемов буровых растворов……………………………44
3.2. Расчет материалов………………………………………………47
3.3. Расчет химических реагентов………………………………….48
4. Спец. вопрос. Буровые растворы на углеводородной основе….51
Список литературы……………………………………………………...56
2161 – 2252 м известняки плотные, крепкие с прослоями глин.
2252 – 2464 м доломиты органогенные, участками кавернозные, ангидриты, известняки органогенные, плотные, неравномерно доломитизированные и глинистые.
В отличие от предыдущего интервала, данный участок более устойчив. Возможны подваливание глинистых пород, кавернообразование. Сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников. В интервале 2008 – 2470 м частичное поглощение бурового раствора, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва горных пород, нарушениями стратиграфического и динамического равновесия системы скважины.
Анализируя геологические условия и конструкцию скважины, можно сделать вывод о необходимости предотвратить поглощение бурового раствора, понижением его плотности до определенного уровня. Буровой раствор должен обеспечивать устойчивость стенок скважины за счет предотвращения набухание и предупреждать переход в буровой раствор глинистых пород, в основном представленных монтмориллонитами. Кроме того, необходимо предусмотреть пониженные показатели фильтрации, повышенную смазывающую способность для предотвращения образования сальников.
Возможно использование бурового раствора системы BOREMAX или полигликолевый полимерный раствор со смазывающими добавками.
Интервал 2464 – 4022 м
Интервал бурения под эксплуатационную колонну 178 мм.
Краткое геологическое описание.
2464 – 3422 м известняк глинистый переходящий в глины.
3422 – 3737 м известняки битуминозные с прослоями битуминозных мергелей, аргиллиты.
3737 – 3823 м глины аргиллитоподобные,
битуминозные, известковистые с
прослоями известняков и
3823 – 3900 м переслаивание глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов.
3900 – 4082 м кварцевые нефтенасыщенные песчаники с прослоями алевролита, углефицированной глины.
В интервале 2522 – 3189 м частичное поглощение бурового раствора интенсивностью до 3 м3/час, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва горных пород, подваливание глинистых пород, сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников, возможны нефтепроявления в нижнем интервале.
На данном интервале производиться набор зенитного угла скважины, раствор должен иметь хороший смазывающий эффект для предотвращения прихвата бурильного инструмента. Не загрязнять продуктивные пласты. Укрепление стенок скважины и предотвращение обвала глинистых пород.
Возможно использование раствора на углеводородной основе в виде обратной эмульсии на основе минерального масла ENVIROMUL или малоглинистый ингибирующий буровой раствор. Но для него нужна тонкая очистка с использование илоотделителей и центрифуг.
Интервал 4022 – 4541 м.
Интервал бурения под хвостовик 127 мм.
Краткое геологическое описание.
4022 – 4541 м нефтенасыщенные
песчаники с прослоями
В интервале 4099 – 4541 м отмечается поглощение бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, при снижении плотности бурового раствора возможны нефтегазопроявления.
На данном интервале производиться бурение скважины в продуктивном пласте при зенитном угле равным 90°, раствор должен иметь хороший смазывающий эффект для предотвращения прихвата бурильного инструмента. Не загрязнять продуктивные пласты. Укрепление стенок скважины и предотвращение обвала глинистых пород.
Возможно использование раствора на углеводородной основе в виде обратной эмульсии на основе минерального масла ENVIROMUL или малоглинистый ингибирующий буровой раствор. Но для него нужна тонкая очистка с использование илоотделителей и центрифуг.
Расчет производится по следующим формулам:
Плотность раствора на каждом интервале:
Расчет репрессии на пласт:
Расчет пластичной вязкости и ДНС:
Интервал 0 – 30 м.
Интервал 30 – 750 м.
Интервал 750 – 2464 м.
Принимаем плотность
Интервал 2464 – 4022 м.
Принимаем плотность
Интервал 4022 – 4541 м.
Таблица 2.1. Расчетная плотность по интервалам бурения.
