Составление регламента на промывку скважины

КУРСОВая  Работа

Составление регламента на промывку скважины

Методические указания

к выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» и «Буровые технологические жидкости» для студентов направления «Нефтегазовое дело»

 (часть 1)

 

 

Тюмень

ТюмГНГУ

2011

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

 

 

Составители:	Овчинников В.П. - доктор технических наук, профессор
	Аксенова Н.А. – кандидат технических наук
	Семененко Т.М. - нормоконтролер

 

 

                                                

                                                                   

                                                

 

© Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2011

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

 

 

Р          - давление, Па;

Р_г          - горное давление, Па;

Р_ск          – скелетное давление пород кг/см²;

Р_гр        - давление гидроразрыва пород, Па;

Р_п         - давление начала поглощения, Па;

Р_пл        - пластовое давление, Па;

Р_пор      - поровое давление на глубине Н_к, кг/см²

v          - коэффициент Пуассона горных пород;

σ_is         - предельная интенсивность касательных напряжений горной породы, Па;

р           - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

η                   - структурная вязкость бурового раствора, Па·с;

τ₀           - динамическое напряжение сдвига раствора, Па;

Q           - расход промывочной жидкости,м³/с;

р_п          - плотность разбуриваемых пород, кг/м³;

ρ_в          – плотность пресной воды, ρ_в = 1000 кг/м³

ρ_гор             – средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м³;

d_m          - эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

Д_д          - диаметр долота, м;

Д_с          - диаметр скважины, м;

Д_т         - наружный диаметр бурильных труб, м;

F_кп        - площадь кольцевого пространства, м²;

U_oc        - скорость оседания частиц шлама в восходящем потоке жидкости, м/с;

V_M        - механическая скорость проходки, м/с;

М_с        - момент на валу забойного двигателя, при расходе промывочной

          жидкости Qc, плотностью р_с (справочные данные);

М_уд      - удельный момент на долоте, м;

G         - нагрузка на долото, Н;

U_Ж       - скорость восходящего потока жидкости;

F₃         - площадь забоя скважины;

g          - ускорение силы тяжести, м/с²;

∆Р_кп      - гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве;

∆Р_д       - перепад давления в долоте, Па;

[P],Qн         - допустимое давление и фактическая производительность насоса при

               диаметре втулок d;

L          - длина ствола скважины, м;

Н         - длина проекции ствола скважины на вертикальную плоскость, м;

h          - проходка на долото, м;

Р_ш        - твердость пород по штампу;

К_а         – коэффициент аномальности порового давления;

В           - водоотдача бурового раствора, см³/30 мин

Введение

Успех строительства нефтяных и газовых скважин главным образом зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечить безопасность, безаварийность бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов и регулирование их свойств требует значительных денежных затрат, затрат времени на их химическую обработку и очистку.

Специалист по буровым растворам должен не только хорошо разбираться в многообразии буровых промывочных жидкостей, реагентов и оборудовании для их приготовления и очистки, но и уверенно проводить расчеты, связанные с технологией промывки скважины.

Целью выполнения курсового проекта по дисциплине «Проектирование промывки скважин в осложненных условиях» является проверка готовности магистрантов самостоятельно выполнять законченную расчетно-аналитическую и научно-исследовательскую работу инженерного уровня по промывке скважины.

Задачи курсового проекта: углубление и закрепление знаний, полученных магистрантами после прослушивания лекций, выполнения практических и лабораторных задач и производственной практики по дисциплинам “Современные составы буровых растворов”, “Технологические жидкости для первичного, вторичного вскрытия и РИР”; выбор и отработка методик расчетов, связанных с промывкой скважин, закрепление навыков самостоятельной работы с технической литературой по специальности; выявление индивидуальных интересов и творческих способностей магистранта; подготовка к дипломному проектированию.

Исходными данными для выполнения курсового проекта являются материалы, собранные в период прохождения практики. Они представлены в задании на курсовой проект (приложение 1). Каждый магистрант получает задание на курсовое проектирование перед практикой. Одновременно с прохождением этой практики магистрант обязан собрать на месте практики всю информацию и материалы для квалифицированного решения поставленной задачи, руководствуясь методическими указаниями и консультациями руководителей практики и проекта.

