Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы. курсач бпж. Регламент на промывку вертикальной нефтяной
 Скачать 0.92 Mb.
|
|
Интервал 2 Исходные данные. Месторождение(площадь, ЛУ) Назаргалеевское Скважина 25 Интервал бурения, м -от 50 -до 2100 Глубина залегания подошвы пласта, склонного к гидроразрыву, м 675 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196 Глубина залегания пласта, склонного к проявлению, м 675 Пластовое давление, Мпа 6,7 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 1850  Максимальный диаметр шлама, м 0,01Механическая скорость бурения, м/час 75 Средний диаметр ствола скважины, м 0,324 Секции бурильной колонны УБТ Длина секции, м 12 Наружный диаметр, мм 203 Внутренний диаметр, мм 100 СБТ Длина секции, м 214 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 ЛБТ Длина секции,м 50 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 Длина турбобура, м 23,6 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 ПАРАМЕТРЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Плотность, кг/м3 1051 Динамическая вязкость, Па с 0,009 Динамическое напряжение сдвига, Па 1,93 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 2 Диаметр цилиндровых втулок, м 160 Число двойных ходов поршня в 1 мин 65 Производительность, м3/с 0,049 Развиваемое давление, Мпа 23,4  Количество гидромониторных насадок 3 Диаметры, м 0,02*0,02*0,02 Скорость истечения жидкости, м/с 90 Результаты расчета: потери давления в циркуляционной системе
Интервал 3 Исходные данные. Месторождение(площадь, ЛУ) Приобское Скважина 25 Интервал бурения, м -от 2100 -до 2410 Градиент давления гидроразрыва, МПа/м 0,0196 Пластовое давление, МПа 9,3195 Плотность разбуриваемых пород, кг/м3 1800 Максимальный диаметр шлама, м 0,01 Механическая скорость бурения, м/с 0,019 Диаметр скважины, м 0,2159 Секции бурильной колонны УБТДлина секции, м 25 Наружный диаметр, мм 178 Внутренний диаметр, мм 80 ЛБТ Длина секции,м 50 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 ПК Длина секции,м 550 Наружный диаметр, мм 127 Внутренний диаметр, мм 108,62 ЛБТ Длина секции,м 295 Наружный диаметр, мм 147 Внутренний диаметр, мм 125 НАЗЕМНАЯ ОБВЯЗКА Стояк, мм 168 Диаметр проходного сечения,мм бурового рукава 102 вертлюга 75 ведущей трубы 101 Свойства промывочной жидкости плотность, кг/м3 1100 динамическая вязкость, Па с 0,001 динамическое напряжение сдвига, Па 2,4 Буровой насос У8-7М Количество одновременно работающих насосов, шт. 1 Диаметр цилиндровых втулок, м 190 Производительность, м3/с 0,0455 Развиваемое давление, МПа 15,9  5. ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ 5.1 Технология приготовления бурового раствора При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (8-6 см3 за 30 минут). Указанные требования к технологическим показателям бурового раствора, при бурении скважин с кустовых площадок обуславливают использование при бурении под направление и кондуктор готового глинистого раствора, оставшегося после окончания бурения предыдущих скважин куста, либо завезенного с соседних буровых (вариант 1). Применение такого раствора целесообразно также с экономической точки зрения. Буровой раствор закачивается в приемные емкости, где перемешивается буровыми насосами. Для достижения требуемых технологических показателей он дополнительно обрабатывается химическими реагентами. При бурении первой скважины куста (при отсутствии возможности завоза раствора с соседних буровых) раствор готовится из глинопорошка с помощью агрегата ЦА-320М и смесителя СМН-20. Для достижения требуемых параметров раствор обрабатывается химическими реагентами. Для повышения вязкости и структурных характеристик раствора, снижения показателя фильтрации используются полимерные реагенты акрилового ряда (гипан и др.) или на основе эфиров целлюлозы (КМЦ, КМОЭЦ и др.). Акриловые полимеры несколько превосходят КМЦ по крепящему воздействию на стенки скважины, но с экологической точки зрения предпочтительнее использование КМЦ.  Если используется готовый глинистый раствор, оставшийся после бурения предыдущей скважины куста, то он обладает хорошими противоприхватными свойствами, так как содержит достаточное количество смазочной добавки. При необходимости буровой раствор при бурении под кондуктор может быть дообработан экологически малоопасной смазочной добавкой.Если раствор готовится из глинопорошка, то обрабатывается смазочной добавкой для обеспечения хорошей смазочной способности. Ввод водного раствора КМЦ, приготовленного в гидромешалке или дополнительной емкости, осуществляется во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение двух циклов циркуляции, аналогично вводятся водные растворы щелочных агентов (Na2CO3). Для равномерной обработки раствора смазкой ФК-2000 Плюс она используется в виде 10-20%-го водного раствора, который вводится в течение одного цикла циркуляции. При необходимости снижения структурно-реологических характеристик раствора применяется НТФ, водный раствор которой вводится в буровой раствор в течение 2-3 циклов циркуляции. Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения обеспечивать качественное вскрытие продуктивного пласта. Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях. Выбор рецептур бурового раствора определяется указанными выше требованиями к раствору. В качестве рецептуры варианта №1 бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну принята рецептура на основе КМЦ, НТФ и смазочной добавки ФК-2000 Плюс. Буровой раствор, обработанный КМЦ и НТФ, достаточно эффективен с точки зрения вскрытия продуктивного пласта. Использование в составе раствора смазки ФК-2000 Плюс, которая содержит ПАВ, также способствует снижению отрицательного воздействия раствора на продуктивный пласт (по данным разработчика смазки ФК-2000 Плюс). КМЦ (со степенью полимеризации 600, 700) эффективно снижает показатель фильтрации, способствует формированию прочной фильтрационной корки и снижению набухания глинистой породы. Небольшие значения показателей вязкости раствора (для снижения потерь давления) обеспечиваются применением эффективного разжижителя НТФ. Применение смазочных добавок на основе растительных жиров придает раствору необходимые смазочные, противоприхватные свойства при сохранении малой экологической опасности. Реагент НТФ применяются для регулирования структурно-реологических свойств раствора. Щелочные агенты (NaOH, NaHCO3, Na2CO3) используются для создания рН раствора 8-9 и для удаления ионов кальция и магния из раствора. Большое содержание в растворе щелочных агентов (прежде всего NaOH) может способствовать снижению устойчивости стенок скважины и росту коагуляционных процессов в растворе, поэтому следует внимательно контролировать показатель рН раствора и при необходимости уменьшить или прекратить обработку раствора щелочными агентами. Водные растворы щелочных агентов (NaOH, Na2CO3, NaHCO3) вводят в раствор аналогично КМЦ при постоянной циркуляции. NaOH может затворяться в воде в дополнительной емкости.  Возможно применение смазки ФК-2000 Плюс совместно с графитом. Так как применение ФК-2000 Плюс может вызывать пенообразование в буровом растворе он дополнительно обрабатывается пеногасителем (стеарат алюминия), который вводится в буровой раствор одновременно со смазочной добавкой.Таблица 18 – Реагенты, применяемые для обработки буровых растворов
|
