Осложнения в процессе бурения

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5 Требования к буровым растворам по интервалам.

 

Интервал  0 – 500

 

1. Не размыв устья скважины.
2. Обеспечивать устойчивость стенок скважины.
3. Хорошая кальматирующая способность.
4. Нерастепление ММП

 

 

 

 

Интервал  500 – 2221

 

1. Обеспечивать устойчивость стенок скважины.
2. Хорошая кальматирующая способность.
3. Хорошая смазочная способность.
4. Качественное вскрытие продуктивного пласты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Обоснование состава  и свойств бурового раствора.

 

2.1. Составы буровых растворов.

 

Требования

1) Буровой раствор должен соответствовать горно-геологическим условиям и предупреждать геологические осложнения и аварийные ситуации:

а) неустойчивость стенок скважины

б) растепление многолетне мёрзлых  пород 

в) поглощение бурового раствора

г) коагуляцию

д) сальникообразование

 

2) Раствор должен сохранят коллекторские  свойства продуктивного пласта.

3) Повышение или неухудшение  технико-экономических показателей  бурения (проходки, механической  скорости бурения и т.п.)

4) Экологическая безопасность.

 

При сравнении нескольких растворов отдавать предпочтение  тому раствору для приготовления которого не требуется изменение ЦСГО и использование экзотических, дорогих химических реагентов.

 

Интервал  0 – 500 метров (кондуктор Ø 245 мм Ø^д  295,3 мм)

1. 0-230 – суглинки серые, с прослоями глинистых песков, глин, алевролитов, песков, зона многолетне мерзлых пород

Осложнения

 Размыв устья, обвалы стенок  скважины, кавернообразования, оттаивание  ММП.

 

2. 230-500 – неравномерное переслаивание алевролитов, песчаников, глин.

Осложнения

 Обвалы стенок скважины, кавернообразования.

 

В данном интервале возможно использование  следующих растворов бентонитовый (глинистый), ингибирующие, полимерные.

 

Бенотонитовый

 

 

глинопорошок – 60-120 кг/м³

(структурообразователь)

NaOH – 1-2 кг/м³ (↑PH, ↓жесткость фильтрата)

КМЦ 500 – 1,5-3 кг/м³ (↓Ф30)

вода – остальное

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 «+»

- снижает возможность растепления  ММП

- возможно использование в любых  породах кроме соленосных отложений

 

 

 

 

 

 

 

 

«–»

- не предупреждает осложнения  связанные с устойчивостью стенок  скважины

- загущение в процессе бурения  при переходе глинистой породы  в состав  раствора

- снижает проницаемость продуктивных  пластов

- не повышает показатели работы  долот

 

Если температура многолетнемерзлых  пород ниже – 3^оС следует добавлять антифриз, например полигликоль – MC-Glyc 4-6 кг/м³, но так как в нашем случае данный раствор применяется в интервале где температура 12 ^оС, то применение этого реагента не требуется.

 

 

Хлоркалиевый

 

 

глинопорошок – 60-80 кг/м³

KOH – 2-5 кг/м³ (↑PH)

KCl – 50-70 кг/м³ (ингибитор)

КМЦ – 3-15 кг/м³

ФХЛС – 10-20 кг/м³

трискан – 0,1-0,2 кг/м³ (пеногаситель)

ФК-200 (смазочная добавка)

 

 

«+»

- вскрытие не устойчивых глинистых  пород

- повышает качество вскрытия  продуктивного пласта

 

 

 

 

«–»

- стоимость реагентов

- повышенные расходы химических реагентов

- высокий инженерный уровень  бригады

- сложность   приготовления

 

Полимеркалиевый (MI Swaco)

 

 

глинопорошок – 10-30 кг/м³

Na₂CO₃ – 2-3 кг/м³ (↓жесткость воды)

Dextrid – 2-3 кг/м³ (↓Ф30, загуститель)

PAC-R (LV) – 2-8 кг/м³ (↓Ф30)

Desco 1-3 кг/м³ (↓вязкость)

KCl – 50 кг/м³ (ингибитор)

ФК-200 (смазочная добавка)

Бактерицид

 

 

 

«+»

- могут использоваться  практически в любых условиях

- повышение качества  вскрытия продуктивного пласта

- повышение скоростей  бурения

 

 

 

 

 

«–»

- стоимость

- многоступенчатая очистка

- регулирование коллоидной  фазы

- программа использования  данного раствора

- не предупреждает  сальникообразование на долоте

 

 

Исходя из того, что почти половину интервала составляют многолетне мёрзлые  породы и, чтобы сэкономить средства затрачиваемые на химические реагенты, выбираем бентонитовый (глинистый) раствор.

 

 

 

 

 

Интервал  500 – 2221 метров (эксплуатационная колонна Ø 168 мм Ø^д  215,9 мм)

1. 500-920 –  глины, песчаники,  алевролиты, аргиллиты.

2. 920-1205 – толща грубого переслаивания песчаников, глин и алевролитов.

3. 1205-1400 – глины, песчаники, алевролиты.

4. 1400-1740 – в основании залегает базальный пласт песчаников с включением окатанной     гальки. Выше разрез сложен мощной толщей глин.

5. 1740-2130 – крепкие известняки.

6. 2130-2220 – трещиноватые известняки с прослоями плотных черных аргиллитов.

 

 

 

 

 

Осложнения

1,2,3 Обвалы стенок скважины, кавернообразования.

4. Сужение ствола против проницаемых  разностей пород.

5. Водопроявления при снижении  давления ниже гидростатического.

6. Разрез относительно устойчивый, возможны незначительные обвалы стенок скважины, кавернообразования, сужение ствола скважины против проницаемых пород. Прихваты бурильного инструмента. Поглощение промывочной жидкости отложениях. Нефтеводопроявления при снижении противодавления на пласт.

 

Требования:

- ингибирующей способностью для  предупреждения подваливания

- обеспечение  качественное вскрытие продуктивного  пласта

- понижение  фильтрации, кальматирующие и смазочные  свойста 

 

Данный интервал однообразен по разрезу, но так же он вскрывает продуктивный пласт, соответственно предпочтения должно отдаваться раствору который обеспечит качественное вскрытие продуктивного пласта, например полимерные растворы.

 

Безглинистый

 

 

ПАА –   0,5-1 кг/м³

ГКЖ – 1-1,5 кг/м³ (ингибитор)

FK-lube – 2% от объёма (смазка)

MAC-200 – 0,01-0,02 кг/м³ (пеногаситель)

Вода – остальное

«+»

- повышает качество  вскрытие продуктивного пласта

- повышает скорость  бурения

- уменьшает диспергирование  глин

 

«–»

- сложность регулирования  твёрдой фазой

- сложность утяжеления  баритом

 

 

 

Полигликоливый

 

 

Биополимер – 1-1,5 кг/м³

PAC-R(LV) – 2,6 кг/м³

Na₂CO₃– 1-2 кг/м³

NaOH – 1-3 кг/м³

Карбонатный кальматант – 20-30 кг/м³

Aldacide G –  0,57-1,43 кг/м³

MC-GLYC – 4-6 кг/м³

(ингибитор гидратации глин, ↑ смазочную способность)

 

 

 

 

 

 

«+»

- обеспечивает качественное вскрытие  продуктивного пласта

- повышает проходку и механическую  скорость

- хорошая смазочная способность

 

 

 

 

 

 

 

 

«–»

- сложность утяжеления

- постоянный контроль за водородным  показателем

- многоступенчатая очистка

 

2.2 Обоснование  свойств бурового раствора

 

 

2.2.1 Расчёт плотности

 

Расчёт плотности проводится в  соответствии с правилами безопасности. Плотность считается либо для  предупреждения поступления пластового флюида, либо для предупреждение неустойчивости стенок скважины.

 

 

Интервал 0-500

 

 

Интервал 500-2221

 

500-1200

 

 

1200-2221

 

 

 

Расчет репрессии на пласт:

 

ΔР = ρ_рас1*g*H_к – a* (H_к/100)*10⁶ = 1130*9,8*2221 – 1,01*22,21*10⁶ = 2,16 МПа

 

ΔР ≤ 3 МПа значит выбираем  ρ = 1130 кг/м³

 

 

2.2.2 Расчёт реологических параметров

 

ДНС и Пластическая вязкость бурового раствора

 

Интервал 0-500

 

 

 

 

Интервал 500-2221

 

2.3 Расчёт статического напряжения сдвига

 

Интервал 0-500

 

Алевролит

ρ_r = 2,5 г/м³

m = 2 – коэффициент зависящий от вида частиц

D^’r = 0,4 – средний размер частиц при выходе раствора на поверхность

 

1. Объём выбуренной породы с учётом коэффициента кавернозности.

 

где,

 D_д – диаметр долота

 h_i – толщина итого пропластка

 к_i – коэффициент кавернозности итого пропластка

 

2. Объём скважины.

 

 

где,

 V_обс.к. – объём обсаженного конца

 

3. Объёмная концентрация выбуренной  породы.

 

Выбираем вторую степень очистки  от шлама значит  ε = 0,65

 

 

4. Диаметр частиц

 

 

5. Минимальное значение СНС.

 

, дПа

где,

 D_r – средний размер частиц

 ρ – плотность раствора  на данном интервале

 

6.  

 

 

 

 

 

 

 

7. Коэффициент, зависящий от  объёмного содержания выбуренной  породы и утяжелителя,                                        реологических характеристик, дополнительной  величины осадка на забое скважины.

 

где,

   С₀ = 0,7 – объемное содержание частиц выбуренной породы в осадке на забое скважины

    h = 100см – высота осадка на забое скважины

 

8. СНС 

 

за 1 минуту (60 секунд)

, дПа

 

за  10 минут (600 секунд)

, дПа

 

 

, дПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Интервал 500-2221

 

Песчаник

ρ_r = 2,6 г/м³

m = 1,6 – коэффициент зависящий от вида частиц

D^’r = 0,2 – средний размер частиц при выходе раствора на поверхность

 

1. Объём выбуренной породы с учётом коэффициента кавернозности.

 

где,

 D_д – диаметр долота

 h_i – толщина итого пропластка

 к_i – коэффициент кавернозности итого пропластка

 

2. Объём  скважины.

 

 

где,

 V_обс.к. – объём обсаженного конца

 

3. Объёмная концентрация выбуренной  породы.

 

Выбираем вторую степень очистки  от шлама значит  ε = 0,65

 

 

4. Диаметр частиц

 

 

5. Минимальное значение СНС.

 

, дПа

где,

 D_r – средний размер частиц

 ρ – плотность раствора  на данном интервале

 

 

 

6.  

 

 

 

 

 

 

7. Коэффициент, зависящий от  объёмного содержания выбуренной  породы и утяжелителя,                                        реологических характеристик, дополнительной величины осадка на забое скважины.

 

где,

   С₀ = 0,7 – объемное содержание частиц выбуренной породы в осадке на забое скважины

    h = 100см – высота осадка на забое скважины

 

8. СНС 

 

за 1 минуту (60 секунд)

, дПа

 

за  10 минут (600 секунд)

, дПа

 

 

, дПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Обоснование  условной вязкости и показателя  фильтрации.

 

 

Интервал 500-2221

 

Сложен в основном глинами, алевролитами и выбран перстный буровой раствор, значит выбираем условную вязкость 30 – 40 секунд.

По тем же причинам примерное  значение показателя фильтрации выбираем                    10 – 15 см³/30 мин. 

 

Интервал 500-2221

 

Преобладают глины, мергели, аргиллиты так же присутствует обвалообразование, раствор безглинистый, значит выбираем условную вязкость 35 – 45 секунд.