Буровые промывочные и тампонажные растворы

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине “Буровые промывочные и тампонажные растворы”

Выполнил:

Нуркаева Э.В.

Проверил:

Конесев Г.В.

УФА-2009

Содержание

Введение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

1.2 Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов

1.3 Давление и температура по разрезу скважины

1.4 Виды, интервалы и характеристика осложнений, затраты времени и средств на борьбу с ними

1.5 Конструкция скважины

1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения

1.7 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения

1.8 Применяемое оборудование в циркуляционной системе

1.9 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

2.2 Требования к буровым промывочным растворам

2.3 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

2.5 Обоснование рецептур буровых растворов

3. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

4. Приготовление буровых растворов

4.1 Технология приготовления бурового раствора

4.2 Выбор оборудования для приготовления растворов

5. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

5.1 Контроль параметров буровых растворов

5.2 Технология и средства очистки буровых растворов

5.3 Управление функциональными свойствами буровых растворов

6. Мероприятия по санитарно-экологической безопасности применения буровых растворов

6.1 Охрана окружающей среды и недр

6.2 Охрана труда

Список используемой литературы

Введение

Где бы не происходило бурение скважин, везде необходимо соблюдать основные требования по проводке ствола скважины. Желаемое условие бурения - это бурение с постоянной депрессией на пласт. Даже, когда процесс бурения приостановлен, необходимо соблюдать это условие. Основополагающей причиной данного явления служит буровой раствор, качественно приготовленный и подобранный для конкретных условий.

Целью данного курсового проекта является проектирование рецептур буровых растворов по интервалам бурения для Чекмагушевского месторождения. А также определение потребного количества химреагентов по интервалам бурения. Кроме того, необходимо усвоить управление свойствами буровых растворов в процессе бурения.

Качественно приготовленный и хорошо подобранный раствор- это пятьдесят процентов успешного бурения без осложнений и аварий.

скважина флюид раствор бурение

1. Исходные данные для выполнения курсового проекта

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин

Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания пластов, град.	Коэффициент кавернозности
От (верх)	До (низ)	название	индекс
				Угол	азимут
0 0	10 10	Четвертичная система	Q	до 1	0-360	1,21
10 10	180 180	Уфимский ярус	P2u	-"-	-"-	1,21
180 180	368 368	Кунгурский ярус	P1k	-"-	-"-	1,21 до гл.270м ниже 1,10
368 368	413 415	Артинский ярус	P1ar	-"-	-"-	1,10
413 415	530 537	Ассельский и сакмарский ярусы	P1a-s	-"-	-"-	1,10
530 537	690 703	Верхнекаменноугольный отдел	C3	-"-	-"-	1,10
690 703	810 828	Мячковский горизонт	C2mc	-"-	-"-	1,10
810 828	870 891	Подольский горизонт	C2pd	-"-	-"-	1,10
870 891	936 959	Каширский горизонт	C2ks	-"-	-"-	1,10
936 959	990 1016	Верейский горизонт	C2vr	-"-	-"-	1,30
990 1016	1046 1074	Башкирский ярус	C2b	-"-	-"-	1,10
1046 1074	1200 1234	Серпуховский ярус	С1s	-"-	-"-	1,10
1200 1234	1322 1361	Алексинский+михай-ловский+веневский горизонты	C1al+mh+vn	до 1	0 - 360	1,10
1322 1361	1360 1401	Тульский горизонт	С1tl	-"-	-"-	1,8
1360 1401	1415 1458	Бобриковский+Радаев-ский+Косьвинский горизонты (ТТНК)	C1bb+rd+kosТТНК	-"-	-"-	2,5
1415 1458	1647 1700	Турнейский ярус	С1t	-"-	-"-	1,05
1647 1700	1749 1805	Фаменский ярус	D3fm	-"-	-"-	1,10
1749 1805	1780 1837	Верхнефранский подъярус	D3f-3	-"-	-"-	1,10
1780 1837	1793 1850	Мендымский горизонт	D3md	-"-	-"-	1,10
1793 1850	1812 1869	Доманиковый горизонт	D3dm	-"-	-"-	1,10
1812 1869	1822 1880	Cаргаевский горизонт	D3sr	-"-	-"-	1,10
1822 1880	1856 1914	Кыновский горизонт	D3kn	-"-	-"-	3,30
1856 1914	1872 1931	Пашийский горизонт	D3ps	-"-	-"-	1,50
1872 1931	1890 1949	Муллинский горизонт	D2ml	-"-	-"-	1,20

Коэффициент кавернозности под: Направление -1,21 кондуктор 1,21 эксплуатационную колонну -1,21.

