Обоснования выбора бурового раствора для промывки скважин в процессе бурения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Из всего многообразия проблем, решаемых при бурении глубоких скважин различного назначения, одно из первых мест принадлежит буровым растворам (промывочным жидкостям). Это определяется не только особой важностью технологических функций растворов, но и тем, что они являются средой, в которой происходят процессы разрушения горных пород на забое и формирование ствола скважины в течение длительного периода ее строительства. От соответствия буровых промывочных жидкостей геолого-техническим условиям бурения зависит скорость проходки, предупреждение осложнений и аварий, долговечность бурового оборудования и инструмента, успешное разобщение пластов, эффективность освоения продуктивных горизонтов и, в конечном счете, результативность и себестоимость буровых работ.

Современные промывочные жидкости представляют собой многокомпонентные системы, технология приготовления и управления свойствами которых в настоящее время приобретают все более самостоятельное научное и практическое значение при бурении глубоких скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые.

Промывочные жидкости претерпели долгое и сложное развитие от "буровой грязи" до сложнейших композиций с заранее заданными и регулируемыми физико-химическими и технологическими свойствами.

1. Исходные данные

1.1 Характеристика проектной скважины

На площадях Ново-Елховского месторождения по данным бурения осадочная толща представлена терригенно-карбонатными породами Девонской, Каменноугольной и Пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280 - 1930 метров, и представлена в объёме четырёх ярусов, от Эйфельского и Фаменского, и 14 горизонтов - от Бийского до Лебедянского включительно.

Нижняя часть разреза, до Кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов-коллекторов, разделённых плотными и глинистыми породами (горизонты Д ₀ - Д _V). Общая толщина терригенной части Девона составляет до 200 метров.

Верхняя часть разреза девона от Саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет в среднем 450 - 500 метров. Толщины горизонтов карбонатного девона имеют большие колебания - от 3 до 125 метров, в литологическом отношении отложения горизонтов отличаются незначительно, что существенно затрудняет их выделение в разрезе. В карбонатной толще Девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов, имеющих, как правило, локальное распространение.

В разрезе палеозоя по степени совпадения и соотношения поверхностей маркирующих горизонтов выделяется несколько структурно-тектонических этажей (СТЭ), каждый из которых имеет свои отличительные особенности. Первый СТЭ - терригенные отложения Девона, второй тектонический этаж - верхняя граница проводится по кровле терригенных отложений нижнего карбона, третий СТЭ - кровля Верей-Каширских отложений, четвёртый СТЭ - кровля Верхнего Карбона. В региональном плане для юго-востока Татарии характерно чёткое совпадение основных тектонических элементов по всем СТЭ. В нижних СТЭ элементы I и II порядков выражены более чётко, в верхних этажах отдельные элементы нивелируются; несовпадение структурных планов отмечается лишь по элементам низших порядков (III и IV), что связано с различной степенью проявления блоковой тектоники фундамента и наличием структур различного генетического типа.

Ново-Елховское месторождение приурочено к Акташско -Ново-Елховскому валу, структуре второго порядка, осложняющему склон Южно-Татарского свода, от центральной части которого он отделён узким (1,5 - 3 км) и сравнительно глубоким (50 - 60 м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяжённостью около 100 км.

По терригенным отложениям Девона (первый СТЭ) Акташско -Ново-Елховская структура представляет собой узкую асимметричную складку меридионального простирания со слегка ундулированной осью. Восточное крыло складки в сторону Алтунино-Шунакского прогиба крутое, наклон слоёв достигает 3-4⁰; на западном крыле, а также Периклиналях складки углы падения пород небольшие - 12-15 минут. С запада от других поднятий склона складка отделяется небольшим по амплитуде (порядка 10 м) Кузайкинским прогибом. Простирание его также меридиональное, но в виде прогиба он прослеживается не на всём протяжении; на отдельных участках имеет вид структурного уступа.

Как свод, так и крылья Ново-Елховской структуры, особенно Северная Периклиналь и западное крыло, осложнены локальными поднятиями и погружениями небольшой амплитуды (3-10 м). Ширина складки по стратоизогипсе - 1516 м, соответствующей отметке ВНК по основному эксплуатационному объекту, составляет 14-18 км, длина 85 км.

