ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.3.6 Обоснование и выбор очистного агента Эффективность бурения скважины во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены). Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями с условием качественного вскрытия продуктивных горизонтов. Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых горных пород, величиной пластового давления флюидов, минерализацией горных пород и другими факторами. Очистные агенты предназначены для выполнения следующих основных функций в процессе бурения: очистки забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком очистного агента; охлаждение породоразрушающего инструмента. В зависимости от состава очистные агенты должны выполнять дополнительные функции: сохранять и повышать устойчивость стенок скважины; удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии; способствовать разрушению горных пород на забое скважины; гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины; предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины; обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю. Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определенным требованиям в процессе бурения: приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду; легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне; быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны; обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств. Тип бурового раствора зависит от физико-механических свойств горных пород, пластовых давлений и температур. Параметры бурового раствора разрабатываются исходя из физико-механических свойств горных пород, литологического состава, пластовых давлений и температур. На практике невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий выбирается какой-то один вид очистного агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требований. Для контроля качества промывочных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров, а именно: плотность ρ; показатель фильтрации за 30 мин Ф30; толщина фильтрационной корки t; пластическая вязкость μп; динамическое напряжение сдвига τ0; эффективная вязкость μэ; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС1 и СНС10; условная вязкость Т; водородный показатель рН; содержание песка П. В настоящее время на площади Северо-Прибрежная при бурении скважин используются промывочные жидкости на водной основе (глинистые и полимерглинистые растворы). Оптимальным выбором для бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная явился ингибированный полимерглинистый буровой раствор (ИПБР). Данный буровой раствор предназначен для массового бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин в различных геологических условиях, т.е. как с высоким содержанием высококоллоидных легкодиспергируемых глин, так и в крепких карбонатно-глинистых и других породах. Буровой раствор состоит из минимального количества реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью. Основные компоненты бурового раствора: гидрофобизирующий реагент, относящийся к классу кремнийорганических жидкостей; модифицирующая добавка, комплексное поверхностно активное вещество, относящееся к классу триглициридов. Совместное применение данных реагентов при бурении позволяет получать системы буровых растворов с улучшенными ингибирующими и смазочными свойствами, обладающих при этом низкой диспергирующей способностью, что улучшает вынос выбуренной породы и позволяет повысить скорость бурения. Стратиграфический разрез Северо-Прибрежной площади сложен в основном глинистыми породами, это дает возможность применять наработку глинистого раствора непосредственно в скважине, позволив при этом сэкономить и средства для приготовления раствора. В качестве основы раствора используют техническую воду. Согласно 2.7.3.3. [1] при бурении скважин на нефть и газ плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину: 10  15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;5 10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;4 10 % для скважин глубиной от 2500 м и выше (интервалов от 2500 м и больше), но не более 3,5 МПа.Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений промывочной жидкости в процессе бурения и при направленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия. Проведём расчёт плотности бурового раствора при бурении скважины под кондуктор. Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) для интервала 0-1027 м принимается равным 10 %. PP=0,1·10,2·103=1020 кг/м3 Тогда плотность бурового раствора определяется по формуле 2.41: ρПЖ = (PПЛ+PР)/(0,1·L) (2.41) где PПЛ - пластовое давление, Па; PР - величина превышения гидростатического давления над пластовым, Па Таким образом, плотность бурового раствора будет составлять: ρПЖ = (10,2·103+1020)/(0,1·1027) =1,1·103 кг/м3 С учётом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на площади Северо-Прибрежная, плотность бурового раствора принимаем равной 1,1·103 кг/м3 Рассчитаем плотности бурового раствора в интервале бурения 1027-2539 м под промежуточную колонну, приняв превышение гидростатического давления над пластовым 8 %. Определим плотность бурового раствора для интервала бурения 1027-1660 м по формуле 2.41: PP=0,08·17,3·103=1384 кг/м3 ρПЖ = (17,3·103+1384)/(0,1·1660) =1,12·103 кг/м3 Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 1660 м будет принята равной ρПЖ = 1,12·103 кг/м3. Рассчитаем плотность промывочной жидкости в интервале бурения 1660-1950 м по формулам, использованным выше: PP=0,08·20,5·103=1640 