Примечание: 1890 в числителе глубина по вертикали 1949 в знаменателе глубина по стволу.

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфич. подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
	От (верх)	До (низ)	краткое название	% в интервале
Q	0 0	10 10	Суглинок Песок Галечник	30 50 20	Суглинки и пески, с включениями гальки.
P2u	10 10	180 180	Глина Песчаник Известняк Алевролит Мергель Гипс	60 14 5 11 8 2	Переслаивание известковистых глин, слабоуплотненных песчаников и алевролитов, с прослоями глинистых известняков и мергелей. В нижней части с прожилками гипса.
P1k	180 180	368 368	Ангидрит Доломит Известняк Мергель Гипс	53 30 12 3 2	Чередование ангидритов и доломитов. Ангидриты кристаллические, глинистые, с прожилками гипса. Доломиты пелитоморфные, с прослоями известняка, включениями гипса и мергеля.
P1ar	368 368	413 415	Доломит Известняк Ангидрит	53 37 10	Доломиты и известняки. Доломиты пелитоморфные и тонкокристаллические, сульфатизированные, с прослоями ангидритов. Известняки органогенные, глинистые.
P1a-s	413 415	530 537	Известняк Доломит	62 38	Известняки кристаллические и органогенно-обломочные, плотные, крепкие, прослоями окремнелые, прослоями доломитизированные и глинистые, с прослоями доломитов кристаллических и пелитоморфных, глинистых, плотных, крепких, прослоями окремнелых.
C3	530 537	690 703	Известняк Доломит	57 43	Переслаивание известняков и доломитов. Известняки скрыто-кристаллические и органогенные; окремнелые, прослоями доломитизированные. Доломиты тонкокристаллические, редко кавернозные, сульфатизированные, с включениями ангидритов.
C2mc	690 703	810 828	Известняк Доломит	60 40	Переслаивание известняков кристаллических, плотных, крепких, прослоями органогенно-обломочных, окремнелых, глинистых, с прослоями доломитов скрыто и тонкокристаллических, плотных, участками пористо-кавернозных.
C2pd	810 828	870 891	Известняк Доломит	61 39	Известняки тонко и скрытокристаллические, плотные, прослоями окремнелые и доломиты кристаллические, плотные, с включениями кремния.
C2ks	870 891	936 959	Известняк Доломит	66 34	Известняки тонкокристаллические, пелитоморфные, плотные, прослоями окремнелые, с прослоями доломитов кристаллических, глинистых, плотных, крепких с включениями аргиллитов и кремния
C2vr	936 959	990 1016	Аргиллит Алевролит Доломит Известняк Песчаник	40 15 5 35 5	Переслаивание аргиллитов, алевролитов неравномерно песчанистых до переходящих в песчаники, известняков органогенно-обломочных, кристаллических и доломитов кристаллических, плотных, крепких.
C2b	990 1016	1046 1074	Известняк Аргиллит	95 5	Известняки органогенно-обломоч-ные, плотные, крепкие, слабо-пористые, участками кавернозные, участками глинистые, с прослоями аргиллитов, с включениями доломита.
C1s	1046 1074	1200 1234	Доломит Известняк	80 20	Доломиты кристаллические, сахаровидные, участками окремнелые, участками пористо-кавернозные, с прослоями доломитизированных известняков кристаллических.
C1al+mh+vn	1200 1234	1322 1361	Известняк Доломит	55 45	Переслаивание известняков кристаллических, прослоями органогенно-обломочных, плотных, крепких, прослоями окремнелых, сульфатизированных и доломитов кристаллических, плотных, крепких, с включениями аргиллита.
C1tl	1322 1361	1360 1401	Известняк Аргиллит Алевролит Мергель	70 10 10 10	Известняки глинистые, плотные, часто окремнелые, трещиноватые, с прослоями в нижней части аргиллита, алевролита и мергеля.
C1bb+rd+kos ТТНК	1360 1401	1415 1458	Песчаник Алевролит Аргиллит Угл. сланец	35 30 20 15	Переслаивание песчаников мелкозернистых, аргиллитов, алевролитов и углистых сланцев, плотных, крепких, в верхней части песчаники нефтенасыщенные.
С1t	1415 1458	1647 1700	Известняк Доломит Аргиллит Мергель	80 6 10 4	Известняки мелкокристаллические, пелитоморфные, плотные, крепкие, глинистые, сульфатизированные, пористые, пористо-кавернозные, с прослойками незначительными аргиллита, доломита и мергеля.
D3fm	1647 1700	1749 1805	Известняк Аргиллит Угл. сланец Мергель	80 10 5 5	Известняки кристаллические, пелитоморфные, органогенно-обломочные, перекристаллизованные, окремнелые, пористые, пористо-кавернозные, прослоями глинистые, с прослойками аргиллитов, мергеля и углистых сланцев.
D3fr3	1749 1805	1780 1837	Известняк	100	Известняки тонкокристаллические, участками органогенно-обломочные, доломитизированные, с прослоями брекчии и брекчевидных известняков.
D3md	1780 1837	1793 1850	Известняк	100	Известняки кристаллические, глинистые, плотные, крепкие, прослоями окремнелые, битуминозные, с прослойками доломитов и углистых сланцев.
D3dm	1793 1850	1812 1869	Известняк Аргиллит Сланец	70 20 10	Известняки органогенно-обломоч-ные окремнелые, битуминозные, с прослоями кремнисто-глинистых сланцев и аргиллитов.
D3sr	1812 1869	1822 1880	Известняк	100	Известняки мелкокристаллические, плотные, крепкие.
D3kn	1822 1880	1856 1914	Аргиллит Песчаник Алевролит Известняк	60 10 15 15	Аргиллиты слоистые, часто переслаивающиеся с алевролитами глинистыми, песчаниками тонкозернистыми, с редкими прослоями известняка органогенно-обломочного, трещиноватого, плотного, крепкого.
D3ps	1856 1914	1872 1931	Песчаник Алевролит Аргиллит	35 15 50	Песчаники кварцевые, участками глистые. Аргиллиты оскольчато-слоистые. Алевролиты глинистые, плотные, крепкие.
D2ml	1872 1931	1890 1949	Песчаник Аргиллит Известняк	60 30 10	В кровле известняки органогенно-обломочные, сильноглинистые, песчаники мелкозернистые, с прослоями аргиллитов.