На Ново-Елховском месторождении по терригенному девону выделено три площади разработки: на севере - Акташская, площадь 34 тыс.га, на своде структуры - Ново-Елховская, площадью 42 тыс.га, и на юге - Федотовская, площадью 12 тыс.га. Каких-либо структурно-геологических границ между площадями не отмечается и выделены они условно, в основном в связи с их различной продуктивностью и разновременностью ввода в разработку. Лишь на самом севере выделяется Красноярский участок в виде небольшого локального поднятия с амплитудой менее 10 м. Аналогичные поднятия выявлены как на севере, так и на западе от месторождения - это Онбийское, Аксаринское, Уратьминское, Кадыровское и другие, которые считаются отдельными месторождениями.

Дизъюнктивных нарушений во всех СТЭ не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Все дислокации являются пликативными. Ловушки нефти во всех СТЭ определяются формой и размером структуры, то есть являются структурными. Ловушек неструктурного типа не обнаружено. К структурному фактору добавляется литологический, как в терригенных, так и в карбонатных отложениях. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложнёнными, а в карбонатных отложениях - от массивных до пластовых сводовых литологически осложнённых. Во всех СТЭ локальные поднятия, в том числе и Акташско-Ново-Елховская структура по терригенному девону, заполнены нефтью, полностью до перегиба слоёв на крыльях и Периклиналях поднятий.

1.2 Характеристика геологического разреза скважины

Таблица1 -Геолого-технических данных

Стратиграфическое подразделение	Интервалы	Литология	Осложнения
Четвертичный	0	3	Глины
Казанский	3	132	Глины	Осыпи, обвалы
Уфимский	132	285	Глины	Поглощения, ПУХ
Артианский	285	338	Известняки
В Карбон	338	530	Известняки	Поглощения
Мячковский	530	658	Известняки
Подпольский	658	764	Доломиты
Каширский	764	833	Глины
Веревейский	833	878	Доломиты	Осыпи, обвалы
Башкирский	878	906	Доломиты
Сверховский+Окский	906	1135	Доломиты	Поглощения, водопроявления
Тульский	1135	1147	Глины
Угленосные	1147	1158	Доломиты	Осыпи, обвалы
Турнейский	1158	1185	Доломиты

1.2.1 Выбор конструкции скважины

Для бурения данной скважины необходимо применить следующую конструкцию:

Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями; предназначено для предотвращения размыва устья скважины. Спускается на глубину от 0 - 30 метров с целью предотвращения осыпей и обвалов в Казанском ярусе на глубине от 0-132 метров и предотвращает размытие устья при циркуляции бурового раствора. Диаметр колонны выбираем 324 мм, толщина стенки 8,5 мм, диаметр долота 393,7 мм.

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн. Спускается на глубину от 0 - 311 метров для предотвращения осыпей и обвалов в Казанском ярусе и начало поглощения в Уфимском ярусе на глубине 132 метров. Диаметр колонны выбираем 245 мм, толщина стенки 7,8 мм, диаметр долота 295,3 мм.

Эксплуатационная колонна - служит для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами. Спускается на глубину от 0 - 1158 метров для предотвращения осложнений на протяжении всей скважины и для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивны пласт с целью поддержания давления в нем. Диаметр колонны выбираем 168 мм, толщина стенки 8,9 мм, диаметр долота 215,9 мм.

Бурение ведется до глубины 1185 метров и оставляем открытый ствол, диаметром долота 144 мм.

Таблица 2

Наименование	Диаметр обсадных колон, мм	Диаметр долот, мм	Интервал цементирования, Н	Глубина спуска, м
Направление	324	393,7	30	30
Кондуктор	245	295,3	311	311
Экс. Колонна	168	215,9	1158	1158
Открытый ствол		144		1185

2. Расчетно-техническая часть работы

2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по интервалам глубин

При бурении под направление от 0 до 30 метров выбираем буровой раствор который должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать обвалы в Казанском ярусе на глубине с 3 до 132 м, предотвращать размыв стенок скважины, создавать противодавление на пласты. Поэтому в качестве промывочной жидкости выбираем Глинистый раствор, так как он глинизирует стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Плотность и вязкость глинистых растворов таковы, что они удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении.

При бурении под кондуктор от 30 до 311 метров бурение вести на ЕВС, так как наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Также в этом ярусе может начаться поглощение, то для его ликвидации можно применить различные пакеры или профильные перекрыватели для изоляции этих зон.

При бурении в зоне с наиболее интенсивными осложнениями, такими как поглощение, осыпи и обвалы, водопроявление с глубины 658 по 878 метров в качестве промывочной жидкости предложен ПАВ. Так как он наиболее подходит для создания противодавление на Веревейский горизонт, предотвращения намокания, засорения стенок скважины, предотвращение набухания пород, чувствительных к воде.

