Курсовая работа промывка скважин. Кр_промывка. Разработкинефтяных

• Название: Разработкинефтяных
• Анкор: Курсовая работа промывка скважин
• Дата: 16.03.2023
• Размер: 2.86 Mb.
• Имя файла: Кр_промывка.docx
• Тип: Курсовая; #995184
• страница: 6 из 9

ВЫБОР ТИПА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ

Выбор типа бурового раствора должен обеспечивать:

• 
  соответствие свойств бурового раствора горно-техническим условиям, при которых сводятся к минимуму или исключаются нарушения устойчивости пород и другие осложнения процессов бурения, заканчивания и освоения скважин;
  

- повышение эффективности использования многокомпонентных и дорогостоящих систем бурового раствора;

• 
  унификацию буровых растворов, применяемых в однотипных условиях.
  

При анализе различных растворов выделяют основные функции, позволяющие исключить осложнения и достичь максимально-возможных технико-экономических показателей.

При этом должен учитываться тот факт, что рекомендуемый для массового бурения тип раствора должен быть экологически безвреден, устойчив к термомеханическим действиям и электролитным воздействиям, желательно с пониженным содержанием твердой фазы, экономически малозатратен.

Первоочередная задача: безопасное бурение, как для человека, так и для окружающей среды.

Цели применения буровых растворов

• 
  Обеспечение информативности проектного комплекса ГИС в интервале объектов поиска.
  
• 
  Обеспечение непрерывного процесса буровых работ. Минимизация НПВ (непроизводительное время), связанного с буровым раствором.
  
• 
  Поддержание устойчивости ствола скважины путём контроля режимов бурения и параметров бурового раствора, а также применения ингибирующих добавок.
  
  • 
    Минимизация потерь бурового раствора во время поглощений путём своевременных мероприятий по определению и ликвидации поглощений. Подробно мероприятия по борьбе с поглощениями изложены в приложении «B» к данной программе.
    
• 
  Поддержание плотности в соответствии с данной программой для обеспечения стабильности ствола скважины и предотвращения нефтегазопроявлений.
  
• 
  Обеспечение стабильности параметров в течение продолжительного времени строительства скважины, связанного с большой геологической нагрузкой (отбор керна, расширенные комплексы ГИС, испытания в открытом стволе).
  
• 
  Простота и скорость приготовления в случае необходимости пополнения объёма.
  
• 
  Предотвращение происшествий или несчастных случаев в области ОТ, ПБ и ООС.
  
• 
  Производить эффективную кольматацию продуктивного пласта, для защиты коллекторских свойств и контроля за поглощениями.
  
• 
  Выполнение гидравлической программы промывки скважины, с учётом скоростей проходки.
  
• 
  Обеспечение спуска обсадных колонн на проектные глубины в соответствии с программой бурения.
  

Интервал 0 (0 - 14 м)

Интервал не бурится, направление вбивается по специальной технологии.

Интервал I (14 – 120 м)

При бурении данного интервала возможны поглощения бурового раствора, проявления пластовой воды, обвалы и осыпи.

Основные цели и задачи при бурении интервала: пробурить ствол скважины без осложнений, предотвратить нестабильность стенок скважины (осыпание пород), пробурить интервал с максимальной механической скоростью, обеспечить вынос выбуренного шлама, обеспечить спуск кондуктора до забоя и его цементирование.

Бурение интервала под кондуктор предусматривает использование бурового раствораплотностью 1,15 г/см³.