Курсовой проект должен состоять из расчетно-пояснительной записки и графической части, представляющей собой карту поинтервальной обработки промывочной жидкости, выполняемую на формате А3 (приложение 4). Пояснительная записка включает следующие разделы: введение, геологическую часть, технологическую и техническую части, экологическую часть. Объем записки составляет 30-40 страниц рукописного текста. Примерное соотношение отдельных разделов от общего объема записки: введение 1-2 %, геологическая часть 10-12 %, технологическая часть 76-89 %, экологическая часть – 1-2 %. Состав пояснительной записки должен соответствовать заданию на выполнение курсового проекта.

 

Исходные данные для выполнения курсовоГО ПРОЕКТА

В данном разделе приводятся следующие геолого-геофизические и технико-технологические материалы по бурению скважин на конкретной площади:

- литолого-стратиграфическая характеристика разреза;

- данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов;

- значения пластовых и поровых давлений, давлений гидроразрыва, температур;

-  значения пористости и проницаемости;

-  сведения о минерализации пластовых вод и их компонентном составе;

- виды, интервалы и характеристика осложнений;

- конструкция скважин;

- применяемая технология бурения, промывки скважин;

-вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения;

-принятая технология и средства приготовления, очистки от шлама и управления свойствами буровых растворов;

-нормы расхода буровых растворов и их компонентов по интервалам бурения;

- мероприятия по экологической безопасности применения буровых растворов.

Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины должны быть представлены в виде таблицах 1-13. Дополнительно необходимо указать степень геологической изученности района. Если присутствуют мерзлые горные породы (МГП), то следует указать глубины границ пород с отрицательными температурами и значения этих температур, интервалы залегания пород, в которых лед является основным связующим элементом. Отдельно выделить наличие хемогенных пород (указать состав этих пород).

При отсутствии промысловых данных показатели механических свойств горных пород (плотность, прочность по штампу) могут быть определены по их литолого-петрографическому описанию в соответствии с правилами нефтяной и газовой промышленности.

Давление начала поглощения зависит от свойств горных пород (трещинотватость, кавернозность, коэффициент Пуассона) и промывочной жидкости и находится в пределах Рnл<Рпр.жn<Ргр., МПа. Чем больше размеры каналов (пор) пласта, чем меньше тиксотропные свойства раствора, тем ближе Рпр.ж к Рnл.

При отсутствии данных о величинах давлений начала поглощения (гидро­разрыва) их значения могут быть определены по данным о фактической высоте подъема тампонажного раствора при цементировании обсадных колонн, а так­же ориентировочно по формулам:

- для непроницаемых плотных пород

 

                                          Ргр=                                   (1)

для пористых пород

 

                                   Ргр=Рпл+                          (2)

где Рг-давление горных пород, МПа;

υ - коэффициент Пуассона.

При отсутствии данных о величине коэффициента Пуассона пород ориентировочно можно принять: для крепких кварцевых песчаников υ - 0,17; песчаников с контактным цементом - 0,20; для песчаников и алевролитов с карбо­натным цементом - 0,25; глинистых песчаников и алевролитов - 0,30; для из­вестняков и доломитов - 0,25; аргиллитов - 0,30; уплотненных глин - 0,35; пла­стичных глин и каменной соли - 0,44.

 

Таблица 1- Общие сведения о районе буровых работ

 

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
1 Наименование площади (месторождения) 2 Температура воздуха, 0С: – среднегодовая; – максимальная летняя; – минимальная зимняя. 3 Среднегодовое количество осадков, м 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м 5 Продолжительность отопительного периода в году, сут. 6 Преобладающее направление ветра 7 Наибольшая скорость ветра, м/с
8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях: – рельеф местности; – состояние грунта; – толщина снежного покрова, м;
Продолжение таблицы 1
1	2
– характер растительного покрова.
9 Характеристика подъездных дорог; – протяженность, км; – характер покрытия; – высота насыпи, м.
10 Источник водоснабжения 11 Источник электроснабжения 12 Средства связи 13 Источник карьерных грунтов

 

Удельный момент трехшарошечных долот диаметром 190,5 - 295,3 мм при отсутствии промысловых данных может быть определен по графику (рисунок 1). Для долот других размеров удельный момент может быть рассчитан из ус­ловия пропорциональности его диаметру долота. Для алмазных и фрезерных долот М_УД=(15÷25)х10‾³ м; для одношарошечных - (15÷20)х10‾³ м.