Глубина, м |
а |
ΔPреп, МПа |
Ка |
Рпл , МПа |
ρрас , кг/м3 |
ΔР, МПа |
ρпр, кг/м3 |
|
30 |
1,1 |
1,5 |
1,0 |
0,294 |
1100 |
0,029 |
1100 |
750 |
1,1 |
1,5 |
1,0 |
7,36 |
1100 |
0,736 |
1100 |
1200 |
1,1 |
1,5 |
1,0 |
11,77 |
1100 |
2,35* |
1200 |
2110(2161) |
1,05 |
2,5 |
1,06 |
21,94 |
1113 |
2,90* | |
2354(2413) |
1,05 |
2,5 |
1,11 |
25,63 |
1166 |
2,08 | |
2405(2464) |
1,05 |
2,5 |
1,15 |
27,13 |
1204 |
1,18 | |
3336(3422) |
1,04 |
3,5 |
1,20 |
39,27 |
1248 |
5,89* |
1380 |
3594(3718) |
1,04 |
3,5 |
1,33 |
46,89 |
1383 |
1,76 | |
3670(3823) |
1,04 |
3,5 |
1,25 |
45,00 |
1300 |
4,68* | |
3720(3900) |
1,04 |
3,5 |
1,20 |
43,79 |
1248 |
6,57* | |
3774(4022) |
1,04 |
3,5 |
1,20 |
44,43 |
1248 |
6,66* | |
3802(4541) |
1,04 |
3,5 |
1,05 |
39,16 |
1082 |
1,49 |
1080 |
В соответствии с п. 1.5. для обеспечения безаварийных условий строительства скважины и эффективной работы породоразрушающего инструмента необходимо, чтобы буровой раствор обладал ингибирующими и кольматирующими свойствами, содержал в своем составе смазочные материалы и буровые детергенты для предупреждения прихватов бурильного инструмента, а также создавал условия для достижения высоких показателей работы долот.
Интервал 0 – 30 м.
Интервал бурения под направление 426 мм.
Интервал представлен суглинками, песком, глины и супеси с валунами, галькой и гравием различных пород. Основными осложнениями являются осыпи и обвалы неустойчивых пород. Вероятность поглощений. В этом интервале, возможно, применить следующие растворы: бентонитовый без добавок, нестабилизированный глинистый раствор, пресный стабилизированный.
Раствор должен обеспечивает требуемые параметры и быть экономически выгодным. Необходимо обеспечить хорошую очистку раствора от выбуренной породы. Обработка кальцинированной содой необходима для снижения общей жесткости воды для затворения бурового раствора.
Используем бентонитовый буровой раствор для забурки данного состава.
Таблица 2.2. – Состав бурового раствора.
Наименование материала |
Функция реагента |
Концентрация, кг/м3 |
|
BENTONITE (Бентонит) |
Структурообразователь |
60,0 |
SODA ASH (Na2CO3) |
Понизитель жесткости, повышение качества суспензии |
1,5 |
SIBER-VIS |
Стабилизатор |
2 |
Реагент SIBER-VIS (амфотерный эфир целлюлозы), который обеспечивает получение стабильных управляемых реологических параметров и улучшает фильтрационные свойства.
В качестве запасного варианта можно предложить пресный полимер-глинистый буровой раствор.
В случаи залегания ММП использовать утяжеленный пресный полимер-глинистый раствор данного ниже состава.
Таблица 2.3. – Состав бурового раствора.
Наименование материала |
Функция реагента |
Концентрация, кг/м3 |
|
BENTONITE (Бентонит модифицированный) |
Структурообразователь |
10 – 20 |
SODA ASH (Na2CO3) |
Понизитель жесткости |
1,5 |
Dextrid |
Крахмальный реагент |
2 – 5 |
PAC-R |
Стабилизатор |
3 |
NaOH |
Регулятор рН |
1 |
CALCIUM CARBONATE 150 |
Утяжелитель / кольматант |
400 - 430 |
Интервал 30 – 750 м.
Интервал бурения под кондуктор 324 мм.
Этот интервал складывается переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Возможны поглощения бурового раствора в интервалах представленных песком и песчаником. Возможны набухания глинистых пород, которые представлены в основном монтмориллонитами.
Возможно использование стабилизированного глинистого раствора, силикатного или хлоркалиевого ингибирующего буровых растворов.