Разбуривание технологической оснастки и цементного стакана производится на буровом растворе, оставшемся с предыдущего интервала,

предварительно обработанным бикарбонатом натрия. После разбуривания необходимо проанализировать свойства раствора и, при их неудовлетворительных значениях, произвести его обработку для достижения программных параметров. Раствор на водной основе с содержанием гидроокиси натрия в размере 94 %

Интервал III (120 – 2400 м)

Основными задачами системы бурового раствора, рекомендуемой для бурения этого интервала, является обеспечение безаварийной проводки ствола скважины.Для бурения под 1-ю промежуточную колонну используется буровой раствор на углеводородной основе. Подробный состав раствора приведен в таблице ниже. Рассматриваемая система обеспечивает производительное бурение заданного интервала и решает поставленные заказчиком задачи максимально эффективно.Плотность раствора – 1,20 г/см^3 Интервал IV (2400– 7800 м)

При бурении интервала под 2-ю промежуточную и эксплуатационную колонны возможны поглощения промывочной жидкости от частичного до катастрофического.Для бурения под эксплуатационную колонну используется раствор на углеводородной основеплотностью 1,24 г/см^3, подробный состав привпден в таблице ниже. Необходимо проанализировать свойства раствора и, при их неудовлетворительных значениях, произвести его обработку для достижения программных параметров.Поддержание значений основных параметров промывочной жидкости в рамках требований «Программы…» и ГТН обеспечивается вводом свежего Исходя из опыта бурения соседних скважин, при возникновении поглощения (после согласования с ТО Заказчика) необходимо прекратить ввод в буровой раствор смазочных добавок, понизителей водоотдачи, детергентов. При неудовлетворительной очистке ствола скважины возможно применение биополимера (после согласования с ТО Заказчика). Также для снижения интенсивности поглощения

При бурении необходимо следить за изменением механической скорости бурения, уровнем промывочной жидкости.

6. ВЫБОР МАТЕРИАЛОВ И ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ

Таблица 19.1 – Компонентный состав буровых растворов и характеристика компонентов.




Таблицы20, 21, 22, 23–Потребность буроового раствора и компонентов для его приготовления, обработки, утяжеления.

7. 
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В МАТЕРИАЛАХ И
   

ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТАХ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ И В

ЦЕЛОМ ПО СКВАЖИНЕ

Сначала определяется количество бурового раствора V, необходимого для бурения скважины по формуле:

V V  V  аV, м³ _,

где ^V_П

П Б С

• 
  объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов.
  

Определяется для данного типа БУ и условий бурения в конкретном районе (V_П= 850 м³);

^а- коэффициент запаса бурового раствора, принимаемый равным 1,5 в

нормальных условиях бурения, и равным 2 в осложненных условиях (зоны возможных нефтегазопроявлений, вскрытие продуктивных горизонтов на вновь разбуриваемых площадях, бурение на газоконденсатных и газовых месторождениях, на месторождениях с АВПД или содержащих сероводород и другие токсичные соединения).

ⁿ  D²

V_С _ⁱl_i;

, м3, (14)

i1 ⁴

где

^V_С-объем скважины в конце i-го интервала бурения с промывкой данным

типом бурового раствора, м³;

^l_i-величина технологического интервала скважины, м;

^D_i-значение диаметра (диаметров) ствола скважины i-го технологического интервала, м.

3,14 · 0,720²

𝑉_𝑐0 =

· 14 = 5 м³

4

𝑉_𝑐1 =

3,14 · ⁽0,627⁾²


4
· 14 +

3,14 · ⁽0,660⁾²


4
· 120 = 45 м³

𝑉_𝑐2 =

3,14 · ⁽0,542⁾²


4
· 120 +

3,14 · ⁽0,4445⁾²


4
· 2400 = 400 м³

𝑉_𝑐3 =

3,14 · ⁽0,3397⁾²


4
· 2400 +

3,14 · ⁽0,3112⁾²


4
· 6550 = 700 м³

𝑉_𝑐4 =

3,14 · ⁽0,2445⁾²


4
· 6550 +

3,14 · ⁽0,2159⁾²


4

· (7800 − 6400) = 350 м³

𝑉_П = 850 м³

𝑛

V_б = ∑ n_i · l_i, м³

i=1

V_б − объем бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе бурения при поглощении, в очистных устройствах со шламом, м3;

n_i − норма расхода бурового раствора на 1 м проходки i-го интервала в зависимости от скорости бурения, диаметра скважины, условий бурения, качества раствора и т.д., принимается согласно местным нормам по УБР. (Взяты из литературы)