 

Рисунок 1 - Номограмма для определения удельного момента на

                долоте М_ул

Таблица 1 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стратигра- фические подразделения		Глубина залегания, м			Горная порода		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)	Коэффициент кавернозности в интервале
назва-ние	индекс	от (кровля)	до (подошва)	мощность (толщина)	краткое название	процент в интервале
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

Окончание таблицы 1

Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, 10-3 мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленосность, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Гидратационное разуплотнение (набухание) породы
10	11	12	13	14	15	16	17

 

Таблица 2 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина определения давления, м	Градиенты
	пластового давления, (МПа/м)×102	порового давления, (МПа/м)×102	гидроразрыва пород, (МПа/м)×102	горного давления, (МПа/м)×102	геотермический, 0С/100 м
1	2	3	4	5	6

 

Таблица 3 – Нефтеносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м3		Содержание, % по весу		Свободный дебит, м3/сут
	от (верх)	до (низ)		в пластовых условиях	после дегазации	серы	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Окончание таблицы 3

Параметры растворенного газа
газовый фактор, м3/м3	содержание, %		относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, МПа
	сероводорода	углекислого газа
10	11	12	13	14	15

 

     Таблица 4 – Газоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделе-ния	Интервал, м		Тип коллектора	Состоя- ние (газ, конден-сат)	Содержание, % по объему		Относи-тельная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях	Свободный дебит м3/ сут	Плотность газоконденсата, кг/м3		Фазовая проницаемость, 10-3 мкм2
	от (верх)	до (низ)			серо-водо-рода	угле-кисло-го газа				в пластовых условиях	на устье скважины
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

Таблица 5 – Водоносность

Индекс стратигра фического подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Свободный дебит, м3/сут	Фазовая проницацаемость, 10-3 мкм2	Химический состав воды в мг- эквивалентной форме
	от (верх)	до (низ)					анионы			катионы
							Сl-	SO42-	HCO3-	Na+	Mg++	Ca++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

   Таблица 6 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, (МПа/м)×102		Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)				при вскрытии	после изоляционных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Буровые растворы, применявшиеся ранее			Время до начала осложнения, сут	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	от (верх)	до (низ)	Тип раствора	плотность, кг/м3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость
1	2	3	4	5	6	7	8

 

Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид проявляе-мого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3		Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
					внутреннего	наружного
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

   Таблица 9 - Прихватоопасные зоны

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м		Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, саль-никообразования и т.д.)	Раствор, при применении которого произошел прихват				Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)		тип	плотность, кг/м3	водоотдача, см3/30 мин	смазывающие добавки (название)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

Таблица 10 - Текучие породы

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал залегания текучих пород, м		Краткое название пород	Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, кг/м3	Условия возникновения
	от (верх)	до  (низ)
1	2	3	4	5	6

 

Таблица 11 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5

 

Таблица 12 - Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта	Интервал залегания, м		Тип коллек-тора	Тип флюида	Порис- тость, %	Прони- цаемость, 10-3 мкм2	Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности	Пластовое давление, МПа	Коэффициент аномальности	Толщина глинистого раздела флюид-вода, м
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

Интервалам бурения

Технология промывки скважины, т.е. комплекс реализованных при этом научных знаний и инженерных решений в области буровых растворов, является одним из решающих факторов успешного заканчивания ее при минимальных экономических затратах.

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих ее горных пород и содержащихся в них флюидах, пластовым и горным давлением и забойной температурой. При этом следует руководствоваться опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора: обвалами, затяжками и прихватами бурильных колонн, течением и растворением соленосных пород, оттаиванием зон вечной мерзлоты и т.д. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют в балансе времени на бурение скважины, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным. Если возникает необходимость в таких затратах, то выбирается другой тип бурового раствора, более соответствующий данным условиям бурения.

Данные о наиболее распространенных типах буровых растворов, используемых при бурении на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые приводятся в таблице 17 и пособии по буровым растворам (Овчинников В.П., Аксенова Н.А.).

На рисунках 3-6 представлены диаграммы выбора бурового раствора.

Таблица 16 – Планируемые значения технологических параметров буровых растворов

 

Интервал бурения по вертикали, м		Плотность,  кг/м3	Условная вязкость, по ВБР-1, с	Пластическая вязкость, по ВСН-3, мПа·с	Эффективная вязкость, мПа·с	Динамическое напряжение сдвига, Па
от	до
1	2	3	4	5	6	7

Продолжение таблицы 16

СНС, Па, через мин		Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин	Толщина корки, мм	Содержание твердой фазы, %			рН	Минерализация, г/л
1	10			коллоидной (активной части)	песка	всего
8	9	10	11	12	13	14	15	16

 

 

Таблица  17 - Данные о наиболее распространенных типах буровых растворов, используемых при бурении скважин