1.2 Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов

Таблица 3. Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Подвижность, Д на сП	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Свободный дебит м3/сут	Параметры растворенного газа
								газовый фактор, м3/м3	содержание сероводорода, %	содержание углекислого газа, %	относительно по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2
	От (верх)	До (низ)		в пластовых условиях	после дегазации
C1bb	1360 1401	1370 1411	гранулярный	0,886	0,915	<0,03	2,90	5,5	до 2,3	10,3	не обн.	Не обн	1,626	-	19
C1t	1415 1458	1450 1495	пористо-кавернозный	0,891	0,901	<0,03	3,4	3,60	до 2,3	14,0	не обн	не обн	1,469	-	32
D3kn	1830 1888	1856 1914	гранулярный	0,868	0,904	<0,03	3,5	3,10	до 2,3	24,5	необн.	не обн.	1,431	-	92
D3ps	1862 1920	1872 1931	гранулярный	0,873	0,901	<0,03	3,07	2,70	до 2,3	23,1	необн.	не обн.	1,163	-	82

Таблица 4. Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Состояние (газ, конденсат)	Содержание, % по объему	Относительная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях	Свободный дебит, м3/сут	Плотность газоконденсата, г/см3	Фазовая проницаемость, мД
	От (верх)	До (низ)			сероводорода	углекислого газа
										в пластовых условиях	на устье скважины
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Н е о ж и д а е т с я

Таблица 5. Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Свободный дебит, м3/сут	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Степень минерализации, г/л	Тип воды по Сулину	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
	От (верх)	До (низ)				анионы	катионы
									К +
Q - P2u	0 0	150 150	гранулярный	1,00	-	0,1	0,38	3,92	0,2	0,9	3,3	8,82	ГКМ	да
C2vr	950 974	960 984	-«-	1,150	-	Вода cоленая, минерализованная до 150мг/л	ХЛК	нет
C1s	10461074	1200 1234	пористо-кавернозный	1,153	-	345	2,5	0,4	289	20	38	695	ХЛК	нет

Примечание: Согласно «Проекта разработки Чекмагушевского нефтяного месторождения» граница пресноводного комплекса на глубине 80м.

