Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины глубиной 2400 м.. Российский государственный геологоразведочный университет

• Название: Российский государственный геологоразведочный университет
• Анкор: Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины глубиной 2400 м
• Дата: 18.01.2022
• Размер: 478.93 Kb.
• Имя файла: 19_FDz.docx
• Тип: Регламент; #335450

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра бурения скважин

Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины глубиной 2400 м.
Вариант №10

Выполнил:

Проверил:

Москва 2009

Оглавление.

Краткая геологическая характеристика разреза скважины . . . . . . . . . . . . 3

Особенности технология бурения скважины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Схема конструкции скважины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Анализ инженерно-геологических условий бурения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Формирование требований к промывочным

жидкостям и выбор их видов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Расчёты связанные с приготовлением промывочных жидкостей. . . . . . . . 12

Расчёт количества химических реагентов для обработки бурового раствора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

Технологический регламент . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Список используемой литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

Раздел 1 Краткая геологическая характеристика разреза скважины.

№	Описание пород		Интервалы			Осложнения	Характеристика твердости
			От	До	Всего
1	Суглинки мягкие		0	12	12		II
2	Глины мягкие с прослоями песка.		12	30	18	Облипы	II
3	Глины с прослойками песчаников		30	120	90	Поглощение К=12	III
4	Известняки с прослоями доломитов		120	180	60		V
5	Песчаники и глины		180	260	80		III
6	Известняки с прослоями доломитов		260	380	120	Поглощение К=8	V
7	Доломиты, известняки		380	580	200		V
8	Известняки и доломиты с прослоями окремлненных известняков		580	740	160		VI
9	Известняки, доломиты. Местами окремненные.		740	830	90		VIII
10	Известняки и доломиты		830	950	120		V
11	Глины, песчаники		950	1000	50	Сужение ствола скважины	V
12	Известняки ср. твердости, твёрдые		1000	1010	10		VI
13	Известняки сахаровидные		1010	1120	110		VI
14	Известняки доломитизированные с прослоями глины		1120	1270	150		VI
15	Доломиты тв. С прослоями глины		1270	1305	35		V
16	Известняки с прослойками окремненных доломитов		1305	1380	75		V
17	Известняки средней плотности		1380	1530	150	Коагуляция	V
18	Доломиты с вкраплением гипса		1530	1650	160	Коагуляция	IV
19	Известняки и доломиты с прослоями глины		1650	1790	100		IV
20	Плотные глины, глинистые отложения, сланцы		1790	1850	60		V
21	Плотные глины с прослоями алевролитов		1850	1880	30		VI
22	Мелкозернистые песчаники с прослойками глины		1880	1995	75	Нефть	V
23	Плотные глины, в нижней части песчаники.		1995	2045	90	Признаки нефти	VI
24	Гранитогнейсы		2045	2400	335		IV

Раздел 2 Особенности технология бурения скважины.

Так как скважина является разведочно-эксплуатационной на нефть и газ и её глубина составляет 2400 м. Выбираем буровую установку БУ-80 БрД.

Технические характеристики установки БУ-80 БрД

Параметры	Значения параметров
Максимальная грузоподъёмность	1.4 МН
Рекомендуемая глубина бурения	2800
Максимальная оснастка талевой системы	4х5
Длина свечи	24 м
Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната	200 кН
Диаметр талевого каната	28 мм
Вид привода	Дизель-гидравлический
Тип привода	Групповой
Мощность на барабане лебёдки	560 кВт
Лебёдка	ЛБ-20Бр
Буровой насос	БРН-1
Число насосов	2
Гидравлическая мощность	280 кВт
Максимальная подача насоса	34.3 л/c
Ротор	Р-460
Мощность передаваемая на ротор	220 кВт
Вертлюг	ШВ14-160М
Вышка	А-образная мачтовая
Полезная высота вышки	39.5 м.
Грузоподъемность кронблока	185 т.
Грузоподъемность талевого блока	140 т.
Дизель генераторной станции: шифр	ДЭА-100
число	2
Мощность станции	2х100 кВт
Производительность (суммарная) компрессорных станций	9-10
Максимальное рабочее давление воздуха.	0.8 МПа

1) Согласно рекомендациям и заданному дебиту выбираем диаметр эксплуатационной колонны равный 127 мм. .
Принимаем эксплуатационную колонну безмуфтового соединения.

2) Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну.



где: - минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и обсадной колонны.

Принимаем .
3) Внутренний диаметр промежуточной колонны.

.

Принимаем .
4) Диаметр долота при бурении под промежуточную колонну.

.

Принимаем .
5) Внутренний диаметр кондуктора.



Принимаем
6) Диаметр долота при бурении под кондуктор.

.

Принимаем .

7) Внутренний диаметр направляющей колонны.

.

Принимаем .
8) Диаметр долота при бурении под направляющую колонну.

.

Принимаем .





Раздел 3 Анализ инженерно-геологических условий бурения.

Дадим предварительные рекомендации по регулированию параметров промывочных жидкостей, с целью устранения возможных осложнений при бурении скважины.
1) Интервалы без осложнений.

0-12 м. Суглинки мягкие.

При бурении данной породы возможны осыпания стенок скважины, что мешает нормальному процессу бурения. Промывочная жидкость, в данном случае, должна обладать минимальной фильтрацией, ингибирующими и крепящими свойствами.
120-180 м. Известняки с прослоями доломитов.

На данном участке необходимо убедиться в совместимости промывочной жидкости, для исключения растворения отложений. При перебуривании этого интервала возможно обогащение катионами кальция и магния, что может привести к коагулятивному загущению раствора.
180-260 м. Песчаники и глины.

На данном участке промывочная жидкость должна обладать ингибирующими и крепящими свойствами, а так же минимальным показателем фильтрации.
380-950 м. Чередование известняков, доломитов, местами окремненные.

Промывочная жидкость должна обладать совместимостью с данными отложениями горных пород, для исключения растворения. При перебуривании этого интервала возможно обогащение катионами кальция и магния, что может привести к коагулятивному загущению раствора.
1000-1380 м. Чередование известняков, доломитизированных известняков, доломитов, встречаются прослои глины.

На данном участке, так же должна присутствовать совместимость промывочной жидкости к данным породам, для исключения их растворения. Для предотвращения набухания глин, промывочная жидкость должна обладать минимальными фильтрационными свойствами, ингибирующим и крепящим действием. При перебуривании этого интервала возможно обогащение катионами кальция и магния, что может привести к коагулятивному загущению раствора.
1650 — 1880 м. Известняки, доломиты, глины с прослоями алевролитов.

Промывочная жидкость должна обладать минимальными фильтрационными свойствами, для избежания набухания глинистых минералов. Алевролиты могут содержать карбонаты, следовательно промывочная жидкость должна иметь совместимость.

2045-2400 м. Гранитогнейсы.

Раствор должен обладать способностью к прогрессивному способу бурения.
2) Интервалы с осложнениями.

12-30 м. Глины мягкие с прослоями песка

Осложнения: Облипы.

30-120 м. Глины с прослойками песчаников.

Осложнения: Поглощение К=12.

Поглощение такой интенсивности можно ликвидировать путём ввода в промывочную жидкость наполнителя, уменьшающего поглощательную способность с последующим тампонированием интервала поглощения.
260-380 м. Известняки с прослоями доломитов.

Осложнения: Поглощение К=8

Ликвидация производится аналогично предыдущей пачке. Так же раствор должен иметь совместимость, так как при перебуривании интервала возможно обогащение катионами кальция и магния.
950-1000 м. Глины, песчаники.

Осложнения: Сужение ствола скважины.

Необходимо увеличить реологические свойства и уменьшить показатель фильтрации промывочной жидкости.
1380-1650 м. Известняки, доломиты с вкраплениями гипса.

Осложнения: Коагуляция.

Для проходки данной пачки следует использовать промывочную жидкость, которая будет разжижать кальциевые глинистые растворы и препятствовать коагуляции.
1880-2045 м. Мелкозернистые песчаники, глины.

Осложнения: Нефть, признаки нефти.

В данных условиях следует не превышать гидростатическое давление, по сравнению с пластовым. Так же должно присутствовать соответствие между промывочной жидкостью и пластовыми флюидами. Следовательно необходимо использовать растворы на углеводородной основе.

Раздел 4 Формирование требований к промывочным жидкостям и выбор их видов.