Тип	Условия применения	Компоненты	Массовая доля	Параметры раствора
1	2	3	4	5
Техническая или морская вода	Твердые, устойчивые породы, обладающие высокой сопротивляемостью размывающему действию потока; отсутствие нефтегазопроявляющих горизонтов	-	-	ρ=1000-1030; Т500, Ф30, СНС и рН не регламентируются
Солевые	Устойчивые, весьма устойчивые скальные и полускальные породы, соленосные отложения небольшой мощности			Т500=18-28 рН=9-3

 

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Водно-солевые растворы полимеров	Алмазное бурение малого диматра, в относительно кстойчивых породах, при общей минерализации пластовых вод до 3 %. В качестве дисперсионной среды для получения буровых растворов на основе выбуренных пород.	ПАА Каустическая сода Хлористый калий	0,6-1,2 0,1-0,5 18-35	ρ=1,1-1,25 УВ=18-45 Ф30=6-8 СНС1/10=0
		ПАА Соль алюминия Каустическая сода Утяжеление минеральными солями	0,2-0,4 0,03-0,05 0,1-0,2 20-40	-//-//-//-
Силикатно-гуминовые растворы	Слабоустойчивые осыпающиеся глинистые сланцы, аргиллиты, премятые зоны тектонических нарушений			ρ=1030-1040; Т500=16-18 Ф30=5-8  рН=8-9
Калиевый	Эффективны при бурении неустойчивых глинистых сланцев	Глина Едкий калий Хлористый калий КССБ КМЦ-500 Флотореагент Т-66, Т-80	5-8 0,4 3-4 4-5 0,4 2-3	ρ=1080 УВ=20-25 Ф=6-9 СНС1/10=0,3/0,7 рН=8,5-10,5
		Глина Едкий калий Хлористый калий КССБ Флотореагент Т-66, Т-80	3 0,2 5 5 2-3	ρ=1060 УВ=20-22 Ф=8-10 СНС1/10=1,5/2 рН=9
		Глина Едкий калий Хлористый калий КССБ ПАА+углекислый калий КМЦ-600 Флотореагент Т-66, Т-80 Утяжеление баритом	5 0,5 5 1 0,1-0,5 0,4-0,5 1,0-1,5	ρ=1050-1300 УВ=20-50 Ф=7-7,5 СНС1/10=5/7 рН=9,5

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Хлоркалиевый	Неустойчивые глины, глинистые сланцы: рекомендуется применять в высокоминерализованных пластовых водах при использовании крахмала	Глина Кальцинированная сода 10 %-ный раствор Каустическая сода 40%-ный раствор или известь Окзил КМЦ-500 Хромпик Хлористый калий Флотореагент Т-66, Т-80 Эмульсия полиэтилена Утяжеление баритом	8-12 3-5   1-2,5   2,0-3,0 0,6-1,0 0,5-2,0 5-7 1-1,5 0,1-0,3	ρ=1200-1800 УВ=60-80 Ф=3-5 СНС1/10=6/9   К+=5000-7000 Са2+<100 рН=8,5-9,5
Феррокалиевый	Неустойчивые глины, глинистые сланцы.	Сернокислое железо 20 %-ный раствор Хлористый калий Известь пушенка Хромпик Флотореагент Т-66, Т-80	5-10   3-7 0,5-15 1-1,5 1,5-2	ρ=1020-1080 УВ=20-25 Ф=5-6 СНС1/10=0/1
		Глина Железо сернокислое 20 %-ный раствор Хлористый калий Известь «пушенка» Окзил КМЦ-500 (600) Жидкое стекло Сульфонол 30 %-ный раствор Утяжеление баритом	8-10 5-10   3-7 0,5-1,5 1,2-2,5 0,2-0,3 2-3 0,1-0,2	ρ=1200-1300 УВ=40-60 Ф=3-5 СНС1/10=4/8 рН=7-7,5

 