Так как интервал небольшой протяженностью и мало осложнен. Используем стабилизированный глинистый раствор. Для экономии химических реагентов приготовление раствора производится на базе раствора, использованном выше, введением дополнительных реагентов. Так как используется раствор на водной основе, то требуется обязательный ввод смазывающих и противосальниковых реагентов.
CLAY SEAL служит для замедления гидратации глин и сланцев, данный реагент эффективен в буровых растворах на водной основе.
Для повышения смазывающих способностей раствор, при бурении в раствор вводится реагент LUBRIOL.
В качестве противосальниковой добавки используется реагент DRILLING DETERGENT, который добавляется непосредственно в емкость при обработке и приготовлении раствора.
Контроль водоотдачи осуществляется обработкой бурового раствора реагентом PAC-R(RE).
Стабилизированный глинистый раствор данного состава.
Таблица 2.4. – Состав бурового раствора.
Наименование материала |
Функция реагента |
Концентрация, кг/м3 |
|
BARITE (Барит) |
Утяжелитель |
50,0 |
BENTONITE (Бентонит модифицированный) |
Структурообразователь |
30,0 |
CLAY SEAL PLUS |
Ингибитор |
4 |
DRILLING DETERGENT |
Противосальниковая добавка |
2,0 |
LUBRIOL |
Смазка |
4,0 |
PAC-R(RE) |
Регулятор фильтрации |
2,0 |
SODA ASH (Na2CO3) |
Понизитель жесткости |
1,5 |
В качестве запасного варианта можно предложить хлоркалиевый ингибирующий буровой раствор.
Хлоркалиевые растворы содержат в качестве ингибирующего электролита хлорид калия, а в качестве регулятора щелочности — гидроксид калия. Раствор предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава, а также улучшает вскрытие продуктивных пластов.
Таблица 2.5. – Состав бурового раствора.
Наименование материала |
Функция реагента |
Концентрация, кг/м3 |
|
BENTONITE (Бентонит модифицированный) |
Структурообразователь |
50 – 100 |
KOH |
Регулятор рН |
5 – 10 |
KCl |
Ингибитор глин |
50 – 60 |
LUBRIOL |
Смазка |
4 – 5 |
PAC-R(RE) |
Регулятор фильтрации |
2 – 4 |
Desco |
Понизитель фильтрации |
1 – 2 |
CALCIUM CARBONATE 50 |
Утяжелитель |
50 – 60 |
Интервал 750 – 2464 м.
Интервал бурения под техническую колонну 245 мм.
Данный интервал представлен в основном: песчаником, глинами, алевролитами, известняками и доломитами. Встречается интервал залегания ангидритов на глубине 2150 – 2300 м по вертикали. Возможны осложнения, подваливание глинистых пород, кавернообразование. Сужение ствола скважины в интервалах проницаемых песчаников. В интервале 1400 – 2464 м частичное поглощение бурового раствора, обусловленное коллекторскими свойствами вскрываемых пластов, низкими пластовыми давлениями и давлениями гидроразрыва горных пород, нарушениями стратиграфического и динамического равновесия системы скважины.
Возможно использование бурового раствора системы BOREMAX или полигликолевый полимерный раствор со смазывающими добавками, диспергированный раствор, лигносульфонатные растворы и РУО.
Контроль водоотдачи осуществляется обработкой бурового раствора реагентом POLYAC PLUS, PAC-R(RE).
Для повышения смазывающих способностей раствора, при бурении в раствор вводится реагент LUBRIOL.
В качестве кольматирующего и утяжеляющего реагента используется мраморная крошка CaCO3 (50 мкм).
В качестве противосальниковой добавки используется реагент DRILLING DETERGENT, который добавляется непосредственно в емкость при обработке и приготовлении раствора.
В качестве ингибиторов глинистых пород применяется реагенты: BORE-HIB DP, CLAY GRABBER, POLYAC PLUS.
Уровень щелочности промывочной жидкости контролируется вводом каустической соды.
С интервала пропластков известняка обработку POLYAC PLUS, CLAY GRABBER прекратить.
В случае ввода в раствор смазывающей добавки на основе углеводородов, ввод LUBRIOL запретить.
Вскрытия интервала залегания ангидритов (2150 – 2300 м по вертикали) pH следует увеличить до значения 11.0, что должно исключить растворение в растворе ионов Са2+.