Номера слоёв.	Интервал м.	Характеристики пород.	Рациональный тип промывочной жидкости.
1	2	3	4
1	0 - 12	Суглинки мягкие	Гипан, КМЦ-350, Известь, ССБ
2	212-30	Глины мягкие с прослоями песка
3	30-120	Глины с прослоями песчаников	+ целлофановая крошка.
4	120-180	Известняки с прослоями доломитов	+ кальцинированная сода, УЩР
5	180-260	Песчаники, глины
6	260-380	Известняки с прослоями доломитов	+ целлофановая крошка
7,8,9,10	380-950	Известняки, доломиты, местами окремненные.
11	950-1000	Глины, песчаники.
12,13,14, 15,16	1000-1380	Известняки, доломитизированные известняки, доломиты, прослои глины.
17,18	1380-1650	Известняки, доломиты, вкрапления гипса.
19,20,21	1650-1880	Известняки, доломиты, глины, алевролиты
22,23	1880-2045	Песчаники, глины	Раствор на углеводородной основе (ИБР)
24	2045-2400	Гранитогнейсы	ИБР после перебуривания интервала с нефтепроявлениями.

Раздел 5. Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров.

1) Состав раствора: Бентонитовая глина, Для снижения водоотдачи и для улучшения ингибирующих свойств глинистых пород следует использовать Гипан-1 (гидролизированный полиакрилонитрил)

Вязкость данного раствора 10-22 мПа*с

Водоотдача раствора, содержащего 25% глинопорошка, 10% NaCl и 1% Гипана, не более 9 .

Для усиления стабилизирующих действий и снижении показателя фильтрации предусматривается КМЦ-350 в количестве 0.5-0.7%

Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывают известью в количестве 0.3% т.к. Известь является источником катионов кальция и процесс взаимодействия кальция с горной породой сопровождается образованием конденсационно-кристалической структуры, укрепляющей стенки скважины. Для получения такой структуры в раствор вводятся лигносульфонаты ССБ — 3%.

Таким образом параметры глинистого полимерного раствора будут иметь вид:

;

;

;

.
2) Для уменьшения интенсивности поглощения следует добавить целлофанувую крошку. Размеры частиц 0.25-12 мм,

при концентрации 0.2-2
3) На участке присутствует агрессия катионов кальция и магния. Обработка раствора кальцинированная содой обеспечит связывание катионов. Для исключения загущения и коагуляции следует в состав раствора ввести УЩР.

NaCO3 – 1,0 – 1,5 ; УЩР — 20-30 .
4) 1880-2045 м. Мелкозернистые песчаники, глины.

Выбираем ИБР — известковобитумный раствор (безводный РУО).

Необходимо соблюдать равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи:

.

Где

- коэффициент стомальности.

- коэффициент безопасности = 1.05-1.1

- плотность воды.

;

Тогда: .

Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо иметь показатель плотности ИБР равный .

Состав исходного ИБР (кг на 1 раствора)

Дизельное топливо ДЛ - 563,

Битум с температурой размягчения - 155

Известь негашёная (СаО) - 310

Сульфанол, НП-3 или НП-1 — 12.

Вода — 60.

Параметры исходного раствора:

;

;

;

.

Следует утяжелить раствор до плотности 1.7
Раздел 6. Расчёты связанные с приготовлением промывочных жидкостей.

№	Вид обсадной колонны	Глубина спуска обсадных колонн м.	Диаметр обсадной колонны (мм)		Диаметр долота в интервале (мм)
			Наружный	Внутренний
1	Направляющая	125	406.4	384.2	490
2	Кондуктор	385	273.1	255.3	349.2
3	Промежуточная	1005	193.7	177.7	244.5
4	Эксплуатационная	2400	127	111	161

1) Определяем объём бурового раствора для бурения под направляющую колонну.

.

Где: - Исходный объем бурового раствора.

- запасной объем.

;

Где: - диаметр долота под направляющую.

l — Длина интервала скважины под направляющую.

.

Где: - норма расхода бурового раствора.

Тогда: .
2) Определение дополнительного объема бурового раствора для бурения под кондуктор.

;

Где: - количество бурового раствора для увеличения запасного объема.

.

Где: - Запасной объем раствора для бурения под направляющую обсадную колонну.

- Запасной объем для бурения под кондуктор.

Определим объем раствора необходимый для заполнения промежутка от устья до конца направляющей колонны.

;

.

.

Проверяем условие:

< .

Следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину .

Найдём объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор.