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Гипсовый	Слабоустойчивые легкодиспергирующиеся глины, аргиллиты при минерализации до 5% по NaCl, при повышенном содержании Са и Мg и забойных температурах до 159 0С, а также при бурении в гипсах и ангидритах	Глина Каустическая сода Гипс КССб	10-25 0,15-0,3 1,5-3 1-1,5	ρ=1200-1400
Высококальциевый	Глинистые отложения и аргиллиты	Глина ОКССБ или окзил Известь 30%-ный раствор Хлористый кальций КМЦ-500 (600) Хромпик Утяжеление баритом	10-15 6-7 4-6 0,3-0,5 0,3-0,8 1-1,5 1-1,5	ρ=1300-2200 УВ=70-100 Ф=2-8 СНС1/10=9/15 Са2+=4000-5000 рН=8,5-9
Полимерхлоркальциевый	Разбуривание неустойчивых аргиллитоподобных отложений	ПАА Окзил Хлористый кальций КМЦ-500 Сульфонол 30 %-ный раствор	2,0-2,2 1,5-2,5 2-4 0,2-0,3 0,1-0,2	ρ=1200-1260 УВ=20 Ф=10 рН=6,5-7
Алюмокалиевый	Разбуривание увлажненных отложений при температуре 90 0С	Глина Окзил Известь 30 %-ный раствор Каустическая сода 10 %-ный р-р Хлористый калий Флотореагент Т-66, Т-80 Алюминат натрия или глиноземистый цемент 50 %-ный р-р Утяжеление баритом	8-16 3-7 5-6 5 5-7 1,5-2 1-2 8-10	ρ=1260-2300 УВ=35-60 Ф=2-5 СНС1/10=4/9 рН=10,5-11,5 К+ <5000

 

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Малосиликатный	Повышение устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород (мощных отложений гипсов и ангидритов)	Глина Кальцинированная сода Жидкое стекло КМЦ (Крахмал)	5-7 0,5 3-3,5 0,3 2,5	ρ=1050-1100 УВ=25 Ф=10-12 СНС1/10=0,8/1,2 рН=11
Феррогуматный	Сравнительно устойчивые разрезы при отсутствии набухающих и диспергирующих глинистых пород	Глина УЩР Сернокислое железо 20 %-ный р-р Сульфонол 30 %-ный р-р	2-3 1-2 0,5-1,5 0,1-0,2	ρ=1020-1080 УВ=25-30 Ф=5-6 СНС1/10=1/2 рН=6,5-7
Ферросульфатный		Глина КССБ Известь 30 %-ный раствор КМЦ-600 Сернокислое железо Флотореагент Т-66, Т-80 Утяжеление баритом	8-10 3-10 3-4 0,4-0,6 3-5 1,5-2	ρ=1260-2300 УВ=60-70 Ф=3-4 СНС1/10=3/6 рН=6,5-7 Fе2+≥2500
Ферроакриловый		Глина КССБ Известь 30 %-ный раствор КМЦ-600 Сернокислое железо Метас Флотореагент Т-66, Т-80	5-6 3-5 3-4 1-3 0,2-0,3 1,5	ρ=1160-1200 УВ=25-40 Ф=8-10 СНС1/10=1/2 рН=6,8-8,2
Полимерферросульфатный		Хлористый калий ПАА КМЦ -500(600) ССБ Вода+сернокисл. железо+мел (15:2:2) Утяжеление мелом	5-7 1-1,5 0,8-1,2 3-5 2-3	ρ=1020-1160 УВ=18-20 Ф=10-12 СНС1/10=0/0 рН=7

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Соленасыщенный	Разбуривание соленосных отложений во избежании кавернообразований без терригенных отложений, высокая забойная температура (до 160 0С)	Хлористый натрий Крахмальный реагент Каустическая сода	20-25 3,5-4 0,7-1	ρ=1080 УВ=65-70 Ф=2-3 СНС1/10=0,3/1,5 рН=7-7,5
Глиногидрогеле-вый	Разбуривание терригенных пород для повышения устойчивости ствола скважины соленосных пород – бишофита, карналлита	Глина Карналлит Едкий натр 30 %-ный Крахмальный реагент КМЦ-500 (сухой) Утяжеление баритом	5-6 5,5-6 2,5-3 3,5-4 0,1-0,2	ρ=1100-1900 рН=7-8
		Глина Бишофит Едкий натр 30 %-ный КМЦ-500 (сухой) Крахмальный реагент МИН-1 Утяжеление баритом	4-6 1,8-2 0,6-0,8 0,1-0,2 3,5-4,0 2,5-3 1,-12	ρ=1250-1900 УВ=40-70 Ф=7-8 Mg2+≥6000
На основе гидрогеля магния		Бишофит Едкий натр (сухой) КМЦ-500 (600), сухая Крахмальный реагент Утяжеление баритом	40-50 2-3 1-2 2-3	ρ=1300-200 УВ=30-60 Ф=3-6 СНС1/10=3/6 рН=7-7,5
		Хлористый натрий Бишофит Каустическая сода КМЦ-500 Утяжеление баритом	26 12-15 4-6 2-3

