МЕТОДИЧКА.СоловьевН.В.,СоловьевЕ.Н..... Руководство для курсового проектирования по дисциплине Буровые промывочные и тампонажные растворы
 Скачать 0.55 Mb.
|
|
Раздел 5. Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров. Этот раздел составляется на основе рекомендаций, изложенных в разделах 5 и 6 [3, стр. 15 и 21]. Выбор и обоснование видов промывочных жидкостей были сделаны в разделе 4 (табл. 1), а разработка рецептуры и обоснование свойств их осуществляется с учетом рекомендуемых источников, а также [3, стр. 19 – 20, табл. 5, и табл. 4 стр. 4]. Интервал 1, 0 – 200 м. Породы сложены чередованием глин, песков с галькой. Для обеспечения бурения в данном интервале без осложнений предусматриваем применение полимерглинистого раствора. В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент – модификация гипана (к – 4), который позволяет при концентрации 0,4 – 0,5% снизить водоотдачу до Ф30 = 4 – 6 см3 и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерглинистой корки закрепить песчаногалечные отложения. Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 0,5 – 0,7 %. Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся ПАА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы [1]. Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывается известью в количестве 0,3% т.к. известь является источником катионов Ca++ и процесс взаимодействия Ca++ с горной породой сопровождается образованием кондексационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины. Для получения такой структуры в раствор вводятся лигносульфонаты: ССБ – 3%, ОССБ – 1%. Выше перечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем и создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы. Наряду с этими свойствами разжижители способны снижать водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты [2]: Модификация гипана (к – 4) – 0,1% Известь Ca(OH)2 – 0,3% Каустическая сода NaOH – 0,3% Полиакриламид – ГПАА – 0,5% КМЦ – 350 – 0,7% Технологические параметры глинистого полимерного раствора [1]. ρ – плотность – 1,08 г/см3 Т – условная вязкость – 30 – 40 с. Ф30 – показатель фильтрации – 5 – 8 см3 за 30 мин. θ1 и θ10 – статическое напряжение сдвига – 30 дПа и 60 дПа Реологические параметры [3]. μп – пластическая вязкость –   – динамическое напряжение сдвига – 2,0 Паμэ – эффективная вязкость μэ = μп +  μэ = 0,006 + 2/6 = 0,34  рН – показатель щелочности – 8,0 – 8,5; Интервал 2 и 3. (от 200 до 600 и от 600 до 1100) Глина, песок – наблюдаются осыпи. Чередование песка с галькой, глина песчанистая – обвалы. Предусматриваем применение того же раствора, что и в слое 1, однако, в интервале 200 – 600 м. для предотвращения осыпей увеличиваем содержание бентонита на 0,5 % и вводим дополнительное количество полимерных реагентов к – 4 до 0,3 % и ГПАА до 0,7 %, что будет способствовать усиленно закрепляющего действия полимерноглинистой корки на стенках скважины. Ожидаемые параметры такого раствора: ρ = 1,09 г/см3 Т = 45 – 50 с. Ф30 = 4 – 5 см3 за 30 мин. к = 1 – 1,5 мм θ1 и θ10 = 40 дПа и 80 дПа μп =  = 2,5 Паμэ = 0,5 рН = 8,0 – 8,5 При бурении в интервале 600 – 1100 дополнительно предусматриваем, что примерно с глубины 900 м. для исключения обвалов будем вводить баритовый утяжелитель. Барит BaSO4 минерал белого цвета ρ = 4,48 г/см3. Используем баритовый концентрат КБ – 1 [4]. Доведем плотность раствора при бурении в интервале 900 – 1100 м до 1,4 г/см3 при этом необходимо вести 600 – 700 кг утяжелителя на 1 м3 раствора при плотности баритового концентрата 4,2 г/см3. Таким образом, в этом интервале плотность раствора составляет ρ = 1,4 г/см3, а другие технологические параметры остаются без изменения. Интервал 4 (1100 – 1500м). Доломит, мергель, возможна коагуляция раствора. При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых доломитов и мергелей. Кроме того, глинистые включения в мергелях будет способствовать обогащению раствора глинистыми породами, что будет приводить к его загущению. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного запущения раствора и снизит водоотдачу, затем CaCl2, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам [1]. Количество материалов входящих в состав гуматного раствора. Бентонит – 30 – 50 кг/м3 УЩР – 20 – 30 кг/м3 ССБ – 15 – 25 кг/м3 NaCO3 – 1,0 – 1,5 кг/м3 CaCl2 – 0,5 – 0,9 кг/м3 Вода – остальное Параметры раствора: ρ = 1,06 г/см3 Т = 20 – 60 с. θ1 и θ10 = 30 дПа и 80 дПа Ф30 = 4 – 8 см3 за 30 мин μп =  = 2,0 Паμэ = 0,34 рН = 8,5 – 9 Интервал 5 (1500 – 1820 м.) Песчаники и аргиллиты. Поскольку в разрезе есть аргиллиты, то возможно их набухание за счет водной среды бурового раствора, поэтому раствор должен обладать ингибирующим действием, относительно глинисто-аргиллитовых пород, а также должен быть защищен от коагуляционного загущения. Исходя из этого, в рассматриваемом интервале предусматриваем применение раствора, что и в предыдущем. Интервал 6 (1820 – 2040 м). Сложен проницаемыми песчаниками и доломитами, возможно поглощение (к = 10). При бурении в таких породах промывочная жидкость должна обладать улучшенными реологическими свойствами для исключения ее ухода в трещины. Кроме того, целесообразно при бурении таких пород вводить в состав жидкости наполнитель в виде целлофановой крошки для снижения интенсивности поглощения в сочетании с улучшенными реологическими свойствами. С этой целью раствор, используемый для бурения в интервале 5, при подходе к рассматриваемому интервалу переводим в полимерноглинистый раствор, за счет введения в используемый раствор полимерного реагента – ГПАА и целлофановой крошки. Состав раствора для этого интервала: Бентонит – 2 – 5 % Гипан (к – 4) – 0,3 % ГПАА – 0,3 % Целлофановая крошка – 6 – 8 %, целлофан пластинчатый. Размер хлопьев 13 – 19 мм [3]. Параметры промывочной жидкости: ρ = 1,08 г/см3 Т = 45 – 50 с. Ф30 = 4 – 5 см3 за 30 мин к = 1 – 1,5 мм θ1 и θ10 = 40 дПа и 80 дПа μп = = 2,5 Паμэ = 0,5 рН = 8,0 – 8,5 Интервал 7 (2040 – 2250 м) Песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой. Нефтепроявления. Главные требования к промывочной жидкости: – соответствие состава раствора и пластовых флюидов – равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине. Выбираем ИБР – известковобитумный раствор (безводный РУО) Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи.  , где ка – коэффициент аномальности кб – коэффициент безопасности = 1,05 ÷ 1,1 ρв – плотность пресной воды:  где: 0,01 – коэффициент, уравнивающий размерности: при  в г/см3, и Z в м. тогда  Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности ρр = 0,8 г/см3 Состав исходного (до аэрирования) ИБР (кг на 1 м3 раствора): [3]: Дизельное топливо ДЛ – 563 Битум с температурой размягчения 120 - 155°С – 155 Известь негашеная (CаO) – 310 Сульфонал, НП-3 или НП-1 – 12 Вода – 60 Технологические параметры ИБР [1]: ρ = 1,12 г/см3 Т = 35 – 40 с. Ф30 = 0 θ1 и θ10 = 5 дПа и 15 дПа μп =  = 1,4 Паμэ = 17  к = 0 ИБР с исходной плотностью 1,12 г/см3 подвергается аэрированию до получения плотности его в пределах 0,8 г/см3. Интервал 8 (2250 – 2550 м) Для добуривания скважины до проек-ой глубины исп-ем также ИБР, что и для пер-я интервала нефтепроявлений. Этот раствор аэрированию не подвергается. При составлении этого раздела курсового проекта необходимо также ориентироваться на раздел 7 [3 стр. 24 – 50], в котором подробно описаны виды промывочных жидкостей, их рецептура и проанализированы рациональные условия применения. Раздел 6. Расчеты, связанные с приготовлением промывочных жидкостей. 6.1. Расчет потребного количества бурового раствора. Сущность этих расчетов в общем виде подробно изложена в источнике [3, стр. 50 - 54], в котором указано, что 1 случай – полная замена промывочной жидкости, применяется для начала бурения скважины, а также перед вскрытием продуктивной залежи углеводородов с выбором ее соответствующего вида, состава и полной заменой применяемого ранее бурового раствора для обеспечения ее эффективного первичного вскрытия. 2 случай, когда замена промывочной жидкости не предусматривается, а позволяет использовать буровой раствор, находящийся в скважине и в элементах циркуляционной системы. Этот случай предусматривает применение бурового раствора, используемого при бурении верхних интервалов горных пород, объем которого увеличивается на дополнительное количество, состоящее из количества промывочной жидкости для увеличения запасного объема и для бурения в рассматриваемом интервале, т.е. из расходной части объема бурового раствора, определяемом по установленным на практике нормам его расхода. [3, стр. 52, табл. 18]. Исходя из этих отправных моментов методики расчета, при определении количества материалов и химических реагентов для бурения скважины с конкретной конструкцией принимаем сначала 1 случай для начального бурения 1-го интервала (бурения «с нуля»), а в последствии для полной замены используемого объема бурового раствора перед первичным вскрытием продуктивной залежи, расположенной в интервале 2040 – 2250 м. В этом случае объем бурового раствора необходимо определять по формуле:  (1) где: Vисх – исходный объем бурового раствора: объем для заполнения элементов циркуляционной системы – по табл. 17 стр. 51 [3], м3 Vзап – запасной объем, м3 Запасной объем (Vзап) – это объем скважины при окончании бурения в рассматриваемом интервале: Vзап = Vскв (2) Vбур – объем бурового раствора, необходимого для бурения в рассматриваемом интервале скважины, м3 Vбур =  (3)  - длина интервала, в пределах которого действует норма расхода бурового раствора, м;nm – норма расхода бурового раствора, зависящая от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение, принимается по табл. 18 стр. 52 [3], м3/м. Для 2-го случая, когда замена бурового раствора не предусматривается, необходимо определять дополнительное его количество: для каждого последующего интервала (после интервала под направляющую обсадную колонну):  (4)где:  - количество бурового раствора для увеличения запасного объема (Vзап), использованного при бурении в предыдущем интервале: (5) - запасной объем для рассматриваемого интервала, равный объему скважины в этом интервале:  - запасной объем для предыдущего интервала, равный объему скважины в этом интервале: После выполненных расчетов, необходимо провести сравнение по двум неравенствами, если: –  - то пополнение запасного объема не требуется, т.е.  ;–  - то необходимо увеличить объем на величину  для выполнения условия (5).Расчет объемов бурового раствора необходимо начинать с 1-го интервала (при бурении под направляющую обсадную колонну), а затем суммировать все объемы бурового раствора, необходимого для бурения в каждом из намеченных интервалов в соответствии с конструкцией скважины (см. рис. 1). Пример 1. Рассчитать объем бурового раствора для бурения скважины со следующей конструкцией. Таблица 2 Проектная конструкция скважин (см. рис. 1)
Расчет объемов бурового раствора проводим в следующей последовательности: Определяем объем бурового раствора для бурения под направляющую обсадную колонну: | |||||||||||||||||||||