1.3 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 6. (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПРГ - прогноз, РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент давления	Температура в конце интервала
		пластового	порового	гидроразрыва пород	горного давления
	От (верх)	До (низ)
			кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	°C	источник получения
			От (верх)	До (низ)		От (верх)	До (низ)		От (верх)	До (низ)		От (верх)	до (низ)
Q	0 0	10 10	-	0,100	ПРГ	-	0,125	ПРГ	0	0,191	ПРГ	0	0,23	ПРГ	-	-
P2u	10 10	180 180	0,100	0,100	-"-	0,125	0,125	ПРГ	0,191	0,191	ПРГ	0,23	0,23	ПРГ	2,6	ПРГ
P1k	180 180	368 368	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	0,23	0,24	-"-	5	-"-
P1ar	368 368	413 415	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	0,24	0,25	-"-	6	-"-
P1a-s	413 415	530 537	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	0,25	0,25	-"-	8	-"-
C3	530 537	690 703	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	11	-"-
C2mc	690 703	810 828	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	13	-"-
C2pd	810 828	870 891	0,100	0,100	ПРГ	-	-	-	0,191	0,191	ПРГ	0,25	0,26	ПРГ	14	ПРГ
C2ks	870 891	936 959	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	0,26	0,26	-"-	15	-"-
C2vr	936 959	990 1016	-"-	-"-	-"-	0,125	0,125	ПРГ	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	16	-"-
C2b	990 1016	1046 1074	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	17	-"-
C1s	1046 1074	1200 1234	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	20	-"-
C1al+mh+vn	1200 1234	1322 1361	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	22	-"-
C1tl	1322 1361	1360 1401	0,100	0,099	РФЗ				0,191	0,190	РФЗ	-"-	-"-	-"-	23	-"-
C1bb+rd+kosТТНК	1360 1401	1415 1458	0,099	0,099	-"-	-	-	-	0,190	0,190	-"-	-"-	-"-	-"-	27	-"-
С1t	1415 1458	1647 1700	0,099	0,100	-"-	-	-	-	0,190	0,188	-"-	-"-	-"-	-"-	29	-"-
D3fm	1647 1700	1749 1805	0,100	0,100	-"-	-	-	-	0,188	0,188	-"-	-"-	-"-	-"-	30	-"-
D3fr3	1749 1805	1780 1837	-"-	-"-	-"-	-	-	-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	-"-	30	-"-
D3md	1780 1837	1793 1850	0,100	0,100	РФЗ	-	-	-	0,188	0,188	ПРГ	0,26	0,26	ПРГ	30	ПРГ
D3dm	1793 1850	1812 1869	-"-	-"-	РФЗ	-	-	-	0,188	0,188	ПРГ	-"-	-"-	-"-	31	РФЗ
D3sr	1812 1869	1822 1880	0,100	0,093	РФЗ	-	-	-	0,188	0,181	ПРГ	-"-	-"-	-"-	32	-"-
D3kn	1822 1880	1856 1914	0,093	0,097	РФЗ	0,130	0,130	ПРГ	0,181	0,185	РФЗ	-"-	-"-	-"-	35	-"-
D3ps	1856 1914	1872 1931	0,097	0,100	РФЗ	-"-	-"-	-"-	0,185	0,188	РФЗ	-"-	-"-	-"-	35	-"-

1.4 Виды, интервалы и характеристика осложнений, затраты времени и средств на борьбу с ними

Таблица 7. Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Статический уровень при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)
Q-P2u	0 0	150 150	50	-	да	при вскрытии проницаемых песчаников
C1s	1046 1074	1200 1234	50	-	да	при вскрытии пористо-кавернозных и трещинноватых долмитов Рстолба пром..жидкости>Рпл

Таблица 8. 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, г/см3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
Q-P2u	0 0	150 150	Гл. р-р	1,24	Для предотвращения разрушения стенок скважины повысить плотность и уменьшить фильтрацию глинистого раствора	сразу после вскрытия	проработка, промывка ствола скважины
C2vr	950 974	960 984	Техн. вода	1,00	-	1,5	-«-
С1 tl+ bb+rd+cos	1322 1361	1415 1458	Гл. р-р	1,24	Для предотвращения разрушения стенок скважины повысить плотность и уменьшить фильтрацию глинистого раствора	2,0	-«-
D3kn+ps	1830 1888	1890 1949	Гл. р-р	1,24	-«-	3,0	-«-