 

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Слабоизвестковый	Разбуривание глинистых отложений (температурный предел 160 0С)	Глина ССБ Известь 30 %-ный раствор Каустическая сода 40 %-ный р-р	10-20 8-10 2-3 1,2	ρ=1200-1300 УВ=35-60 Ф=4-8 СНС1/10=6/9 Са2+=200 рН=9
Известковый		Глинистый раствор (ρ-1200) КССБ Известь 30 %-ный раствор Каустическая сода 10 %-ный р-р Флотореагент Т-66, Т-80 Утяжеление баритом	Исходный 3-4 6,5-7 1-3   1-2	ρ=1260-2300 УВ=60-70 Ф=4-5 СНС1/10=3/6 рН=9
Полимерглинистый	Алмазное бурение (твердыми сплавами и бескерновое) использование снарядов ССК и КССК с целью снижения трения колонны о стенки скважины, снижения гидродинамического давления потока, повышения устойчивости стенок.	Глина Едкий натр (сухой) Кальцинированная сода Гипан Утяжеление баритом	8-10 0,1 0,5 0,3-0,5	ρ=1080-1200 УВ=20-25 Ф=3-6 СНС1/10=0/0 рН=9
Полимерлигносульфонатный	Разбуривание глинистых отложений, гипсов, ангидридов и карбонатных пород	ПУЩР 20 %-ный раствор ФХЛС 40 %-ный раствор ПАА+6 %-ныйNaCl (1:1,2), 1,2 %-ный	10 2 0,8-0,9	ρ=1030 УВ=17 СНС1/10=0/0 рН=7,5
		ССБ Хромпик ПАА+6 %-ныйNaCl (1:1,2), 1,2 %-ный	35-40 0,5 3,2-3,5	ρ=1060-1080 УВ=17 СНС1/10=0/0 рН=6-7
Тяжелые жидкости (NaCl, CaCl, CaBr)	Вскрытие продуктивных горизонтов, заканчивание и глушение скважин с противодавлением в продуктивном пласте, предотвращение кольматации пр. пласта			ρ=1400-1820 Ф=9-15

Продолжение таблицы 17

1	2	3	4	5
Известковобитумный (ИБР)	Разбуривание легконабухающих, склонных к обвалам глинистых пород, соленосных отложений; вскрытие продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами	Дизельное топливо Высокоокисленный битум Вода	60-70 7-18 4-6	ρ=950-1100 УВ=200-300 Ф=0-2 СНС1/10=0,8/1,2
		Известь негашеная Сульфонол Петролатум Каустическая сода	17-27 1,0-1,5 0,5-1,0 0,8-1,2
Инвертно-эмульсионный		Дизельное топливо (нефть) Вода Смесь гудронов Каустическая сода	45-60 35-45 3,5-4 1,5-2	ρ=960-1120 УВ=35-150 Ф=1-7 СНС1/10=0,3-7,0/0,5-10 Электростабильность 80-150 В
_________________________________________ Примечания 1 принятые обозначения: ρ – плотность кг/м3; УВ- условная вязкость, с; Ф- показатель фильтрации см3/30 мин; СНС1/10- статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин, Па; рН – водородный показатель; содержание ионов Са2+, К+ , Fe3+, Мg2+ в мг/л фильтрата. 2 Последовательность реагентов не означает порядок их ввода

 

Рисунок 3 – Диаграмма выбора бурового раствора

 

Рисунок 4 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап первый.

Рисунок 5 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап второй.

 

 

Рисунок 6 – Диаграмма выбора бурового раствора - этап третий.

 

При разбуривании сцементированных песчаников, доломитов, известняков и других устойчивых пород не предъявляют специфические требования к выбору типа бурового раствора. Для этих целей наибольший экономический эффект будут давать такие агенты как техническая вода, пены, аэрированные жидкости и воздух.

Особую сложность представляет выбор типа циркулирующего агента для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Если в разрезе скважины глинистые породы представлены в небольшом количестве или отсутствуют, то требования к буровым растворам предъявляются в зависимости от их влияния на коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Если мощность пород составляет десятки и сотни метров, то к буровому раствору выдвигаются еще и требования сохранения устойчивости стенок скважины.

Наибольшую сложность представляют интервалы, сложенные чередующимися хемогенными, терригенными и гипсоангидритовыми породами. Здесь необходим научно-обоснованный выбор типа бурового раствора, сохраняющего устойчивость стенок скважины.