При вскрытии продуктивного пласта раствор должен удовлетворять следующим требованиям, предотвращать обвалы в Угленосном горизонте на глубине от 1147 до 1158 метров, чтобы проницаемость коллектора была сохранена и призабойная зона не загрязнялась жидкой и твердой фазами бурового раствора. Поэтому вскрытие продуктивного пласта лучше вести на ПМР, так как он сохраняет коллекторские свойства продуктивного пласта, качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы, устойчивость стенок скважины, бурение без осложнений мощных глинистых интервалов. При бурении открытого ствола переходим на нефть ,так как нефть предотвращает засорение продуктивной залежи и сохраняет коллекторские свойства.

2.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин

Буровые растворы представляют собой многокомпонентные дисперсные системы, в которых каждый компонент выполняет определенные функции.

Обязательным компонентом бурового раствора является дисперсионная среда, обеспечивающая подвижность раствора.

Чтобы ограничить потерю дисперсионной среды за счет фильтрации в проницаемые породы, буровой раствор должен иметь в своем составе компонент, образующий малопроницаемую фильтрационную корку. Исключением из этого правила, может быть случай применения воды в качестве промывочной жидкости при неограниченном водоснабжения или при разбуривании непроницаемых пород.

Коркообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой и капельки жидкой дисперсной фазы, окруженные защитной оболочкой.

Для того чтобы буровой раствор, заполняющий скважину и наземную циркуляционную систему, сохранял седиментационную устойчивость, необходимо иметь в его составе компонент, обеспечивающий тиксотропное структурообразование. Структурообразующим компонентом в буровых растворах служат частицы твердой дисперсной фазы, органические молекулы с большой молекулярной массой.

Дисперсионная среда, твердая корко и структурообразующая дисперсная фаза составляют основу подавляющего большинства промывочных жидкостей.

Помимо компонентов, составляющих основу промывочной жидкости, в ее состав обычно входят реагенты и добавки, придающие буровому раствору необходимые свойства.

Составы специальных промывочных жидкостей, таких как растворы с конденсированной твердой фазой, асбогелевые, асбогуматные, торфогуматные растворы, буровые растворы на углеводородной основе, относительно стабильны. Причиной этого является либо недостаточная разработанность таких систем, либо ограниченность ассортимента реагентов и добавок для них.

Наибольшее разнообразие состава характерно для глинистых растворов, которые продолжают оставаться наиболее универсальным типом промывочной жидкости.

Для разбуривания интервала 0 - 30м используем глинистый раствор. В состав глинистого раствора будут входить следующие компоненты:

- Бентонит

- КМЦ-600

- Вода

- Сульфит натрия (Na2SO3)

Бентонит - раствор глинизирует стенки скважины, покрывая их плотной тонкой коркой, препятствующей проникновению в пласты фильтрата. Утяжеленный буровой раствор предупреждает проникновение пластовых вод, а также нефти и газа в скважину, что исключает открытое фонтанирование при бурении. Качественная буровая смесь позволяет избежать возможных неприятных инцидентов при работе и ускоряет процесс бурения.

КМЦ-600

Как структурообразователь, понизитель фильтрации нужно использовать карбоксилметилцелюлозу. КМЦ 600 представляет собой рассыпающееся белое или слегка кремовое волокнистое вещество, относительно медленно растворяющееся в воде с образованием вязкого коллоидного раствора. Назначение низковязкой КМЦ -снижение водоотдачи буровых растворов средней минерализации при температуре 130-140 ⁰С. Высоковязкая КМЦ обладает способностью снижать водоотдачу буровых растворов вплоть до насыщения их хлористым натрием.

Для разбуривания интервала 658 по 878м используем раствор ПАВ. В состав раствора будут входить следующие компоненты:

- Вода

- ПАВ

ПАВ

Обладает способностью создавать противодавление на горизонт, предотвращает намокание стенок, засорения стенок скважины, предотвращение набухания пород, чувствительных к воде.

Для разбуривания интервала 1147 до 1158 м используем полимерно меловой раствор. В состав ПМР будут входить следующие компоненты:

- Вода

- Мел

- Si Na

- УЩР

- КССБ

- Полимер

УЩР

Углещелочной реагент применяют для снижения водоотдачи, вязкости и СНС промывочных жидкостей. Недостатками УЩР является чувствительность обработанных им промывочных жидкостей к действию агрессивных электролитов - ионов многовалентных металлов; при повышенной минерализации среды может возрастать водоотдача и даже выпадать твердая фаза. Кроме того, растворы, обработанные УЩР, повышают липкость корок на стенках скважины. При небольших концентрациях уменьшать вязкость глинистых растворов. Уменьшает водоотдачу, повышает стабильность и вязкость, снижает статическое напряжение сдвига глинистого раствора. УЩР не следует применять для обработки глинистых растворов в условиях сильных осыпей и высокой минерализации, так как при этом чрезмерно возрастает вязкость. Добавка углещелочного реагента (УШР), содержащего 15 г угля и 2 г NaOH на 100 см3 воды, приводит к снижению скорости коррозии как стали, так и алюминиевых сплавов.