Таблица 9. Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат-газ)	Условия возникновения	Характер проявления
	От (верх)	до (низ)
Q-P2u	0 0	150 150	вода	при Рпл>Рстолба промывочной жидкости	слабый перелив на устье
C2vr	950 974	960 984	вода	-"-	Осолонение воды
C1s	1046 1074	1200 1234	вода	-"-	перелив пластовой воды на устье
C1bb	1360 1401	1370 1411	нефть	-"-	пленка нефти на растворе
C1t	1415 1458	1450 1495	нефть	-"-	-"-
D3kn	1830 1888	1856 1914	нефть	-"--	-"-
D3ps	1862 1920	1872 1931	нефть	-"-	-"-

Таблица 10. Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид прихвата (перепад давления, заклинка 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, г/см3	водоотдача, см3/30 мин	смазывающие добавки (название)
Q-P2u	0 0	150 150	заклинка, сальникообразование	гл. р-р	>1,24	>45	-	да	отклонение параметров бурового раствора от проектных: плохая очистка от шлама
C2vr	950 974	960 984	-"-	вода	1,00	-	-	-"-	-"-
С1 tl+ bb+rd+cos	1322 1361	1415 1458	-"-	гл. р-р	>1,24	>10	ИКБ-4В	-"-	-"-
D3kn+ps	1830 1888	1890 1949	-"-	гл. р-р	>1,24	>10	ИКБ-4В	-"-	-"-

1.5 Конструкция скважины

Чекмагушевское нефтяное месторождение расположено в Чекмагушевском районе Республики Башкортостан, отнесенного к зоне континентального климата. Горно-геологический разрез представлен породами четвертичного и палеозойского возрастов. Разрез включает в себя суглинки, супеси, глины, пески, аргиллиты, песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, ангидриты, гипсы, мергели. Основными осложнениями при бурении скважин являются: обвалы и размывы горных пород четвертичных, уфимских, верейских отложений, отложений терригенной толщи нижнего карбона и девона. Поглощения промывочной жидкости возможны при проходке четвертичных, уфимских и серпуховских отложений. Водопроявления возможны при бурении четвертичных, уфимских, верейских и серпуховских отложений. Нефтепроявления ожидаются при проходке карбонатов турнейского яруса, песчаников терригенных толщ нижнего карбона и девона. Данным проектом планируется вскрытие отложений терригенной толщи девона, с последующим испытанием.

С целью обеспечения надежности бурения, уменьшения или полного исключения риска возникновения аварийных ситуаций и осложнений при бурении скважин запроектирована конструкция скважин, при этом назначение обсадных колонн следующее:

- направление 323,9 мм - 50 м - изолирует пресноводный комплекс, перекрывает поглощающий горизонт, закрепляет зоны обвалов и осыпей и предупреждает прихват бурильной колонны;

- кондуктор 244,5 мм - 270 м - перекрывает гипсы кунгурского яруса, изолирует пресноводный комплекс в интервале 50-80 м, перекрывает поглощающий горизонт, закрепляет обваливающиеся породы и предупреждает прихват бурильной колонны в интервале 50-150 м. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора ПП-230х35). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтепроявлений;

- эксплуатационная колонна 146,1 мм - 1949 м - спускается для разобщения продуктивного горизонта от всех остальных пород и проведения испытания эксплуатационного объекта, служит основанием для монтажа устьевой арматуры и предназначена для выполнения геолого-технических задач, возложенных на скважины. Перед перфорацией на эксплуатационную колонну устанавливается один малогабаритный плашечный превентор ПТМ-156х21. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуют устьевой арматурой АУШГН-146х14. Перед свабированием на колонну устанавливается один малогабаритный плашечный превентор ППР-60х7.

Следовательно, проектная конструкция скважин полностью соответствует горно-геологическим условиям бурения и обеспечивает надежность процесса строительства на всех этапах.

1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой.

а) При бурении под направление и кондуктор (интервалы 0-50 м, 50-270 м) применяется глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка, обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3 % (3 кг на 1м3 раствора) и КМЦ-700 в массовых долях 0,5 % (5 кг на 1 м3 раствора).

Параметры раствора: плотность 1,14 г/см3, условная вязкость 30-36 с, показатель фильтрации ? 15 см3/ 30 мин.

б) Бурение под эксплуатационную колонну (270-1949 м).

Бурение в интервале 270-1300 м ведется на технической воде, обработанной смазочной добавкой ФК-2000 в массовых долях 0,5 % (5 кг на 1 м3 раствора).

В интервале 1300-1822 м бурение производится с промывкой полигликолевым ингибированным буровым раствором (ПИБР).

Содержание реагентов в растворе следующее (в массовых долях):

Кальцинированная сода 0,6 % (6 кг на 1 м3 раствора);

Celpol SL 0,4 % (4 кг на 1 м3 раствора);

Гликойл 3 % (30 кг на 1 м3 раствора);

KCl 5% (50 кг на 1 м3 раствора);

ФК-2000 0,75 % (7,5 кг на 1 м3 раствора);

ФХЛС-МН 0,75 % (7,5 кг на 1 м3 раствора);

ПЭС-1 0,1% (1 кг на 1 м3 раствора).

Технология приготовления глинистого полигликолевого бурового раствора заключается в следующем. В глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка исходной плотностью 1,12 г/см3, обработанный кальцинированной содой, последовательно вводят Celpol SL, хлористый калий, смазочную добавку ФК-2000 и гидрофобизирующую добавку Гликойл. При необходимости для снижения вязкости предусмотреть обработку ФХЛС-МН, а для предотвращения пенообразования - обработку реагентом ПЭС-1.

Параметры раствора: плотность 1,12 г/см3, условная вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 7-11 и 21-26 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПас, динамическое напряжение сдвига 11-16 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.

При бурении в интервале 1822-1949 м применяется буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным утяжелителем до плотности 1,25 г/см3.

Параметры раствора: плотность 1,25 г/см3, условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.

1.7 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения

Таблица 11. Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	плотность, г/см3	условная вязкость, с	водоотдача, см3/ 30мин	СНС, дПа через, мин	корка, мм	содержание твердой фазы, %	рН	минерализация, г/л	пластическая вязкость, мПа·с	динамическое напряжение сдвига, дПа	плотность до утяжеления, г/см3
						1	10		коллоидной (активной) части	песка	всего
Глинистый	0	270	1,14	30-36	?15	30	50	1,0	1-2	1,5-2	20-25	8-9		7-9	15-18	-
Техническая вода	270	1300	1,00	10												-
Глинистый полигликолевый ингибированный	1300	1822	1,12 ± 0,02	30-35	4-5	6-10	20-25	0,5	1-2	1,5-2	20-22	8-9		20-25	10-15	-
Глинистый полигликолевый ингибированный	1822	1949	1,25± 0,02	35-40	5-6	8-12	22-27	0,5	1-2	1,5-2	20-22	8-9		21-26	12-17	1,12

Примечания: 1. Основным руководящим документом при выборе рецептур и нормировании показателей является «Регламент буровых растворов при бурении наклонно-направленных эксплуатационных скважин на Чекмагушевском нефтяном месторождении. ООО «ИПЦ ИНТЕХ», 2006 г.

1.8 Применяемое оборудование в циркуляционной системе

Таблица 12. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название	Типоразмер или шифр	Количество, шт.	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Использование очистительных устройств
				ступенчатость очистки: 1-вибросито; 2- 1+пескоотдел.; 3- 2+илоотделит; 4- 3+центрифуга	интервал, м
					От (верх)	до(низ)
1.Циркуляционная система:	1ЦС БУ 2500	1	ТУ 26-02-887-89Э	3	0	1949
- блок очистки раствора	20 м 3	1
- блок промежуточный	2х20 м 3	1
- блок приемный	20м 3	1
- блок для химреагентов	20 м 3	1
- доливная емкость	20 м 3	1
- водонапорная емкость	20 м 3	1
- сито вибрационное	СВ-1Л	2	ТУ 26-02-1138-91
- дегазатор	ДВС-2К	1	ТУ 39-01-083Д1-677-84
- пескоотделитель	ГЦК-360	1
- гидроциклон	ПГ-45-У2	1	ТУ 48-1313-59-89Е
- илоотделитель гидроциклонный	ИГ-45М	1	ТУ 26-02-858-79
- насос шламовый	ВШН-150	1	ОСТ 28-08-048-73
- устройство перемешивающее гидравлическое	4УПГ	2	ТУ 26-02-442-72		0	1949
2. Блок приготовления раствора	БПР-2	2	ТУ 39-01-443-79
3. Глиномешалка	МГ2-4Х	1	ТУ 39-01-1421-89
4. Глинозагрузчик	ПМП-1	1

Примечание. Приемные емкости оборудованы автоматической сигнализацией уровня жидкости.