При выборе типа бурового раствора для бурения горизонтальных скважин следует учитывать наличие в разрезе скважины осыпающихся глинистых сланцев, стоимостные показатели, забойные температуру и давление, требования защиты окружающей среды. Наиболее подходящими считаются растворы на углеводородной основе, стабильные по составу и обладающие хорошими смазывающими свойствами.

При бурении мерзлых горных пород могут наблюдаться осложнения, связанные либо с замерзанием бурового раствора в стволе скважины, либо с оттаиванием или растворением льда мерзлых пород. Для предупреждения замерзания бурового раствора применяют минерализованные системы с температурой замерзания ниже минимальной температуры мерзлых горных пород. Чтобы предупредить оттаивание мерзлых горных пород, следует применять буровые растворы с низкими теплофизическими константами, например газообразные агенты. В последнем случае исключается и замерзание бурового раствора.

Следует помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и в большей мере влияет на эффективность разрушения породы долотом. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта. Буровой раствор выбирается так, чтобы предотвратить загрязнение пор продуктивного коллектора твердой фазой и фильтратом бурового раствора. Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта следует учитывать следующие рекомендации:

1 Следует применять раствор на углеводородной основе – РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) в случаях:

- при низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм²);

- при насыщении коллектора высоковязкой нефтью;

- при аномально низком давлении пласта следует применять безводные РУО аэрированные азотом (вскрытие на депрессии);

- при трещинном и прово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм². В данном случае необходимо применять только безводные РУО.

При наличии в коллекторе набухающих глин водная фаза РУО должна быть минерализована.

2 В остальных случаях допускается применение буровых растворов на водной основе. Если в коллекторе содержатся глины, склонные к набуханию, то применяют ингибирующие буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.

3 Наиболее перспективны в настоящее время в плане сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов биополимерсодержащие буровые растворы. Способность биополимеров к деструкции (разрушение со временем) предопределяет возможность сохранения естественной проницаемости коллектора.

Как правило, для проводки скважины требуется несколько типов бурового раствора. В курсовом проекте следует представить не менее двух типов буровых растворов для каждого интервала.

 

Список Рекомендуемой литературы

1 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст] : ПБ 08-624-03. Введ. 2003-07-01.– М.: Госгортехнадзор России, 2003. – 206 с.

2 Овчинников, В.П. Буровые и промывочные растворы [Текст]: Учебное пособие / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова.-Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2011. - 309 с.

3 Овчинников, В.П. Промывочные жидкости для вскрытия терригенных коллекторов Уренгойской группы месторождений [Текст]: монография /В.П. Овчинников, В.В. Салтыков, О.В. Нагарев. - Тюмень:- Изд-во «Нефтегазовый университет», 2006.-218 с.

4 Салтыков, В.В. Биополимерсолевые промывочные жидкости [Текст]: монография /В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова. – Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет», 2007.- 233 с.

5 Рябоконь, С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин [Текст] : монография / С. А. Рябоконь. - Краснодар : [б. и.], 2009. - 338 с.

Содержание

 

	ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….	4
1	Исходные данные для выполнения курсового проекта	6
2	Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложнености разреза и выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения…………………………………………………………………….	13
2.1	Разделение геологического разреза на интервалы по устойчивости горных пород и осложнености разреза………………………………………..	13
2.2	Выбор параметров промывочной жидкости………………………………	13
2.3	Обоснование выбора типа промывочной жидкости по интервалам бурения……………………………………………………………………………	19
2.4	Обоснование рецептур буровых растворов (выбор материалов и химических реагентов для приготовления и обработки жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине)………………………………………	31
3	Определение потребности в материалах и химических реагентах для приготовления и обработки промывочной жидкости по интервалам бурения и в целом по скважине …………………………………………………….	32
	СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………….	37

 

Учебное издание

Овчинников Василий Павлович

Аксенова Наталья Александровна

Семененко Татьяна Михайловна

КУРСОВая  Работа

КУРСОВая  Работа

Составление регламента на промывку скважины

Методические указания

к выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости и тампонажные растворы» и «Буровые технологические жидкости» для студентов направления «Нефтегазовое дело»

 (часть 1)

 

 

Тюмень

ТюмГНГУ

2011

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

 

 

Составители:	Овчинников В.П. - доктор технических наук, профессор
	Аксенова Н.А. – кандидат технических наук
	Семененко Т.М. - нормоконтролер

 