КССБ

· Предназначен для снижения фильтрации растворов различных типов (известковых, хлоркальциевых), а также минерализованных;

· При высокой забойной температуре в пресных водах обеспечивает поддержание низкой водоотдачи;

· При обработках совместим с другими реагентами. В зависимости от минерализации и температуры добавка КССБ изменяется от 1 до 3%(в пересчете на сухой продукт);

Полимеры

полимеры добавляют в буровой раствор для того, чтобы еще больше увеличить его вязкость до необходимого уровня. Но иногда полимеры могут использоваться отдельно от раствора. В зависимости от необходимости получить определенный раствор, полимеры добавляют для придания буровому раствору маслянистости, вязкости, для сдерживания глинистого сланца и обычной глины, для того, чтобы не образовались окатыши. Помогают полимеры также и контролировать потерю воды.

Si Na

Жидкое стекло () относится к гидролитическим щелочам и предназначено для предупреждения набухания и гидратации, особенно кальциевых глин, так как фильтрат бурового раствора оказывает крепящее действие, возрастающее с увеличением концентрации жидкого стекла (до 5.0%) . Это объясняется его взаимодействием с обменным кальцием глин с образованием кальцисиликатного цемента. Эффективна обработка гипаном и 2-5% жидкого стекла, а также применение малосиликатных буровых растворов и силикатных ванн. Добавка жидкого стекла 2-5% увеличивает коллоидность глин за счет обогащения их силикатами, повышает термостойкость растворов обработанных КМЦ до 180? С и является сильным структрурообразователем, поэтому оно используется при ликвидации поглощений в составе быстросхатывающихся смесей. Небольшие добавки жидкого стекла (0.1-1.0%) интенсивно снижают вязкость пресных буровых раствров при обычных и высоких температурах. Жидкое стекло связывает катионы поливалентных металлов, образуя труднорастворимые соединения, что может предотвратить «порчу» раствора и использоваться при ликвидации поглощений. Следует учесть, что силикатная обработка и известкование несовместимы, ввиду образования осадка в виде труднорастворимого силиката кальция. Так как силикаты натрия и калия имеют щелочную реакцию (рН около 12), то при работе с ними необходимо соблюдать меры предосторожности.

2.3 Выбор показателей свойств промывочной жидкости по интервалам глубин

промывочный бурение скважина

Углещелочной реагент:

Реагент выпускается в виде порошка темно-бурового цвета по ТУ 39-1223-87 с влажностью 25%, плотностью 1.2-1.3 , насыпанной массой 0.6-0.7 , при этом суспензия 10%-ного бентонита, обработанная 5% УЩР (на сух.), должна иметь фильтрацию не более 8 .

УЩР обладает многофункциональными свойствами: является интенсивным пептизатором глинистой фазы, понизителем фильтрации и вязкости, эмульгатором и регулятором . Экспериментальная термостойкость УЩР при снижении фильтрации пресных растворов составляет до 200? С при его добавке до 5% (сух.), а реальная - до 120? С, так как в фильтрате почти всегда имеются различные соли от 0.1 до 0.5%.

Снижение эффективности УЩР в этих условиях объясняется в основном коагуляцией гуматов из-за воздействия солей NaCl, технологически обоснованная добавка которого в пресные растворы и с минерализацией не более 1% NaCl составляет от 2 до 4% при температуре от 120 до 80?. При большем содержании таких солей (до 3% NaCl) реагент малоэффективен, а при наличии солей кальция и магния полностью теряются его стабилизирующие и разжижающие свойства, вследствие образования солей этих металлов, плохо растворимых в воде. При производстве гранулированного гуматного реагента, полученного по жидко-фазному способу, он более устойчив к солям Ca (до 0.1%), чем УЩР, произведенным по классической технологии. Для повышения термостойкости УЩР в буровой раствор добавляются 0.05 - 0.25 % хроматов и бихроматов Na или К (только при температуре более 70? С), при этом повышается порог коагуляции от воздействия солей, однако СНС остается близким к нулю и для его повышения нужно вводить бентонит. Температура влияет и на свойства УЩР. Так, при 15? С содержание гуминовых веществ в жидком УЩР составляет всего 1.31 %, а при 30? С 2.43 %. Поэтому на буровых в случае низкой неэффективности жидкого УЩР его растворение производится в подогретой воде, а для более полной растворимости и вытяжки гуминовых кислот добавляются кальцинированная и каустическая сода.