кг/м3 ρПЖ = (20,5·103+1640)/(0,1·1950) =1,14·103 кг/м3 Принимаем плотность бурового раствора, равной 1,14·103 кг/м3. Аналогично определим плотность буровой жидкости в интервале бурения 1950-2539 м: PP=0,08·54·103=4320 кг/м3 ρПЖ = (54·103+4320)/(0,1·2539) =1,98·103 кг/м3 Для данного интервала бурения, исходя из опыта работ на данной площади, необходимо принять плотность бурового раствора, равную 1,8 кг/м3. Определим плотность промывочной жидкости в интервале 2539-2846 м PP=0,05·59·103=2950 кг/м3 ρПЖ = (59·103+2950)/(0,1·2846) =2,1·103 кг/м3 Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 2846 м будет принята равной ρПЖ =2,0·103 кг/м3. Рассчитаем плотность бурового раствора на глубине 3147 м. PP=0,05·61,4·103=3070 кг/м3 ρПЖ = (61,4·103+3070)/(0,1·3147) =2,1·103 кг/м3 Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 3147 м будет принята равной ρПЖ = 2,1·103 кг/м3. Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Определяется условная вязкость по формуле 2.42 УВ=21·ρПЖ·10-3 (2.42) Тогда для бурового раствора плотностью ρПЖ =1,1·103 кг/м3 условная вязкость будет равна: УВ=21·1,1·103 ·10-3 = 23 с Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1660 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять: УВ=21·1,12·103 ·10-3 = 23,5 с Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1950 м плотностью 1,14·103 кг/м3 будет составлять: УВ=21·1,14·103 ·10-3 = 24 с Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2539 м плотностью 1,8·103 кг/м3 будет составлять: УВ=21·1,8·103 ·10-3 = 38 с Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2846 м плотностью 2,1·103 кг/м3 будет составлять: УВ=21·2,0·103 ·10-3 = 42 с Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 3147 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять: УВ=21·2,1·103 ·10-3 = 44 с Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в окружающую среду. Определить величину фильтрации можно по формуле 2.43: Ф = (6·103/ρПЖ)+3 (2.43) где Ф - фильтрация, см3/30мин Тогда определим фильтрацию для каждой рассчитанной плотности бурового раствора в соответствующих интервалах бурения. для раствора плотностью 1,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,1·103)+3=7,5 см3/30мин; для раствора плотностью 1,12·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,12·103)+3 = 8,3 см3/30мин; для раствора плотностью 1,14·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,14·103)+3 = 8,4 см3/30мин; для раствора плотностью 1,8·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,8·103)+3 = 6,3 см3/30мин; для раствора плотностью 2,0·103 кг/м3 Ф = (6·103/2,0·103)+3 = 6 см3/30мин; для раствора плотностью 2,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/2,1·103)+3 = 5,8 см3/30мин. Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Способность раствора образовывать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 1 минуту определяется по формуле 2.44 [12]: СНС1= 5·(2-е-110d)·d·(ρП-ρПЖ) (2.44) где d - диаметр частицы породы, м; ρП - плотность горных пород, кг/м3; ρПЖ - плотность промывочной жидкости, кг/м3. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 10 минут определяется по формуле 2.45 [12]: СНС10 = СНС1·КТ (2.45) где КТ - коэффициент тиксотропии, в идеальном случае КТ = 1, для практических расчетов примем КТ = 1,5. Определим СНС1 и СНС10 по формулам 2.44 и 2.45 соответственно для каждой плотности бурового раствора. для промывочной жидкости плотностью 1,1·103 кг/м3 СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1100)= 21,13 дПа; СНС10 = 21,13·1,5=31,7 дПа. для промывочной жидкости плотностью 1,12·103 кг/м3 СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1120)= 20,75 дПа; СНС10 = 20,75·1,5=30,7 дПа. для промывочной жидкости плотностью 1,14·103 кг/м3 СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1140)= 20,36 дПа; СНС10 = 20,36·1,5=30,5 дПа. для промывочной жидкости плотностью 1,8·103 кг/м3 СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1800)= 7,7 дПа; СНС10 = 7,7·1,5=11,5 дПа. для промывочной жидкости плотностью 2,0·103 кг/м3 СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-2000)= 4,85 дПа; СНС10 = 4,85·1,5=7,3 дПа. для промывочной жидкости плотностью 2,1·103 кг/м3 СНС1= 5·(2-2,718--110·0,003)·0,003·(2200-2100)= 3,4 дПа; СНС10 = 3,4·1,5=5,1 дПа. Уровень рН по всем интервалам принимается равный 8,5, т.к. применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН=8,5¸9,5. Содержание песка не должно превышать 2 % и регулируется путем замены сеток на вибросите и насадок на пескоотделителе. Исходя из расчетных данных, а также из опыта бурения скважин на месторождениях Краснодарского края принимаем следующие параметры бурового раствора по интервалам бурения (таблица 2.8). Таблица 2.8 - Параметры бурового раствора
Контроль параметров бурового раствора осуществляется c использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1. В систему очистки бурового раствора включены вибросито СВ1ЛМ; пескоотделитель ПГ 60/300 и илоотделитель ИГ-45М производства ОАО НПО “Бурение”; центрифуга с плавным регулированием частоты вращения ротора УОБР-1.С целью удаления газа из газированного раствора предусматривается включение в состав системы очистки дегазатора ДВС III Каскад-40 производства ОАО НПО “Бурение”, а также установка по обезвоживанию бурового раствора “Kem-tron”. Для приготовления и поддержания необходимых свойств бурового раствора используются следующие материалы и химические реагенты. Таблица 2.9 - Сведения об используемых материалах
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||