𝑛

V_б0 = ∑ n_i · l_i = 14 · 0,86 = 12 м³

i=1

𝑛

V_б1 = ∑ n_i · l_i = 120 · 0,79 = 95 м³

i=1

𝑛

V_б2 = ∑ n_i · l_i = 2400 · 0,53 = 1270 м³

i=1

𝑛

V_б3 = ∑ n_i · l_i = 6550 · 0,37 = 2400 м³

i=1

𝑛

V_б4 = ∑ n_i · l_i = (7800 − 6400) · 0,15 = 210 м³

i=1

Определяем количество бурового раствора V, необходимого для бурения под каждый интервал скважины:

𝑉₀ = 𝑉_б0 + 𝑉_с0 + 𝑉_п = 12 + 5 + 850 = 867 м³ (данный интервал не бурится, направление вбивается)

𝑉₁ = 𝑉_б1 + 𝑉_с1 + 𝑉_п = 95 + 45 + 850 = 990 м³

𝑉₂ = 𝑉_б2 + 𝑉_с2 + 𝑉_п = 1270 + 400 + 850 = 2520 м³

𝑉₃ = 𝑉_б3 + 𝑉_с3 + 𝑉_п = 2400 + 700 + 850 = 3950 м³

𝑉₄ = 𝑉_б4 + 𝑉_с4 + 𝑉_п = 210 + 350 + 850 = 1410 м³
Определим потребное количество материалов для приготовления растворов проектируемого типа для каждого варианта. Количество глинопорошка определяют по формуле:

Q_гл = 𝑞_глV , кг

где 𝑞_гл − количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1м³ глинистого раствора необходимой плотности, кг/м³;

^qгл

ρ_г(ρ_р − ρ_в)


г в
^{= (}ρ − ρ ⁾⁽1 − m⁾
, кг/ м³

где ρ_г − плотность сухого глинопорошка, которую можно применять по ТУ 39-044 и ГОСТ 25795 (ориентировочно ρ_г= 2700 кг/м3);

ρ_р - требуемая плотность бурового раствора, кг/м3;

ρ_в = 1000 кг/м³ - плотность воды, взятой для приготовления раствора;

𝑚 = 0,06 … 0,1 − влажность глинопорошка.

^qгл1
q

2700 · ⁽1150 − 1000<sup>)

= (</sup>2700 − 1000⁾⁽1 − 0,06⁾

2700 · ⁽1150 − 1000⁾

=


= 220 кг/ м³
= 205 кг/ м³

гл2

⁽2700 − 1000⁾⁽1 − 0,06⁾

Количество воды, необходимое для приготовления заданного объема V

бурового раствора, рассчитываем по формуле:

Q_в = q_вV , м³
где q_вколичество воды для приготовления 1м³ бурового раствора, кг/м3.

ρ_г − ρ_р

ρ
q_в =

г

,

− ρ_в

2700 − 1150

^{qв =} 2700 − 1000 ^{= 0,91}

2700 − 1200

^{qв2 =} 2700 − 1000 ^{= 0,88}

2700 − 1240

^{qв3 =} 2700 − 1000 ^{= 0,85}
Количество каждого вида химреагента, необходимого для обработки объема V бурового раствора, определяется по формуле:

𝑀_р = CV, кг C – концентрация химического реагента, кг/м³.

Раздел 1.01 Итого реагентов для бурения скважины

8. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Интервал 0(0 - 14 м)

Этот интервал не бурится, четырнадцатиметровое направление вбивается по специальной технологии. Интервал представлен отложениями четвертичной системы, сложенной супесями, суглинками, песками и глинами. Буровой раствор не используется.

Интервал I (14 – 120 м)

Бурениеподкондукторв интервале 14 – 120 м, предусматривается с использованием свежеприготовленногоглинистого раствора, который готовится по приведенной выше рецептуре. Вода затворения раствора должна обязательно испытываться на содержание хлоридов, жесткость, рН. Провести опрессовку всех ёмкостей, трубопроводов циркуляционной системы и системы очистки бурового раствора. Бурение под кондуктор начинается на свежеприготовленном глинистом растворе на основе глинопорошка.Выполнить ревизию и проверить работоспособность оборудования системы очистки и оборудования для приготовления бурового раствора (гидроворонка, и пр.).

В начале проведения работ необходимо провести химический анализ технической воды, используемой для заготовления бурового раствора с целью определения содержания хлоридов, общей жесткости и pH. Набрать воду в емкость приготовления, произвести замер химического состава с целью определения общей жесткости, жесткости по Ca⁺⁺ и содержание ионов Cl^-.

На основании результатов замера, при необходимости, произвести обработку воды затворения с целью снижения жесткости до необходимого уровня.

Произвести замер pH, при необходимости повысить pH до 9-10. Ввод каустической соды через гидроворонку запрещен. Ввод каустической соды производить только с использованием специальной закрывающейся емкости

«Химическая емкость», имеющей перемешиватель и возможность перемешивания с закрытой крышкой, и сливное отверстие в нижней части емкости, оборудованное краном с возможностью регулировки скорости потока.

На данном интервале будет использоваться полимерглинистый раствор с высокими реологическими параметрами для обеспечения хорошей выносящей способности раствора, предотвращения размыва и осыпания рыхлых пород.

К началу бурения интервала на поверхности должен быть заготовлен бентонитовый раствор в необходимом объеме.С целью получения устойчивой бентонитовой суспензии необходимо сначала приготовить бентонитовую пасту на подготовленной пресной воде. (Время гидратирования бентонита не менее 6 часов).

Рекомендованный порядок ввода химических реагентов:

• 
  Вода для приготовления пасты;
  
• 
  Гидроокись натрия;
  
• 
  Бентонит (концентрация бентонита в пасте не менее 60 кг/м3);
  
• 
  Вода (довести концентрацию бентонита в общем объёме до программных путём разбавления);
  

Инженерные рекомендации:

Поддержание свойств бурового раствора.

Инженер по буровым растворам должен проводить полный комплекс лабораторных исследований свойств бурового раствора в соответствии с требованиями стандарта API не менее 2-х раз в сутки, чтобы можно было надлежащим образом контролировать и поддерживать свойства промывочной жидкости. В зависимости от свойств бурового раствора, а также во время осложнений может потребоваться большее количество лабораторных замеров. Плотность

При бурении интервала 14–120 м необходимо поддерживать плотность бурового раствора на уровне 1,12-1,15 г/см3. Контроль плотности должен осуществляться при помощи оборудования системы очистки, а также вводом свежеприготовленного объёма бурового раствора. Добавление свежеприготовленного раствора, разбавления, может вызвать снижение плотности раствора в активной системе. Следует избегать резкого снижения плотности (ниже 0,03 г/см3 от программных значений).

Содержание песка

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1%. Работа оборудования системы очистки должна полностью обеспечивать очистку бурового раствора от песка. Если содержание песка в растворе выше 1%, то необходимо рекомендовать остановить углубление скважины и встать на промывку для очистки бурового раствора от абразивной твёрдой фазы.

Условная вязкость

Условную вязкость бурового раствора необходимо поддерживать в пределах 25 – 30 с для обеспечения качественного выноса выбуренной породы на поверхность, а также предотвращения размыва и обвалов верхних неустойчивх пород.

Регулирование фильтрации

Регулирование фильтрации производится поддержанием концентрации бентонита в раствор. Наличие бентонита в буровом растворе способствует образованию качественной глинистой корки в интервалах залегания песков, что позволяет предотвратить поглощение бурового раствора и размыв стенок ствола скважины.

Подготовка к спуску обсадной колонны

Перед спуском колонны необходимо промыть скважину не менее 2-х циклов. Возможны проблемы при выходе шлама на устье, а именно оседание шлама в желобной системе. В связи с этим необходимо обеспечить присутствие персонала буровой бригады на желобной системе для своевременной очистки желобной системы и вибросит от выбуренной породы. Обеспечить наличие мойки высокого давления. При замене раствора на водной основе на БИЭР перед БИЭР закачивается буферная жидкость – нефть в объеме 1,5-2 м3. Перед спуском промежуточных и эксплуатационной колонн снизить реологические параметры БИЭР:

Вязкость пластическая 20-25 сП ДНС 20-25 фунт/100 фут2

Тип, параметры и компонентный состав. Бурового раствора для пилотного ствола принимаются такие же, как для интервала 2400-7800 м.

Интервал II (120 – 2400 м)

Бурение интервала производится на растворе БИЭР (буровой инвертно- эмульсионный раствор). Дополнительное количество раствора готовится для поддержания необходимого объема в циркуляционной системе. Рецептура раствора и параметры приводились выше.

Подготовка и приготовление

При бурении интервала под 1-ю промежуточную колонны возможны поглощения промывочной жидкости от частичного до катастрофического. Для бурения под эксплуатационную колонну используется раствор на углеводородной основе плотностью 1,20 г/см3. Необходимо проанализировать свойства раствора и, при их неудовлетворительных значениях, произвести его обработку для достижения программных параметров.

Разбуривание обратного клапана и цементного стакана предыдущей обсадной колонны будет проводится с использованием бурового раствора с предыдущего интервала с целью предотвратить загрязнение раствора цементом. Для бурения под колонну предусматривается использование буровой инвертно-эмульсионный раствора. В процессе приготовления раствора будет использованыдизельное топливо, нефть, эмультал, СМАД-IM, СЭТ- 1,VG-69, окись кальция, вода пресная, кальций хлористый, выбуренная порода, утяжелитель баритовый, предварительно обработанные до необходимых программных параметров.

Приемные мерники и все соединительные линии до поверхностного оборудования и буровых насосов должны быть тщательно очищены от шлама и промыты до начала приготовления бурового раствора.

Набрать воду в емкость приготовления, произвести замер химического состава с целью определения общей жесткости, жесткости по Ca⁺⁺ и содержание ионов Cl^-.Ввод смазочной добавки осуществлять по циклу при циркуляции в процессе углубления и перед спуском обсадной колонны.

Инженерные рекомендации:

Перед разбуриванием оснастки предыдущей колонны.Разбуривание обратного клапана и цементного стакана предыдущей обсадной колонны

рекомендуется проводить с использованием тех. воды или раствора, оставшегося с предыдущего интервала. Если для этих целей планируется использование раствора из предыдущего интервала, то необходима предварительная обработка реагентом двууглекислый натрий в концентрации порядка 1,0 кг/м3 для уменьшения содержания кальция в растворе ниже 2000 мг/л.

Плотность

Контроль плотности должен осуществляться при помощи оборудования системы очистки, а также вводом свежеприготовленного объёма бурового раствора. Это должно способствовать стабилизации ствола при бурении до забоя и во время спуска колонны. Добавление свежеприготовленного раствора, разбавление, может вызвать снижение плотности раствора в активной системе. Следует избегать резкого снижения плотности (ниже 0,03 г/см3 от программных значений).

Содержание песка

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1%. Работа оборудования системы очистки должно полностью обеспечивать очистку бурового раствора от песка.

Реологические характеристики

Условную вязкость бурового раствора необходимо поддерживать в пределах 20 – 30 с для обеспечения качественного выноса выбуренной породы на поверхность и сохранения устойчивости стенок скважины. Характеристики регулируются при помощи контроля содержания коллоидной фазы (обеспечить минимальное её содержание во избежание роста пластической вязкости, давлений циркуляции, пусковых давлений и ЭЦП). Для этого необходимо использовать системы очистки бурового раствора с максимальной эффективностью. Соотношение фаз 70/30 (у/в основа)

Подготовка к спуску обсадной колонны

Перед спуском колонны необходимо промыть скважину не менее 2-х циклов. При осложненном стволе (превышение сроков бурения, проблемное хождение инструмента), по согласованию с представителем заказчика,

установить на забой пачку с содержанием смазки 6%, с составлением соответствующего акта.Перед спуском промежуточных и эксплуатационной колонн снизить реологические параметры БИЭР:

Вязкость пластическая 20-25 сП ДНС 20-25 фунт/100 фут2

Тип, параметры и компонентный состав. Бурового раствора для пилотного ствола принимаются такие же, как для интервала 2400-7800 м. ИнтервалыIII, IV (2400-7800м)

Бурение интервалов под вторую промежуточную и эксплуатационную колонныпредполагается буритьбуровым инвертно-эмульсионным раствором. Дополнительное количество раствора готовится для поддержания необходимого объема в циркуляционной системе. Рецептура раствора и параметры приводились выше.

Подготовка и приготовление

Разбуривание обратного клапана и цементного стакана предыдущей обсадной колонны будет проводится с использованием бурового раствора с предыдущего интервала с целью предотвратить загрязнение раствора цементом. Для бурения под вторую промежуточную и эксплуатационную колонны предусматривается использование БИЭР раствора, плотностью 1,24 г/см3.В процессе приготовления раствора будет использованыдизельное топливо, нефть, эмультал (, СМАД-IM, СЭТ-1,VG-69, окись кальция, вода пресная, кальций хлористый, выбуренная порода, утяжелитель баритовый, предварительно обработанные до необходимых программных параметров.

Приемные мерники и все соединительные линии до поверхностного оборудования и буровых насосов должны быть тщательно очищены от шлама и промыты до начала приготовления бурового раствора.Набрать воду в емкость приготовления, произвести замер химического состава с целью определения общей жесткости, жесткости по Ca⁺⁺ и содержание ионов Cl^-.

Ввод смазочной добавки осуществлять по циклу при циркуляции в процессе углубления и перед спуском обсадной колонны.

Инженерные рекомендации:

Перед разбуриванием оснастки предыдущей колонны.Разбуривание обратного клапана и цементного стакана предыдущей обсадной колонны рекомендуется проводить с использованием тех. воды или раствора, оставшегося с предыдущего интервала.

Плотность

Контроль плотности должен осуществляться при помощи оборудования системы очистки, а также вводом свежеприготовленного объёма бурового раствора. Это должно способствовать стабилизации ствола при бурении до забоя и во время спуска колонны. Добавление свежеприготовленного раствора, разбавление, может вызвать снижение плотности раствора в активной системе. Следует избегать резкого снижения плотности (ниже 0,03 г/см3 от программных значений).

Содержание песка

Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1%. Работа оборудовния системы очистки должно полностью обеспечивать очистку бурового раствора от песка.

Реологические характеристики

Условную вязкость бурового раствора необходимо поддерживать в пределах 15 – 25 с для обеспечения качественного выноса выбуренной породы на поверхность и сохранения устойчивости стенок скважины. Характеристики регулируются при помощи контроля содержания коллоидной фазы (обеспечить минимальное её содержание во избежание роста пластической вязкости, давлений циркуляции, пусковых давлений и ЭЦП). Для этого необходимо использовать системы очистки бурового раствора с максимальной эффективностью. Соотношение фаз 80/20 (углеводородная основа) Подготовка к спуску обсадной колонны

Перед спуском колонны необходимо промыть скважину не менее 2-х циклов. При осложненном стволе (превышение сроков бурения, проблемное хождение инструмента), по согласованию с представителем заказчика, установить на забой пачку с содержанием смазки 6%, с составлением

соответствующего акта.Перед спуском промежуточных и эксплуатационной колонн снизить реологические параметры БИЭР:

Вязкость пластическая 20-25 сП ДНС 20-25 фунт/100 фут2

Тип, параметры и компонентный состав. Бурового раствора для пилотного ствола принимаются такие же, как для интервала 2400-7800 м.