1.9 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

Таблица 13. Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления

Интервал, м	Коэффициент запаса раствора на поверхности	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг/м3 в интервале	Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, кг
От (верх)	До (низ)			величина	источник нормы	поправочный коэффициент	на запас на поверхности	на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале
0	50		Глинистый раствор	0,83	нормы Башнипинефть				41,5	41,5
			Техническая вода	0,99	-“-					41,1
			Куганакский глинопорошок	261,792	-“-					10864
			Кальцинированная сода	3	регламент					125
			КМЦ-700	5	-“-					208
50	270		Глинистый раствор	0,46	нормы Башнипинефть				101,2	101,2
			Техническая вода	0,99	-“-					100,2
			Куганакский глинопорошок	261,792	-“-					26493
			Кальцинированная сода	3	регламент					304
			КМЦ-700	5	-“-					506
270	1300		Техническая вода	0,24	нормы Башнипинефть			61,1	247,2	308,3
			ФК-2000	5	регламент					1542
Переход с бурения водой на другой раствор
1300	1822		Глинистый полигликолевый ингибированный	0,24	нормы Башнипинефть			106,7	125,3	232,0
			Техническая вода	1,01	-“-					234,3
			Куганакский глинопорошок	225,504	-“-					52317
			Кальцинированная сода	6	регламент					1392
			Celpol SL	4	-“-					924
			Гликойл	30	-“-					6960
			Хлористый калий	50	-“-					11600
			ФК-2000	7,5	-“-					1740
			ФХЛС-МН	7,5	-“-					1740
			ПЭС-1	1	-“-					232
1822	1949		Глинистый полигликолевый ингибированный	0,24	нормы Башнипинефть					30,5
			Техническая вода	1,01	-“-					30,8
			Куганакский глинопорошок	225,504	-“-					6878
			Кальцинированная сода	6	регламент					183
			Celpol SL	4	-“-					122
			Гликойл	30	-“-					915
			Хлористый калий	50	-“-					1525
			ФК-2000	7,5	-“-					229
			ФХЛС-МН	7,5	-“-					229
			ПЭС-1	1	-“-					31
			Карбонатный утяжелитель	258	расчет					41357

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин

2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов

С точки зрения бурового предприятия данная гамма буровых растворов подобрана вполне правильно и целесообразно. При проводке основного ствола скважины используется глинистый раствор. Он удовлетворяет общепринятым требованиям при бурении: обеспечивает необходимую репрессию на пласт, поддерживает гидростатическое давление в скважине, очищает забой от шлама и т.д. Основой в глинистом растворе является куганакский глинопорошок. Он применяется для структурообразования и увеличения плотности промывочной жидкости. Кальцинированная сода Na2CO3. - порошок марки Б или I-III сортов (при изготовлении из нефилинового сырья). Добавляется в промывочную жидкость в сухом или в виде водного раствора 5-10%-ой концентрации. Сильная щелочь применяется при модификации глинопорошков и утяжелителя. Поставка в мешках массой 40-50 кг. Гарантийный срок годности 3-6 месяцев (зависит от завода-изготовителя). Вводится для повышения устойчивости стенок скважины и связи ионов Са и Мg в процессе бурения.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-700, Tylose. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6-55-40-90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов (для снижения водоотдачи и статического напряжения сдвига промывочной жидкости).

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки. Глиномешалка МГ-4 заполняется на 2/3 водой, загружается расчетное количество реагента, перемешивается до получения равномерной консистенции и доливается водой до полного объема. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на глиномешалку. В раствор через смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

ФК-2000 - смазочная добавка вводится с целью снижения коэффициента трения и улучшения смазочных и противоприхватных свойств технической воды.

Полигликолевый ингибированный буровой раствор (ПИБР) - для вскрытия продуктивного пласта. Его готовят на основе суспензии куганакского глинопорошка. Основным компонентом является полигликоль, придающий глинистому раствору высокие стабилизирующие смазочные, ингибирующие, поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства.

Хлористый калий - предназначен для эффективного повышения устойчивости стенок скважины при бурении в неустойчивых глинистых сланцах различного состава. Вводится для усиления ингибирующих свойств.

ФХЛС-МН - вводится при необходимости снижения структурно-реологических свойств (условной вязкости, статического напряжения сдвига), разжижения раствора (понизитель вязкости).

ПЭС-1 - применяется для предотвращения пенообразования.

Карбонатный утяжелитель - для повышения плотности раствора до значений, соответствующих требованиям ГТН.

В связи с высокой механической скоростью при бурении под кондуктор, интенсивным кавернообразованием, фильтрационными процессами могут возникнуть затруднения в обеспечении восполнения объема расходуемого бурового раствора. Поэтому рекомендуется заранее приготовить буровой раствор в запасных емкостях в необходимом для обеспечения непрерывности углубления скважины количестве.

2.2 Требования к буровым промывочным растворам

В процессе проводки скважины раствор должен выполниять следующие основные функции:

- очищать скважину от частиц выбуренной породы;

- удерживать частички шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

- охлаждать долото и облегчать разрушение горной породы в призабойной зоне;

- оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин для предупреждения их разрушения;

- передавать энергию забойным двигателям;

- обеспечивать сохранение естественной проницаемости пласта.

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условий обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическми свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениеми, забойной температурой.

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

2.3 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины.

В качестве бурового раствора при бурении под направление и кондуктор (интервалы 0-50 м, 50-270 м) предусматривается использовать стандартный глинистый раствор, приготовленный из куганакской глины, маломинерализованной технической воды, кальцинированная соды и КМЦ-700. Поскольку большинство реагентов эффективно работают в щелочной среде, для увеличения рН до 8-9 и более, в буровой раствор следует добавлять кальцинированную соду Na2CO3.

Высоковязкая полианионная целлюлоза КМЦ-700 идеально подходит для снижения водоотдачи и увеличений вязкости глинистых растворов (обладает загущающим действием).

Данный тип вполне приемлем для бурения данной площади. Если в процессе бурения корректно регулировать свойства (плотность 1,14 г/см3, условная вязкость 30-36 с, показатель фильтрации ? 15 см3/ 30 мин) бурового раствора, то можно бурить до глубины 270 м.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 270-1300м, следует перейти на техническую воду, обработанную ФК-2000. Вода имеет ряд преимуществ перед другими буровыми растворами (неглубокие скважины до 1700м с устойчивыми неглинистыми породами): улучшение буримости вследствие повышения эффективности работы долота и турбобура, исключение трудоемких вспомогательных работ по приготовлению и обработке растворов (не требуется буровой раствор с повышенной плотностью, регулируемой водоотдачей).

В интервале 1300-1822м необходимо перейти с бурения водой на глинистый полигликолевый ингибированный раствор для изменения свойств бурового раствора до (плотность 1,12 0.02 г/см3, условная вязкость 30-35 с, показатель фильтрации 4-5 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град). Вязкость и структурно - механические свойства раствора регулируют добавлением куганакской глины (придание раствору тиксотропных свойств, формирование фильтрационной корки), воды, а водоотдачу раствора добавлением водного раствора высоковязкой полианионной целлюлозы марки Celpol SL.(для стабилизации и снижения показателя фильтрации раствора). Снижение жесткости и повышение Рн водной фазы обеспечивает карбонат калия или гидроокись калия. Полигликоль - в качестве смазочной и ингибирующей добавки.

При бурении 1822-1949м следует довести свойства бурового раствора из предыдущего интервала бурения до (плотность 1,25 г/см3, условная вязкость 35-40 с, показатель фильтрации 5-6 см3 за 30 мин, статическое напряжение сдвига через 1 и 10 мин соответственно 6-10 и 20-25 дПа, рН =8-9, пластическая вязкость 20-25 мПас, динамическое напряжение сдвига 10-15 дПа, липкость глинистой корки 3,5-4,5 град.), утяжелив карбонатным утяжелителем до плотности 1,25 г/см3.

Данные растворы грамотно подобраны и оправдывают себя, так как затраты на химреагенты минимальны, не нужны дополнительные емкости. (исходный раствор - основа, при бурении нижележащих интервалов добавляются только различные присадки).

2.4 Обоснование параметров буровых растворов

В связи с опасностью проявлений строго нормируется плотность раствора; остальные параметры проектируются, исходя из имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения. Интервалы совместимы по условиям бурения.

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

где h - глубина залегания кровли пласта, м

к - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15, при h < 1200 м

к = 1,05ч1,07, при 1200 < h < 2500 м

Бурение под кондуктор:

г/см3.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора: =1.12 г/см3.