КССБ:

-Массовая доля воды, не более 10,0%

- Растворимость, не менее 90,0%

- Водородный показатель (рН) 1%-ного водного раствора 7,0-9,0

- Величина снижения фильтрации, не менее 50,0%

2.4 Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора

Геологический разрез Татарстана, в частности Ново-Елховского месторождения, сложен в основном устойчивыми горными породами поэтому, до продуктивного горизонта в качестве буровой жидкости можно применить естественную техническую воду (ЕВС).

Для улучшения качества буровые растворы обрабатывают химреагентами.

По влиянию на структурно-вязкостные свойства и показатель фильтраций все реагенты, добавляемые к буровому раствору можно разделить на три группы:

1) реагенты - стабилизаторы: к этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;

2) реагенты - структурообразователи: к ним относятся все щелочные электролиты - кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натрий;

3) реагенты - коагуляторы: к этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.)

В интервале от 30 до 888 м и от 916 до 1125 применяется техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента.

С глубины 1147 до 1158 м, с целью качественного вскрытия продуктивного горизонта и создания достаточного противодавления на него, а также для предотвращения обваливания неустойчивых пород в качестве буровой жидкости применяем полимер-меловой раствор, способный образовывать малопроницаемую фильтрационную корку в отложениях коллекторов, удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы, регулировать структурно-механические и фильтрационные показатели.

При этом добавляют следующие химические реагенты: Вода: Мел, Si Na, УЩР, КССБ, Полимер

УЩР

Углещелочной реагент применяют для снижения водоотдачи, вязкости и СНС промывочных жидкостей. Недостатками УЩР является чувствительность обработанных им промывочных жидкостей к действию агрессивных электролитов - ионов многовалентных металлов; при повышенной минерализации среды может возрастать водоотдача и даже выпадать твердая фаза. Кроме того, растворы, обработанные УЩР, повышают липкость корок на стенках скважины. При небольших концентрациях уменьшать вязкость глинистых растворов. Уменьшает водоотдачу, повышает стабильность и вязкость, снижает статическое напряжение сдвига глинистого раствора. УЩР не следует применять для обработки глинистых растворов в условиях сильных осыпей и высокой минерализации, так как при этом чрезмерно возрастает вязкость. Добавка углещелочного реагента ( УШР), содержащего 15 г угля и 2 г NaOH на 100 см3 воды, приводит к снижению скорости коррозии как стали, так и алюминиевых сплавов.

КССБ

· Предназначен для снижения фильтрации растворов различных типов (известковых, хлоркальциевых), а также минерализованных;

· При высокой забойной температуре в пресных водах обеспечивает поддержание низкой водоотдачи;

· При обработках совместим с другими реагентами. В зависимости от минерализации и температуры добавка КССБ изменяется от 1 до 3%(в пересчете на сухой продукт);

Полимеры

Полимеры добавляют в буровой раствор для того, чтобы еще больше увеличить его вязкость до необходимого уровня. Но иногда полимеры могут использоваться отдельно от раствора. В зависимости от необходимости получить определенный раствор, полимеры добавляют для придания буровому раствору маслянистости, вязкости, для сдерживания глинистого сланца и обычной глины, для того, чтобы не образовались окатыши. Помогают полимеры также и контролировать потерю воды.

Si Na

Жидкое стекло () относится к гидролитическим щелочам и предназначено для предупреждения набухания и гидратации, особенно кальциевых глин, так как фильтрат бурового раствора оказывает крепящее действие, возрастающее с увеличением концентрации жидкого стекла (до 5.0%) . Это объясняется его взаимодействием с обменным кальцием глин с образованием кальцисиликатного цемента. Эффективна обработка гипаном и 2-5% жидкого стекла, а также применение малосиликатных буровых растворов и силикатных ванн. Добавка жидкого стекла 2-5% увеличивает коллоидность глин за счет обогащения их силикатами, повышает термостойкость растворов обработанных КМЦ до 180? С и является сильным структрурообразователем, поэтому оно используется при ликвидации поглощений в составе быстросхатывающихся смесей. Небольшие добавки жидкого стекла (0.1-1.0%) интенсивно снижают вязкость пресных буровых раствров при обычных и высоких температурах. Жидкое стекло связывает катионы поливалентных металлов, образуя труднорастворимые соединения, что может предотвратить «порчу» раствора и использоваться при ликвидации поглощений. Следует учесть, что силикатная обработка и известкование несовместимы, ввиду образования осадка в виде труднорастворимого силиката кальция. Так как силикаты натрия и калия имеют щелочную реакцию (рН около 12), то при работе с ними необходимо соблюдать меры предосторожности.

Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт

где а = 1,5 - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,2.

Принимаем плотность бурового раствора 1,29 г/см³.

Согласно условию безопасного бурения кгс/см ², должно быть больше на 10 - 15%.

Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины

где - объем приемной емкости =70 м 3;

- объем желобной системы = 9 м3.

Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале

Vбур =n(L1 )

гдеL1 - интервал бурения долотом диаметром 215,9 мм на ПМР растворе;

n=0,13 м3/1 м - норма расхода буровой жидкости на 1 м проходки.

Принимаем для закачивания скважины 1 долбления т.е. расход долот = 1

где - объем кондуктора;

- объем скважины.

а=1,5 - коэффициент учитывающий запас раствора.

Определяем объем кондуктора

Определяем объем скважине

где K = 1,2 - коэффициент кавернозности

Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 мелового раствора заданной плотности определяется



Количество воды необходимой для приготовления всего мелового определяется

т3

Определим количество химических реагентов:

Gкссб=168,6•3= т

Gполимер=168,6•3=0,505 т

Gущр=168,6•2,2=0,37 т

GSi Na=168,6•2=0,34 т

Определим объем утяжелителя

Для вскрытия горизонтальной части ствола применяем в качестве жидкости нефть в количестве объема на скважину.

Все полученные данные заносим в сводную таблицу 7.

Таблица 7 - Сводная таблица результатов

Общий объем мелового раствора	Полимер	Вода	УЩР	Si Na	КССБ	Утяжелитель
м3	т	м3	т	т	т	т
168,6	0,505	0,1	0,37	0,34	0,505	81,771

3. Специальная часть «Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов»

3.1 Назначение, классификация и области применения буровых растворов

Понятие «буровой раствор» охватывает все рабочие агенты, используемые для разрушения пород и удаления выбуренной породы из ствола скважины.

Буровой раствор - это неотъемлемый элемент технологии бурения. Технология промывки ствола скважины непосредственно связана с такими науками как геология, химия, физика, а также с инженерными расчетами. Целью разработки и использования буровых растворов является успешное заканчивание каждой скважины при минимальных расходах.

Главные компоненты буровых растворов

Системы буровых растворов классифицируются по составу дисперсионной среды, которой могут служить вода, нефть или нефтепродукты и газ.

Когда главным компонентом является жидкость (вода, нефть или нефтепродукты), термин буровые растворы относится к суспензии твердых веществ в этой жидкости - это буровые растворы на водной или углеводородной основе.

Одновременное присутствие обеих жидкостей (воды и нефти) приводит к образованию эмульсии при условии перемешивания и наличия соответствующего эмульгатора. От химической природы эмульгатора зависит тип образующейся эмульсии: «нефть в воде», которую обычно называют нефтеэмульсионным раствором, или «вода в нефти», которую обычно называют «инвертной» эмульсией.

Вода была первым буровым раствором и все еще остается главной составляющей большинства буровых растворов. Вода может содержать несколько растворенных веществ: щелочи, соли и поверхностно-активные вещества, органические полимеры, капли эмульгированной нефти, а также различные нерастворимые вещества: барит, глина, выбуренная порода, находящиеся во взвешенном состоянии.

В буровых растворах на углеводородной основе в качестве дисперсионной среды служат нефть или нефтепродукты, чаще всего это дизельное топливо. Так как в таком растворе неизбежно присутствие воды (попадает в процессе бурения), углеводородная фаза должна содержать водоэмульгирующие добавки. Если воду добавляют специально, растворы на углеводородной основе называют инвертноэмульсионными растворами (ИЭР). В такой раствор вводят различные добавки, повышающие вязкость, несущую способность, а также барит. Эмульгированная вода может содержать щелочи и соли.

Буровые растворы на газовой основе можно подразделить на следующие категории:

• сухой газ;

• влажный газ, в котором капельки воды или глинистого раствора перемещаются потоком воздуха;

• пена: пузырьки воздуха окружены пленкой воды, содержащей стабилизирующее пену вещество;

• загущенная пена содержит упрочняющие пленку материалы: полимеры или бентонит.