.

Следовательно для бурения потребуется следующее количество бурового раствора:

.
3) Определяем дополнительный объем бурового раствора для бурения под промежуточную обсадную колонну.

;

Количество бурового раствора для увеличения запасного объема при бурении под промежуточную колонну составляет:

.

Аналогично расчётам для кондуктора:

=

= .

Проверяем условие:

< .

Следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину .

Найдём объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор.

.

Следовательно для бурения потребуется следующее количество бурового раствора:

.
4) Определяем объем бурового раствора, необходимого для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну.

Следует отметить, что бурение ведётся до кровли продуктивной залежи — 1880 м. Далее раствор следует сменить на ИБР (см. раздел 5), и добурить скважину до проектной глубины в 2400 м.

;



=

;

> . Следовательно дополнительного объема бурового раствора не требуется.

Необходимый объем бурового раствора для механического бурения скважины до кровли продуктивной залежи.

.

Следовательно дополнительный объем раствора будет равен:

.

5) Определяем количество бурового раствора для бурения скважины во всех интервалах до кровли продуктивной залежи.

.

6) Определяем количество бурового раствора, потребного для первичного вскрытия продуктивной залежи и добуривания скважины до проектной глубины 2400 м.

.

Где: - Исходный объем бурового раствора.

- запасной объем.

;

.

Где: - глубина расположения кровли продуктивной залежи.

Тогда: .

После достижения проектной глубины 2400 м., в скважину опускается эксплуатационная колонна той же длины с последующим вторичным вскрытием продуктивной залежи.

7) Определяем массу глины для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения всей скважины.

.

8) Определение необходимого количества воды для бурения скважины.

.

9) Определяем средний расход глины на бурение 1 метра скважины:

.

10) Определяем средний расход воды на бурения 1 метра скважины:

.
Раздел 6.2 Расчёт количества химических реагентов для обработки бурового раствора.

Определим количество реагентов для бурения под направляющую.

Для гипана:

.

- Масса компонента для обработки исходного раствора:

- Масса компонента для обработки запасного объема раствора:

- масса компонента для обработки расходуемого при бурении раствора.

Тогда :

.

Аналогично для других реагентов:

Для КМЦ-350:

.

;

;

;

.

Для извести:

.

;

;

;

.

Для ССБ:

.

;

;

;

.
На глубине 30 метров вводим целлофановую крошку, тогда:

;



;

;

.
Определим количество реагентов для бурения под кондуктор:

Для гипана:

.

;

;

Тогда :

.

Аналогично для других реагентов:

Для КМЦ-350:

.

;

;

.

Для извести:

.

;

;

.

Для ССБ:

.

;

;

.

На глубине 260 метров вводим целлофановую крошку, тогда:

;



;

;

.

Для NaCO3:

.

;

;

;

.

Для УЩР:

.

;

;

;

.

Определим количество реагентов для бурения под промежуточную колонну.

Для гипана:

.

;

;

Тогда :

.

Аналогично для других реагентов:

Для КМЦ-350:

.

;

;

.

Для извести:

.

;

;

.

Для ССБ:

.

;

;

.

Для NaCO3:

.

;

;

.

Для УЩР:

.

;

;

.
Определим количество реагентов для бурения под эксплуатационню колонну.

До кровли продуктивной залежи на глубине 1880 м.

Для гипана:

.

Для КМЦ-350:

.

Для извести:

.

Для ССБ:

.

Для NaCO3:

.

Для УЩР:

.

Суммарное количество реагента:

;

;

;



;

.

Определим количество реагентов для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 1880 — 2400 м.

Дизельное топливо:

.

;

;

;

Тогда :

.

Битум:

.

;

;

;

Тогда :

.

Известь негашёная:

.

;

;

;

Тогда :

.

Вода:

.

;

;

;

Тогда :

.

Сульфанол НП-1:

.

;

;

;

Тогда :

.

Список используемой литературы.

1. 
   Методическое пособие «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважины» Н.В. Соловьев. Москва 2006 г.
   
2. 
   Практическое руководство по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» Н.В. Соловьев, А.А. Анненков, Соловьев Е.Н.
   
3. 
   Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, А.Г. Мессер, Н.В. Соловьев.
   
4. 
   Промывка и тампонирование геолого-разведочных скважин. Л.М. Ивачев.