Курсовая работа БПЖ (2). Регламент на промывку наклоннонаправленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2433 м на Губкинском месторождении
 Скачать 420.67 Kb.
|
|
Общие требования к буровым растворам Тип бурового раствора выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-механическими свойствами горных пород, слагающих разрез скважины и пластовыми давлениями. При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном районе. «Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов». Требования к буровым промывочным жидкостям представлены в «Правилах безопасности нефтяной и газовой промышленности» от 2013г: - не ухудшать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов; - не вызывать коррозию и износ бурильного инструмента и бурового оборудования; - не растворять и не разупрочнять породы в стенках скважины, сохраняя ее номинальный диаметр; - обладать устойчивостью к действию электролитов, температуры и давления; - обладать низкими пожароопасностью, взрывоопасностью и токсичностью, высокими гигиеническими свойствами; - быть экономичными, обеспечивая низкую стоимость метра проходки;
Исходя из литологического строения разреза пород, на Губкинском месторождении во взаимодействие с буровыми промывочными жидкостями выступали в основном глинистые отложения. Исходя из этого на месторождении для бурения интервалов одинаковой буримости применялись следующие типы буровых растворов: В интервале 0-160 м – бентонитовый раствор, плотностью 1,16 г/см3, содержащий бентонитовый глинопорошок. Раствор с высокими структурно – реологическими параметрами, обеспечивающий требуемую выносящую способность, также предотвращающий размыв и осыпание слабосцементированных пород. В интервале 160-500 м – BENTONITE-POLYMER, c плотностью 1,20 г/см3, раствор с высокими структурно-реологическими параметрами, обеспечивающий требуемую выносящую способность, также предотвращающий размыв и осыпание слабосцементированных пород. В интервале 500-1200 м – BOREMAX Ⅱ, с плотностью 1,17 г/см3, ингибирующий раствор, отлично зарекомендовавший себя на месторождениях региона. Для обеспечения необходимого качества очистки скважины ДНС должно поддерживаться в пределах 1,5 – 3 Па. Для оптимизации реологических характеристик бурового раствора необходимо использовать, BARAZAN D и API BENTONITE. Фильтрацию бурового раствора по API необходимо поддерживать не более 10 мл/30 мин. При повышении значения фильтрации выше 10 мл/30 мин, следует произвести обработку реагентами-понизителями водоотдачи PAC. Производить прокачку кольматационно-очищающих пачек каждые 150 – 200 м бурения. В интервале 1200-2482 м – KCL-полимерный, с плотностью 1,11 г/см3, раствор с высокими ингибирующими свойствами. Основные ингибиторы глинистых сланцев – соль KCl, асфальтен BDF-490. Фильтрацию бурового раствора по API необходимо поддерживать не более 6 мл/30 мин. При повышении значения фильтрации выше 6 мл/30мин, следует произвести обработку реагентами-понизителями водоотдачи PAC. Для обеспечения необходимого качества очистки скважины ДНС должно поддерживаться в пределах 5 – 12 Па. Для оптимизации реологических характеристик бурового раствора необходимо использовать, BARAZAN D 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 15 Основные цели применения данной системы раствора: - Не допускать дифференциального прихвата -Обеспечить качественное вскрытие и защиту продуктивного пласта -Сохранять стабильность ствола -Обеспечить удовлетворительную очистку ствола скважины -Создать репрессию на пласт 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 16
Первый вариант буровых растворов выбирается в соответствии с опытом бурения на данном месторождении. Второй вариант выбирается на основании литературного обзора. Основным критерием при выборе типа бурового раствора для конкретных геологических условий является соответствие составов буровых растворов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия с буровыми растворами, разделяют на восемь групп с учетом пределов минерализации температуры на забое. Первая группа- песчаники, доломиты, известняки. Эти породы характеризуются устойчивостью при разбуривании, так как не изменяют своих физико-химических свойств под воздействием фильтрата буровых растворов. Вторая группа- песчаники, известняки, доломиты с пропластками глин, аргиллитов, мергелей, алевролитов. Эти породы неустойчивы вследствие набухания глин и осыпей аргиллитов и алевролитов, в связи, с чем их разбуривание сопровождается осыпями, обвалами, поглощениями буровых растворов и прихватами бурильного инструмента. Третья группа- глины. Разбуривание глин сопряжено с большими трудностями, так как они могут легко переходить в раствор, увеличивая в нем содержание твердой фазы. Наибольшее влияние оказывает коллоидная составляющая разбуриваемых глин. Четвертая группа - аргиллиты, алевролиты, глинистые известняки. Эти породы, имеющие пластинчатое строение, характеризуются неустойчивостью к осыпям и обвалам. Пятая группа- каменная соль. Ее растворение обуславливает образование каверн, что может, в свою очередь, привести к осыпям, обвалам вышележащих терригенных пород. Шестая группа- каменная соль с пропластками других солей, обладающих различной растворимостью. Седьмая группа- каменная соль с пропластками терригенных пород. Восьмая группа- каменная соль с пропластками бишофита и терригенных пород. 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 17 Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу. Систематизация данных об используемых при бурении скважин буровых растворах (в зависимости от типа горных пород, допустимой минерализации водной фазы, температуры на забое, ингибирующей способности, растворимости горных пород в воде) позволила разделить их на пять основных типов, которые подразделяются на виды, а виды - на рецептуры. Интервал № 1 (0-160). Бурение под направление. Относится ко второй группе пород т.к. разрез представлен породами Четвертичной (Q) системы состоящей из переслаивания суглинков, супесей и песков. Интервал №2 (160-500). Бурение под кондуктор. Относится к третьей группе пород т.к. большая часть интервала сложена глинами. Интервал №3 (500-1200). Бурение под промежуточную колонну. Относится к третьей группе пород. Относится к третьей группе пород т.к. большая часть интервала сложена глинами. Интервал №4 (1200-2482). Бурение под эксплуатационную колонну. Относится к четвертой группе пород т.к. породы, слагающие интервал: аргиллиты темно-серые, алевритистые с прослоями серых и светло-серых алевролитов, песчаники серые и темно-серые, аргиллиты темно-серые местами битумизированные с редкими прослоями бурых углей. . 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 18 Таблица 2.1 – Тип бурового раствора.
Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов. Параметры промывочной жидкости в первую очередь определяются необходимостью создания гидростатического давления в скважине, препятствующего проявлению пластового и порового давления геологических формаций. Кроме того, состав и свойства промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей стенок скважины, обеспечивать создание малой зоны проникновения фильтрата в продуктивный пласт и своими реологическими свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик ЗД и наземного оборудования, качественной промывки скважины и выносу шлама. 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 19 Плотность бурового раствора. Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пласта и проникновение пластовых флюидов в скважину.  , (1)где,  - плотность промывочной жидкости, кг/м3 - ускорение свободного падения, м/с2( м/с2) - текущая глубина скважины, м - пластовое (поровое) давление на глубине , кг/м2 - горное (геостатическое) давление на глубине , кг/м2 , (2)где, Кз – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым. 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 20 Плотность бурового раствора при вскрытии газоводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину: - 10 % для скважин глубиной по вертикали до 1200 м. - 5 % для скважин глубиной по вертикали более 1200 м. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях равно гидростатическому давлению столба воды плотностью 1 г/см3 (1000 кг/м3) от кровли пласта до поверхности. Аномальное пластовое давление характеризуется любым отклонением от нормального. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливается исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям. Таким образом, в случае репрессии на пласт при вскрытии нефтеводонасыщенных, газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин, необходимую плотность бурового раствора  в кг/м3 определят по формуле: , (3)где - пластовое давление, Па;30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 21  - допустимая репрессия на пласт, Па;g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м В случае бурения скважин в интервалах залегания непроницаемых горных пород с депрессией на стенки скважины необходимую плотность бурового раствора определят по формуле: , (4)где  - допустимая депрессия на стенки скважины, Па.ΔРд= (10-15 %)·Рск, (5) Скелетное напряжение горных пород определяется разницей горного  и порового  давления по формуле: (6)где  - средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м3; - коэффициент аномальности порового давления; - плотность пресной воды,  кг/м3.Если при рассчитанных значениях плотности бурового раствора наблюдается посадки или затяжки инструмента, оптимальное значение подбирают путем её ступенчатого повышения. Реологические параметры бурового раствора. Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости  и динамического напряжения сдвига  30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 22 Динамическое напряжение сдвига. Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле:  (7)Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой системы очистки бурового раствора её в первом приближении оценивают по формуле:  (8)Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах:   Условная вязкость Вязкость качественно определят величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины, а также проникновение промывочной жидкости в поры и трещины горных пород. Оценочно определяется по формуле:  с (9)Структурно-механические свойства промывочной жидкости Структурно-механические свойства бурового раствора характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах. Эти свойства оценивают параметрами статического напряжения сдвига через 1 и 10 минут и их отношением. Выбор этих параметров должен проектироваться с учётом бурения в данном районе. Выбор необходимых значений показателя фильтрации и толщина образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учётом скважинных условий с целью предупреждения возможных осложнений при бурении и заканчивании скважин, сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:  см3/30 мин (10)Рассчитываем параметры бурового раствора для каждого интервала: Интервал (0-160 м)  КЗ=1,1,   Скелетное напряжение горных пород:    Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»  Среднее значение динамического напряжения сдвига:  Пластическая вязкость:  Условная вязкость:  Водоотдача:  30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 23 Интервал (160-500 м)  КЗ=1,1,  30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 24  Скелетное напряжение горных пород:    Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» Среднее значение динамического напряжения сдвига: Пластическая вязкость: Условная вязкость: Водоотдача: Интервал (500-1200 м)  КЗ=1,1,   Скелетное напряжение горных пород: 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 25    Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»  Среднее значение динамического напряжения сдвига:  Пластическая вязкость:  Условная вязкость:  Водоотдача:  Интервал (1200-2482 м)  КЗ=1,05,  Скелетное напряжение горных пород:   30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 26  Принимаем плотность бурового раствора для данного интервала согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»  Среднее значение динамического напряжения сдвига:  Пластическая вязкость:  Условная вязкость:  Водоотдача:  30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 27 Таблица 2.2 - Результат выбора типов буровых растворов.
30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 28 Продолжение таблицы 2.2 30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 29 Таблица 2.2.1 - данные по параметрам бурового раствора с месторождения.
30-1002.БПЖ.КП.009.2017 Лист 30 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||