Наиболее широкое применение нашел воздух, иногда природный газ, выхлопные газы.

Функции бурового раствора

1. Разрушение забоя скважины, особенно при разбуривании рыхлых пород, когда их размыв струей бурового раствора из насадок долота вносит не меньший вклад, чем механическое разрушение забоя долотом.

2. Основной функцией бурового раствора является удаление выбуренной породы с забоя, транспортирование ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечение возможности ее отделения на поверхности.

3. Предотвращение притоков флюидов (нефти, газа, пластовой воды) из разбуриваемых проницаемых пластов.

4. Поддержание устойчивости необсаженных интервалов в стволе скважины.

5. Охлаждение и очистка долота.

6. Уменьшение трения между бурильной колонной и стенками ствола скважины.

7. Образование тонкой фильтрационной корки, которая перекрывает поры в разбуриваемых породах.

8. Создание условий для сбора и интерпретации информации, которую можно получить при анализе бурового шлама, кернов и геофизических исследований (ГИС).

Основные параметры буровых растворов

Плотность (?, г/см3) - это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая - раствор без газообразной фазы.

Условная вязкость (Т, сек) - величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствора и характеризующая подвижность бурового раствора.

Статическое напряжение сдвига (СНС, мгс/см2) - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры бурового раствора в покое. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения ее во времени.

Фильтрация (Ф, см3/30 мин) - величина, определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за 30 минут при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

Коэффициент трения (Ктр) - величина, определяемая отношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в среде бурового раствора к прилагаемой нагрузке.

Коэффициент вспенивания - это величина, определяемая отношением объема вспененного раствора к объему исходного раствора.

Толщина фильтрационной корки (К, мм) - фильтрационная корка образуется в результате отфильтровывания жидкой фазы бурового раствора через пористую систему.

Концентрация водородных ионов, определяемая величиной рН, характеризует щелочность бурового раствора. Чем больше рН, тем щелочность выше.

3.2 Критерии выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

Плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта обычно выбирают с учетом следующего соотношения плотности жидкости и коэффициента аномальности: для скважин глубиной до 1200 м ?₀/k_a =1,10-1,15; для более глубоких скважин 1,05. В действительности довольно часто эти рекомендации не выполняются, а значения ?₀/k_a достигают 1,15--1,3. Между скважиной и приствольной зоной продуктивного пласта, таким образом, почти всегда возникает большая разность давлений. Под влиянием большого дифференциального давления в продуктивные пласты проникает не только фильтрат промывочной жидкости, но также твердая фаза ее, особенно, если в пластах имеются трещины или иного рода крупные каналы.

Проникновение в пласт промывочной жидкости и ее фильтрата ведет к изменению прежде всего структуры перового пространства и проницаемости приствольной зоны. Степень этого изменения зависит от ряда факторов и уменьшается по мере удаления от скважины. В гранулярном пласте всю область, в которую проникли промывочная жидкость и ее фильтрат, условно можно подразделить на две зоны: зону кольматации, примыкающую к скважине, и зону проникновения фильтрата.

Зона кольматации -- это тот участок вокруг скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы промывочной жидкости. Толщина этой зоны зависит в основном от соотношения гранулометрического состава дисперсной фазы промывочной жидкости и структуры порового пространства распределения пор по размерам) пласта, а также, вероятно, от перепада Давлений в период бурения и от продолжительности воздействия промывочной жидкости на породу. В гранулярных коллекторах наиболее тонкие частицы дисперсной фазы проникают по наиболее крупным поровым каналам, частично закрывают их, уменьшают площадь сечения и превращают крупные каналы в средние и мелкие. Хотя пористость породы в зоне кольматации при этом уменьшается незначительно, проницаемость снижается резко. Имеются данные о том, что наиболее тонкие частицы дисперсной фазы глинистых растворов могут проникать в поры с радиусом более 1,6-6 мкм. Исследования показывают, что, если диаметр пор dп породы меньше утроенного диаметра dч частиц твердой фазы промывочной жидкости, последние создают на поверхности стенок скважины фильтрационную корку и почти не проникают в пласт. Если Зdч<dп<10dч, частицы твердой фазы проникают неглубоко в породу, закрывают поры и создают фильтрационную корку в самой породе. Толщина такой зоны обычно не превышает 1--2 см. Если же диаметр пор превышает 10dч, частицы могут проникать глубоко в пласт, па несколько десятков сантиметров и более. В трещиноватый коллектор твердая фаза промывочной жидкости может проникать на очень большое расстояние, иногда --на десятки метров от скважины. В результате частичного отфильтровывания дисперсионной среды из промывочной жидкости на поверхности трещин образуются фильтрационные корки. Таким образом, трещины оказываются заполненными застудневшей промывочной жидкостью и фильтрационной коркой.