 

                                                

                                                                   

                                                

 

© Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2011

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

 

 

Р          - давление, Па;

Р_г          - горное давление, Па;

Р_ск          – скелетное давление пород кг/см²;

Р_гр        - давление гидроразрыва пород, Па;

Р_п         - давление начала поглощения, Па;

Р_пл        - пластовое давление, Па;

Р_пор      - поровое давление на глубине Н_к, кг/см²

v          - коэффициент Пуассона горных пород;

σ_is         - предельная интенсивность касательных напряжений горной породы, Па;

р           - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

η                   - структурная вязкость бурового раствора, Па·с;

τ₀           - динамическое напряжение сдвига раствора, Па;

Q           - расход промывочной жидкости,м³/с;

р_п          - плотность разбуриваемых пород, кг/м³;

ρ_в          – плотность пресной воды, ρ_в = 1000 кг/м³

ρ_гор             – средняя плотность горных пород, слагающих вскрываемый пласт, кг/м³;

d_m          - эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

Д_д          - диаметр долота, м;

Д_с          - диаметр скважины, м;

Д_т         - наружный диаметр бурильных труб, м;

F_кп        - площадь кольцевого пространства, м²;

U_oc        - скорость оседания частиц шлама в восходящем потоке жидкости, м/с;

V_M        - механическая скорость проходки, м/с;

М_с        - момент на валу забойного двигателя, при расходе промывочной

          жидкости Qc, плотностью р_с (справочные данные);

М_уд      - удельный момент на долоте, м;

G         - нагрузка на долото, Н;

U_Ж       - скорость восходящего потока жидкости;

F₃         - площадь забоя скважины;

g          - ускорение силы тяжести, м/с²;

∆Р_кп      - гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве;

∆Р_д       - перепад давления в долоте, Па;

[P],Qн         - допустимое давление и фактическая производительность насоса при

               диаметре втулок d;

L          - длина ствола скважины, м;

Н         - длина проекции ствола скважины на вертикальную плоскость, м;

h          - проходка на долото, м;

Р_ш        - твердость пород по штампу;

К_а         – коэффициент аномальности порового давления;

В           - водоотдача бурового раствора, см³/30 мин

Введение

Успех строительства нефтяных и газовых скважин главным образом зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечить безопасность, безаварийность бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов и регулирование их свойств требует значительных денежных затрат, затрат времени на их химическую обработку и очистку.

Специалист по буровым растворам должен не только хорошо разбираться в многообразии буровых промывочных жидкостей, реагентов и оборудовании для их приготовления и очистки, но и уверенно проводить расчеты, связанные с технологией промывки скважины.

Целью выполнения курсового проекта по дисциплине «Проектирование промывки скважин в осложненных условиях» является проверка готовности магистрантов самостоятельно выполнять законченную расчетно-аналитическую и научно-исследовательскую работу инженерного уровня по промывке скважины.

Задачи курсового проекта: углубление и закрепление знаний, полученных магистрантами после прослушивания лекций, выполнения практических и лабораторных задач и производственной практики по дисциплинам “Современные составы буровых растворов”, “Технологические жидкости для первичного, вторичного вскрытия и РИР”; выбор и отработка методик расчетов, связанных с промывкой скважин, закрепление навыков самостоятельной работы с технической литературой по специальности; выявление индивидуальных интересов и творческих способностей магистранта; подготовка к дипломному проектированию.

Исходными данными для выполнения курсового проекта являются материалы, собранные в период прохождения практики. Они представлены в задании на курсовой проект (приложение 1). Каждый магистрант получает задание на курсовое проектирование перед практикой. Одновременно с прохождением этой практики магистрант обязан собрать на месте практики всю информацию и материалы для квалифицированного решения поставленной задачи, руководствуясь методическими указаниями и консультациями руководителей практики и проекта.

Курсовой проект должен состоять из расчетно-пояснительной записки и графической части, представляющей собой карту поинтервальной обработки промывочной жидкости, выполняемую на формате А3 (приложение 4). Пояснительная записка включает следующие разделы: введение, геологическую часть, технологическую и техническую части, экологическую часть. Объем записки составляет 30-40 страниц рукописного текста. Примерное соотношение отдельных разделов от общего объема записки: введение 1-2 %, геологическая часть 10-12 %, технологическая часть 76-89 %, экологическая часть – 1-2 %. Состав пояснительной записки должен соответствовать заданию на выполнение курсового проекта.

 

12345Следующая ⇒

Поделиться: