Разработка технологического регламента буровых растворов для бурения скважины №1305 куста №3 Северо–Хоседаюского месторождения

• Введение
• 1. Инженерно-геологическое обоснование.
• 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
• 1.2 Описание осложнений
• 1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
• 1.4 Свойства продуктивного пласта и пластовых флюидов
• 1.5 Термобарические условия
• 1.6 Конструкция скважины и типоразмеры долот
• 1.7 Обоснование и требования к буровым растворам
• 2. Состав и свойства буровых растворов
• 2.1 Расчет плотности
• 2.2 Обоснование состава буровых растворов по интервалам
• 2.3 Расчет реологических характеристик
• 2.4 Расчет статичесгоко напряжения сдвига
• 2.5 Обоснование фильтрационных свойств и рН4
• 3. Расчет химических материалов и реагентов
• 3.1 Расчет объема бурового раствора
• 3.2 Расчет утяжелителя
• Список литературы

Введение

Целью курсовой работы является разработка технологического регламента буровых растворов для конкретных геологических условий, т. е. выбор промывочной жидкости, её состава, реологических свойств на основе геологических, промысловых и технологических условий бурения. В зависимости от геолого-технических условий бурения скважин, буровой раствор должен обладать оптимальными характеристиками для каждого отдельного взятого случая. От качества и соответствия растворов геолого-техническим условиям связанных с прихватами инструмента и устойчивостью ствола скважины, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, и, в конечном счёте, стоимость строительства скважины и её долговечность. Комплексный подход к выбору состава и свойств бурового раствора, а так же параметров циркуляции позволит обеспечить выполнение основных функций технологического процесса промывки скважины.

Объектом проектирования служит эксплуатационная скважина № 1305 куста № 3 Северо-Хоседаюского месторождения.

1. Инженерно-геологическое обоснование

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Северо-Хоседаюское месторождение по своим характеристикам относится в группу месторождений Центральной части Хорейверской впадины наличием песчаных пластов — коллекторов пашийского и среднедевонского возраста, перекрытых довольно мощной кыновско — саргаевской глинистой покрышкой (20−200 м). Основная характеристика составов горных пород и разрезов представлена в таблице 1−1

Таблица 1₁. Литологическая характеристика разреза скважины

1.2 Описание осложнений Значительную роль при обосновании состава и свойств буровых растворов играют геологические осложнения, для предупреждения которых необходимо использовать специальные технологические мероприятия, в том числе по промывке скважины. К таким осложнениям относятся нестабильность горных пород, слагающих разрез, представленных терригенными глинисто-песчаными или хемогенными породами, поглощение бурового раствора в проницаемых пластах, сальникообразование, прихваты бурильного инструмента в результате подваливания стенок скважины, набухания глинистых пород или прилипания в интервалах повышенной проницаемости, вскрытие ММП, присутствие агрессивных сред, возможные проявления пластового флюида и т. д. Предупреждение перечисленных осложнений может быть обеспечено либо только выбором плотности или другого технологического параметра, либо оптимизацией состава бурового раствора, либо использованием целого комплекса мероприятий. Для принятия верного решения необходимо провести глубокий анализ не только данных, представленных в технических проектах и ГТН, но и результатов бурения скважин на месторождениях с аналогичными геологическими условиями.

Результаты анализа могут быть представлены в виде таблицы (табл.1−2; 1−3; 1−4; 1−5; 1−6; 1−7).

Таблица 1₂. Поглощение бурового раствора

Таблица 1₃. Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 1₄. Нефтегазоводопроявления

Таблица 1₅. Прихватоопасные зоны

Таблица 1₆. Текучие породы

Таблица 1₇. Прочие возможные осложнения

1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Физико-механические свойства горных пород — внутренние, присущие данной горной породе особенности, обусловливающие её различие или общность с другими горными породами и проявляющиеся как ответная реакция горных пород на воздействие на неё внешних физических полей или сред. Численно каждое физические свойство горных пород оценивается размерным или безразмерным параметром (коэффициентом, показателем, характеристикой) — количественной мерой этого свойства. Физические параметры горных пород могут быть скалярными и тензорными. Широкий диапазон значений физических свойств горных пород объясняется многообразием их минерального состава, строения, многофазностью, а также генезисом горных пород. Физические свойства горных пород, определённые стандартными методами с указанием состава горной породы и её строения, представляют собой стандартные справочные данные (ССД) о горных породах. В соответствии с классификацией, принятой в физике горных пород, основными группами физических свойств в зависимости от вида внешнего физического поля считаются: плотностные, механические, тепловые, электрические, магнитные, волновые, радиационные, гидрогазодинамические.

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 1−8.

Таблица 1−8 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.4 Свойства продуктивного пласта и пластовых флюидов Промышленная нефтеносность на Северо-Хоседаюском месторождении установлена в отложениях нижнесилурского отдела (S1). В отложениях верхнедевонского отдела по данным ГИС выделены нефтенасыщенные коллекторы, не опробованные в процессе бурения. Сведения, освещающие нефтегазоводоносность проектного разреза скважины, приведены в таблицах 1−9;1−10.

Таблица 1−9 Нефтеносность

Таблица 1−10. Водоносность

Примечание: Условные обозначения в таблице: Cl-Ca — тип воды: хлор-кальциевый (по Сулину).

1.4 Термобарические условия Интервал 0 — 2380 м: grad Pпл. = 0,098 МПа/м; T от 2,3 до 54,7 гр.

Интервал 2380 — 3634 м: grad Pпл. = 0,01 МПа/м; T до 83,6 гр.

1.5 Конструкция скважины и типоразмеры долот Конструкция скважины спроектирована в соответствии с требованиями ПБ НГП-03 на основании данных о строении геологического разреза и его термобарических характеристиках, долговременной устойчивости пород, возможных осложнениях и данных о результатах бурения на сопредельных структурах и месторождениях с сопоставимыми горно-геологическими условиями. На рисунке 1 представлена конструкция скважины, а данные по колоннам и долотам приведены в таблице.

Рис. 1. Конструкция скважины

Таблица 1−10. Данные по колоннам и долотам

1.6 Обоснование и требования к буровым растворам

0−30 м

Так как интервал сложен преимущественно несцементированными проницаемыми песками, при бурении которого наблюдаются частичные поглощения бурового раствора и размыв устья скважины необходимо предусмотреть повышение содержания глинистой фазы и добавку наполнителя

30 — 450 м

Из показаний фактических данных при вскрытии данного интервала ожидается подваливание глинистых пород, аргиллитов и алевролитов. В связи с тем, что глинистых пород в разрезе немного, достаточно, чтобы буровой раствор обеспечивал высокие показатели работы долот.

450 — 2036 м

Так как данный интервал сложен неустойчивыми глинистыми породами, известняками и возможны осложнения в виде дифференциальных прихватов, сальникообразования следует предусмотреть использование ингибирующих буровых растворов с добавлением смазывающей добавки, а также использование полимерных буровых растворов.

2036 — 3634 м

Продуктивный пласт с возможными нефтепроявлениями и поглощениями бурового раствора, к нему предъявляются следующие требования: сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, использование кольматанта — утяжелителя буровой раствор скважина

2. Состав и свойства буровых растворов

2.1 Расчет плотности Плотность рассчитывается в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Интервал 0 — 30 м

;

Принимаем с=1100 кг/м³.

0,3<1,5 МПа — условие выполняется Интервал 30 — 450 м

0,44<1,5 МПа — условие выполняется Интервал 450 — 1200 м

1,2 <1,5 МПа — условие выполняется Интервал 1201 — 2036 м Принимаем с=1100 кг/м³

1,9<2,5−3 МПа — условие выполняется Интервал 2036 — 3634 м Принимаем с=1100 кг/м³

3,5>2,5−3 МПа — условие не выполняется Полученные плотности представлены в таблице 2 — 1.

Таблица 2−1 — Плотности по интервалам.

*для предупреждения дифференциальных прихватов необходимо добавить кольматант.

2.2 Обоснование состава буровых растворов по интервалам

0 — 30 м В связи с тем, что при бурении в данном интервале возможны растепления ММП и, как следствие, подваливание рыхлых плохосцементированных пород, а также размывы стенок скважины, необходимо предусмотреть следующее: во-первых, использовать для бурения ММП охлажденные до температуры плавления льда буровые растворы; во-вторых, свести к минимуму способность буровых растворов растворять лед; в-третьих, соблюдать умеренные скорости циркуляции бурового промывочного раствора в кольцевом пространстве скважины; в-четвертых, утяжелять буровой раствор для предупреждения проявлений.

Чтобы обеспечить устойчивость многолетнемерзлых пород, буровой раствор должен обладать минимальной теплопроводностью. К таким растворам относятся газообразные агенты. Для бурения на газообразных агентах требуется специальная система очистки. При выборе этого типа раствора после прохождения интервала ММП нам будет необходимо переоборудовать систему очистки и подачи бурового раствора, что требует значительной траты времени и средств.

Предлагаем использовать пресный полимер — глинистый буровой раствор.

Таблица. Пресный полимер — глинистый буровой раствор

30 — 450 м Анализ геологических условий данного интервала показывает, что сохраняются осложнения, связанные с растеплением ММП до 300 м и набуханием глинистых отложений, а дальше возникают сложности с прихватами бурильных и обсадных труб.

Необходимые условия для бурения в ММП были рассмотрены выше.

Таблица. Пресный полимер — глинистый буровой раствор.

450 — 2036 м На данном интервале необходимо обеспечить борьбу с осложнениями (поглощение бурового раствора от частичного до полного), а также так как интервал сложен в основном известняками с прослоями глин и аргиллитов необходимо обеспечить устойчивость стенок скважины.

Примечание: WALL-NUT, молотая скорлупа грецких орехов, применяется для борьбы с потерей циркуляции. Существуют три сорта WALL-NUT: мелкозернистый, среднезернистый и крупнозернистый. Все три сорта могут использоваться в качестве наполнителя для обработки интервала поглощения и в цементном растворе для тампонажного цементирования с высокой водоотдачей. Мелкозернистый WALL-NUT может также быть использован в буровом растворе для предотвращения потери циркуляции.

Преимущества: высокая прочность; совместимость с другими добавками.

2036 — 3634 м При вскрытии продуктивных пластов необходимо обеспечить максимальное снижение содержания глинистой фазы, создание зоны кольматации, которая разрушалась бы при создании депрессии на пласт. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта мы предлагаем использовать безглинистый полимерный буровой раствор или хлоркалиевый раствор.

В качестве безглинистого полимерного бурового раствора мы предлагаем использовать полимеркалиевый раствор Таблица. Полимеркалиевый раствор

Положительное влияние:

а) повышает показатели работы долот;

б) снижает диспергирование глин;

в) повышают качество вскрытия продуктивных пластов

Отрицательное влияние:

а) необходимость использования средств тонкой механической очистки б) применение очень дорогих полимерных реагентов в) необходимость четкого соблюдения технологии бурового раствора 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. Хлоркалиевые растворы

Положительное влияние:

а) снижение гидратации и набухания глин;

б) кольматация приствольной зоны неустойчивых пород;

в) повышение глиноемкости бурового раствора (максимальное количество глинистой фазы в буровом растворе без изменения реологических характеристик).

Отрицательное влияние:

а) коагуляция глинистых буровых растворов, что повышает расход химических реагентов, время на обработку, а иногда и на ликвидацию аварий;

б) ухудшение стабилизирующих свойств химических реагентов за счет глобулизации и высаливания;

в) повышается коррозия бурильного инструмента.

Для обеспечения требуемых условий мы выбираем полимеркалиевый раствор исходя из соображений лучшего вскрытия продуктивного пласта.

2.3 Расчет реологических характеристик Определяем реологические константы бингамовской жидкости. Рассчитываем константы поинтервально.

Динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость.

Значения плотности берем из пункта 2.1.

0 — 30 м

30 — 450 м

450 — 2036 м

2036 -3634 м

2.4 Расчет статического напряжения сдвига

Статическое напряжение сдвига определяется по формуле:

где: — время, в течение которого производятся исследования:

— в течение 1 минуты

— в течение 10 минуты

— минимальное касательное напряжение для удержания частиц выбуренной породы, в зависимости от типа размеров долота.

где: — поперечный размер частиц шлама, зависящий от типоразмера долота, см.

Для шарошечных долот с фрезерованными зубьями:

Для шарошечных долот с зубковым вооружением и алмазных долот:

— плотность породы, г/см³;

— плотность раствора, г/см³;

— коэффициент формы частиц;

g=980 см/с²;

k — коэффициент, учитывающий реологические характеристики, свойства осадка на забое скважины, степень очистки забоя.

где: С — концентрация выбуренной породы в объеме раствора.

— объем выбуренной породы:

где: — коэффициент кавернозности;

— разница спуска обсадных колонн, м;

— объем скважины.

— объем раствора в обсаженной части скважины:

— внутренний диаметр обсадной колонны на интервале .

— наружный диаметр обсадной клоны;

— толщина стенки обсадной трубы (если не указана в проекте, принимаем равной 9 мм).

— степень очистки бурового раствора, зависит от количества ступеней очистки:

= 0,35 для очистки I ступени;

= 0,65 для очистки II ступени;

= 0,7−0,85 для очистки III ступени (0,7 — по глинам);

= 0,9 для очистки IV ступени.

— средний размер частиц выбуренной породы с учетом диспергирования, см;

— пластическая вязкость, Пз;

— объемная концентрация выбуренной породы в осадке на забое скважины. (для расчетов берем 0,7)

— высота осадка на забое, см. h=50…300см. (для расчетов берем 100 см).

— расчетный коэффициент для удержания частиц выбуренной породы:

— определяют для удержания частиц утяжелителя:

где: — коэффициент формы частиц утяжелителя (табличное значение);

— объемная концентрация утяжелителя в растворе:

где — расчетная плотность бурового раствора, г/см³;

— плотность бурового раствора до момента утяжеления, г/см³;

— плотность утяжелителя, г/см³;

— средний размер частиц утяжелителя, см (табличное значение);

— максимальный размер частиц утяжелителя, которые удерживаются во взвешенном состоянии при значениях СНС ():

Интервал 30 — 450 м Обсадная колонна 324 мм. Долото типа III 393,7 М-ЦГВ-R-356.

Dm = 0,35+0,037*39,37 = 1,8067 (см) Порода: с_п = 2,45 г/см³, m = 1,6; =0,2 см Раствор: с=1,1 г/см³, з=0,14 Пз К_кав=1,25 ДН=420, Н_обс=30 м е = 0,8 (3-я степень очистки)

h = 100 см С₀ = 0,7%

Между и большая разница, поэтому производим корректировку согласно

=(1,5?2) ₁=26

₁ = 10?20 дПа

= 20?40 дПа Интервал 450 — 2036 м Обсадная колонна 245 мм. Долото — III 295,3 МС-ГВ-R-519.

Порода: с_п = 2,7 г/см³, m = 2,6; =0,35 см Раствор: с=1,1 г/см³, з=0,14 Пз К_кав=1,15 ДН=1586, Н_обс=450 м е = 0,8 (3-я степень очистки)

h = 100 см С₀ = 0,7%

Между и большая разница, поэтому производим корректировку согласно

=(1,5?2) =61,5 дПа

= 30?50 дПа

= 50?70 дПа Интервал 2036 — 3634 м Обсадная колонна 168 мм. Долото III 215,9 МС-ГВ-R-523.

Порода: с_п = 2,65 г/см³, m = 2; =0,4 см Раствор: с=1,07 г/см³, з=0,13 Пз К_кав=1,5 ДН=1598, Н_обс=2036 м е = 0,8 (3-я степень очистки)

h = 100 см С₀ = 0,7%

Между и большая разница, поэтому производим корректировку согласно

=(1,5?2) =51

= 30?40 дПа

= 40?50 дПа

2.5 Обоснование фильтрационных свойств и рН

Фильтрационные свойства зависят в первую очередь от природы разбуриваемых пластов.

0 — 30 м: Ф30? 8 (при бурении на в набухающих и литифицированных глинах);

30 — 450 м: Ф30? 8 (при бурении на в набухающих и литифицированных глинах);

450−2036 м: Ф30?8 (при бурении на в набухающих и литифицированных глинах);

2036 — 3634 м: Ф30 =2- 6 (при вскрытии продуктивных пластов).

рН — это формализованное выражение концентрации ионов водорода, которое играет значительную роль в технологии буровых растворов.

Эффективность работы химических реагентов-стабилизаторов в значительной степени зависит от величины рН, особенно в присутствии неорганических ингибиторов и минерализаторов. При этом рН поддерживается в щелочной области.

Во всем интервале бурения поддерживаем рН в пределах 8? 9. Более высокие значения рН не допустимы с точки зрения сохранения устойчивости глинистых пород и предупреждения ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов.

3. Расчет химических материалов и реагентов

3.1 Расчет объема бурового раствора где V_исх — объем обсадной клоны предыдущий, м³;

V_емк— объем рабочих емкостей насосов, м³.

При бурении под направление и кондуктор используется одна рабочая емкость.

При бурении под промежуточные колонны рассчитывается только на все рабочие емкости При бурении под эксплуатационную колонну рассчитывается на все рабочие и запасные емкости.

V_i— нарабатываемый объем при бурении объемом бурового раствора, м³

где n_p — норма бурового раствора в зависимости от коммерческой скорости бурения, диаметра долота и степени стабилизации бурового раствора, м³/м.

Скорость бурения 1200 м/ст-мес

Интервал 0 — 30 м

м³; м³

м³

м³

Интервал 30- 450 м

м³;

м³;

м³

м³

Интервал 450 — 2792 м

м³;

м³;

м³

м³

Интервал 2792 — 3855 м

м³;

м³;

м³

м³

Полученные данные сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Объем раствора

3.2 Расчет утяжелителя Расчет количества утяжелителя производится по следующим формулам:

а) (полная замена бурового раствора);

б) (восполнение растворов, если плотность не меняется или меньше);

в) (при восполнении раствора, если его плотность больше, чем в предыдущем интервале).

где — норма утяжелителя при повышении плотности на 100 кг/м³;

— коэффициент учитывающий степень повышения плотности.

30−450 м кг

450−2792 м кг

2792−3855 м кг

3.3 Расчет химических реагентов Расчет химических реагентов производится по следующим формулам:

а) — при полной замене бурового раствора.

б) — при дообработке.

Интервал 0−30 м

кг

кг Интервал 120−450 м

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг Интервал 450−2792 м

кг

кг

кг

кг Интервал 2792−3855 м

кг

кг

кг

кг

кг

кг

кг

1. Уляшева, Н. М. Разработка технологических регламентов буровых растворов [Текст]: Методические указания по курсовому проектированию/ Н. М. Уляшева, Н. Г. Деминская, М. А. Михеев. — Ухта: Угту, 2010. — 66 с.

2. Булатов А. И. Буровые промывочные и тампонажные растворы [Текст]: учеб. пособие для вузов / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, Ю. М. Проселков — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. — 424 с.

3. Басарыгин Ю. М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин [Текст]/ Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков — М.: Недра, 2000. — 677 с.

4. Справочник инженера по бурению. Т.1 [Текст] /Под ред. В. И. Мищевича, Н. А. Сидорова. — М.:Недра. — 1975. — 400 с.