курсовая работа по бурению НГ. Курсовая работа технология промывки скважин. Буровые растворы для качественного вскрытия горизонтов
 Скачать 0.75 Mb.
|
|
тампонажногоцементногорастворавнутрипромежуточнойколонны. 7. Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора по формуле   8. Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле  где 1,05 —коэффициент, учитывающийпотерицементаприпогрузочно-разгрузочныхработах;  9. Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента по формуле  где 1,1 —коэффициентрезерважидкостизатворения  10. Находим объем продавочного раствора по формуле  где d1 ,d2… внутренние диаметры секций эксплуатационной колонны длиной l1 ,l2 ...; kc —коэффициентсжимаемостижидкостизасчетгаза (1,02—1,04)  11. Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов ЦА для обеспечения данной скорости по формуле   Здесь Vстак —объемцементногостакана.      12. Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования по формуле Где ρр—максимальнаяожидаемаяразностьгидростатическихдавленийвтрубахизатрубномпространствевконцецементирования. При ρп.р = ρб.р   pтр —давлениенапреодолениегидравлическихсопротивленийвтрубах   где 12,9 —средневзвешенныйвнутреннийдиаметрэксплуатационнойколонны, см  pзатр—давлениенапреодолениегидравлическихсопротивленийвзатрубномпространстве    Максимальное давление в конце цементирования pк=7,45+0,4+2,8=10,65 МПа 13. Допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование   10,65<20 В соответствии с Q и pк выбирают тип ЦА; в данном случае Q=14,2 дм 3 /с; pк=10,65 МПа . ПринимаемЦА-320 М. 15. Определяем число ЦА из условия их подачи, рассчитанной при pк . По табл. 128 находим при диаметре втулки 100 мм и давлении насоса ЦА p||| =10,65 МПа , q||| =5,2 дм 3/с   Принимаем 7 агрегатов ЦА-320М. 16. Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:   Здесь 14,5 м3 —объембункера 2СМН-20. Вкаждуюцементосмесительнуюмашинубудетзагруженопо 12,63 тцемента.   17. Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Так как объем буферной жидкости 10 м3, а емкость мерного бака ЦА 6,4 м3, то для закачки буферной жидкости принимаем два ЦА. Так как давление на преодоление гидравлических сопротивлений даже в конце цементирования небольшое (10,34 МПа), то буферную жидкость можно закачивать при qIV=5,11 дм 3|c18. Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора рассчитывают по формуле   19. Закачивание 0,98 объема продавочного раствора будет осуществляться 6 ЦА при подаче q||| =5,2 дм 3/с Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче q||| =5,2 дм3/с. 20. Определяем продолжительность цемен тирования обсадной колонны по формуле   Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания   3 Специальная тема Технология первичного вскрытия продуктивных пластов существенно влияет на последующую продуктивность скважин. В первую очередь, это связано с составом и свойствами бурового раствора, все компоненты которого активно участвуют в этом процессе. ОАО «ИКФ» создана специальная система бурового раствора ИКАРБ, обеспечивающая качественное вскрытие продуктивных пластов и предупреждение основных осложнений, возникающих при бурении. Этот раствор принципиально отличается от традиционных глинистых растворов по составу твёрдой фазы, составу фильтрата и реагентами - регуляторами свойств бурового раствора. Система ИКАРБ - это безглинистый полимерный раствор. Ключевой компонент системы - ХВ-Полимер, который представляет собой высокоразветвленный биополимер с очень высоким молекулярным весом. ХВ-Полимер обеспечивает требуемую структуру и необходимые реологические свойства раствора как на пресной, так и на солёной воде независимо от степени минерализации. Уникальность свойств ХВ-Полимера заключается в том, что вязкость растворов на его основе значительно изменяется в зависимости от скорости потока. Так, полимерная система ИКАРБ при нормальных стандартных реологических константах обладает высокой вязкостью при низких скоростях сдвига(0,1-0,05с-1), что обеспечивает надёжную очистку скважины в застойных зонах наклонного и горизонтального участков ствола. Твёрдая фаза раствора представлена мраморной крошкой с заданным размером частиц в зависимости от физических параметров продуктивного пласта (пористость, проницаемость, размер каналов). Высокопрочные частички мрамора в сочетании с полисахаридными реагентами (ХВ-Полимер, крахмальный реагент ИКР и ЭКОПАК) обеспечивают надёжную кольматацию приствольной зоны пласта. Глубина проникновения фильтрата в проницаемый пласт составляет 40-60см. Фильтрат раствора содержит хлористый калий, который необратимо подавляет процесс набухания глинистых частиц, находящихся в порах пласта.  Полисахаридные полимеры, находящиеся в фильтрате раствора, проникшего в пласт, довольно быстро деструктируют (2-3 недели), и в результате этого вязкость фильтрата снижается практически до вязкости воды. Кроме того, в фильтрате раствора ИКАРБ содержится фторсодержащий ПАВ - ИКФАК, который эффективно гидрофобизирует стенки каналов пласта, повышая их проводимость по нефти. В результате указанных процессов система ИКАРБ в минимальной степени загрязняет продуктивный пласт. Многочисленный промысловый опыт (более 100 скважин только в Западной Сибири) свидетельствует о том, что с применением растворов семейства ИКАРБ достигается сохранение естественной проницаемости пластов на 70-90%. При этом, резко снижаются затраты времени и средств на освоение скважин.Одним из существенных технологических достоинств системы ИКАРБ является предупреждение аварий и осложнений при бурении. Являясь наилучшей модификацией ингибирующих систем - полимеркалиевым раствором, стандартный ИКАРБ способен практически полностью предупредить осыпи и обвалы неустойчивых глин. При необходимости ингибирующая активность системы может быть усилена полигликолями и реагентом ИКМАК. Раствор ИКАРБ представляет собой безглинистую полимерную систему с низким содержанием твердой фазы (2-4об.%), что в сочетании с нормальными свойствами (низкая водоотдача, наличие смазывающей добавки) обеспечивает практически полное предупреждение дифференциальных прихватов в наклонных и горизонтальных стволах. Кроме того, при применении раствора с низким содержанием твердой фазы на 20-30% снижаются гидравлические потери в системе промывки, и на 20-40% повышаются показатели работы долот. Снижается также коэффициент трения, что очень важно в наклонной и горизонтальной части ствола. Система ИКАРБ специально разработана как экологически чистый буровой раствор, который позволительно сбрасывать на землю и в море. Все реагенты этого раствора биологически разлагаемы. Технология приготовления раствора ИКАРБ отличается простотой, а время приготовления практически ограничивается временем ввода основных реагентов и материалов в систему. Содержание карбонатного утяжелителя в буровом растворе имеет важное значение для систем семейства ИКАРБ, особенно при повторном использовании этих растворов для вскрытия продуктивных отложений. При бурении происходит загрязнение этих растворов и важно знать содержание карбонатной части твердой фазы с целью определения необходимости дополнительных обработок раствора этим материалом или частичного освежения системы. Желательно в твердой фазе загрязненной системы ИКАРБ иметь не менее 50-60% карбонатной твердой фазы. Содержание карбонатного утяжелителя в твердой фазе свежеприготовленного раствора ИКАРБ колеблется от 92 до 95% от общего содержания твердой фазы. Независимо от степени загрязнения раствора ИКАРБ выбуренной породой абсолютная концентрация карбоната кальция в этом растворе должна быть не ниже 40–50кг/м3 (методы контроля см. в Главе VI). Существенной особенностью является то, что характер и степень минерализации воды затворения не оказывают влияния ни на качество получаемого раствора, ни на технологию его приготовления, в которой очередность ввода компонентов также несущественна. Стоимость системы ИКАРБ выше по сравнению с обычными буровыми растворами. Однако, в силу указанных достоинств, система ИКАРБ становится эффективной. В сочетании с известными экономическими достоинствами в определенных условиях система ИКАРБ не имеет альтернативы. 1). Калиевый буровой раствор ИКАРБ Состав калиевого ИКАРБ, кг/м3 ХВ - полимер 2 - 5 NаОН 1 ИКР 10 - 15 ЭКОПАК - R 3 ЭКОПАК - SL 2 КСl 50 ИККАРБ - 75/150 50 ИКФАК 1 - 2 ИКДЕФОМ 0,2 ИКБАК 1 Свойства раствора Плотность, г/см3 1,06 – 1,08 Условная вязкость, сек 30 - 40 Пластическая вязкость, сПз 12 - 18 ДНС, дПа 50 - 150 СНС0/10, дПа 20-40/30-60 Водоотдача, см3/30мин (API) 6 - 8 рН 9 - 10  Назначение реагентовХВ - полимер - структурообразователь NаОН - регулятор рН ИКР - эффективный регулятор водоотдачи на основе крахмала ЭКОПАК-R - регулятор вязкости и водоотдачи ЭКОПАК-SL - регулятор водоотдачи, разжижитель КСl - ингибитор глин ИККАРБ-75/150 - карбонатный утяжелитель ИКФАК - специальный ПАВ - гидрофобизатор поверхности каналов пласта ИКДЕФОМ - пеногаситель ИКБАК - биоцид Технология приготовления Последовательность ввода реагентов через смесительную воронку особого значения не имеет, только одно условие - ИККАРБ надо вводить после ХВ-Полимера, во избежание его осаждения в мернике. Все полимеры вводятся со скоростью 8-10 минут/мешок. Рекомендуется повторное использование ИКАРБ. 2) Высокоминерализованный раствор ИКАРБ Одной из разновидностей растворов семейства ИКАРБ является высокоминерализованный буровой раствор, приготовленный на основе рассолов поваренной соли. Требуемая плотность такого раствора регулируется за счет концентрации соли в водной среде (до 1,18г/см3), а содержание твердой фазы в этом растворе остается на достаточно низком уровне (2-4об%). Такие системы, как правило, применяются при зарезке и бурении боковых стволов из колонн и бурении горизонтальных стволов. Такой ИКАРБ также обеспечивает предупреждение осложнений и аварий, а также качественное вскрытие продуктивных пластов. Состав высокоминерализованного раствора ИКАРБ № 5.11, кг/м3 ХВ-Полимер 3 - 5 NаОН 1 Na2CO3 1 ИКР 15 ЭКОПАК-R 4 NaСl 200 ИККАРБ-75/150 50 ИКФАК 1 ИКДЕФОМ 0,2 ИКБАК 1  |