технологический регламент для Северо-Хоседаюского месторождения.. 1. Инженерногеологическое обоснование. 1 Литологостратиграфическая характеристика разреза
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 1-8. Таблица 1-8 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
.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). .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. .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
.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 .1 Расчет плотности Плотность рассчитывается в соответствии с “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности”. Интервал 0 - 30 м  ; Принимаем ρ=1100 кг/м3.  ,3<1,5 МПа - условие выполняется Интервал 30 - 450 м   ,44<1,5 МПа - условие выполняется Интервал 450 - 1200 м  1,2 <1,5 МПа - условие выполняется Интервал 1201 - 2036 м   Принимаем ρ=1100 кг/м3  ,9<2,5-3 МПа - условие выполняется Интервал 2036 - 3634 м  Принимаем ρ=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 Обоснование состава буровых растворов по интервалам - 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
- 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.
- 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. - 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. - 30 м   - 450 м  450 - 2036 м   -3634 м  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||