Удалить из пласта застудневшую промывочную жидкость, фильтрационные корки и другие частицы твердой фазы при освоении скважины удается лишь частично. Проницаемость зоны кольматации в результате проникновения дисперсной фазы промывочной жидкости нередко снижается в 10 раз и более. Влияние фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства более сложно:

Во-первых, проникая в пласт, фильтрат жидкости на водной основе увлажняет породу. Часто в фильтрате содержатся химические вещества, способствующие увеличению гидрофильности породы и, следовательно, количества физически связанной воды. Но увеличение толщины гидратных оболочек ведет к уменьшению эффективного сечения поровых каналов, а повышение водонасыщенности -- к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и газа.

Во-вторых, как правило, в продуктивных пластах имеется некоторое количество глинистых минералов. Под влиянием водного фильтрата многие из глинистых минералов гидратируют и увеличиваются в объеме, набухают. Под воздействием водного фильтрата может происходить также дезинтеграция глинистых частиц и одновременно гидратация. Дезинтеграции способствуют щелочи, часто содержащиеся в промывочной жидкости. В результате дезинтеграции увеличиваются суммарная поверхность глинистых частиц и количество связанной воды. Оба процесса -- гидратация и дезинтеграция -- ведут к уменьшению эффективного сечения норовых каналов, закрытию некоторых из них и уменьшению проницаемости.

В-третьих, проникая в продуктивный пласт, фильтрат оттесняет от скважины пластовую нефть (газ). Фильтрат обычно имеет меньшую вязкость, чем нефть. Продвигаясь по поровым каналам и микротрещинам, он встречает меньшее гидравлическое сопротивление и на некоторых участках движется быстрее, чем нефть. Наиболее благоприятствуют такому опережающему движению водного фильтрата участки норовых каналов с явно выраженной гидрофильной поверхностью. Было бы ошибочным представлять, что фильтрат движется по порам подобно поршню и вытесняет из них нефть и газ полностью. Совершенно четкой границы между зоной, занятой фильтратом, и чисто нефтяной (газовой) частью пласта нет. По крайней мере, в части приствольной области образуется смесь водного фильтрата и пластовой нефти; в поровых каналах этой области жидкая среда разбита на капельки водного фильтрата и нефти (эмульсия). При движении же эмульсии в пористой среде возникают значительно большие гидравлические сопротивления, нежели при фильтрации однородной жидкости. В случае образования водонефтяной эмульсин гидравлические сопротивления фильтрации нефти к скважине возрастают, а фазовая нефтепроницаемость уменьшается.

В-четвертых, в фильтрате промывочной жидкости содержатся в растворенном виде различные химические вещества. Некоторые из них при взаимодействии с веществами, присутствующими в продуктивном пласте, могут давать нерастворимые осадки. Например, если в пласт в качестве фильтрата поступает жесткая вода, содержащая значительное количество ионов кальция, часть органических веществ может выпасть в осадок (скажем, в виде кальциевых мыл). В результате часть поровых каналов может быть закрыта, сечение других каналов -- сужено.

В водном фильтрате всегда содержится большое количество воздуха. Кислород воздуха может окислять некоторые компоненты пластовой нефти и способствовать выпадению в осадок образующихся при этом смолистых веществ. Возможно, что в отдельных случаях парафины, асфальтены и смолы выпадают в осадок вследствие уменьшения температуры приствольной зоны при промывке скважины.

Снижение проницаемости коллектора под воздействием фильтрата промывочной жидкости, как правило, гораздо меньше, чем в результате кольматации частицами твердой фазы. Однако глубина проникновения фильтрата в пласт во много раз больше толщины зоны кольматации. Наиболее интенсивно фильтрат проникает в пласт в период бурения и промывки скважины. После прекращения промывки скорость проникновения фильтрата уменьшается как вследствие образования малопроницаемой корки на стенках скважины, так и в результате уменьшения порового давления в промывочной жидкости в покое.

Чем меньше скорость бурения, тем продолжительнее воздействие потока промывочной жидкости. Но с увеличением продолжительности воздействия и динамической водоотдачи растет радиус зоны загрязнения. С повышением температуры в скважине уменьшается вязкость фильтрата и соответственно возрастают динамическая водоотдача и радиус зоны загрязнения.

Отфильтровывание под влиянием разности давлений является главной, но не единственной причиной проникновения дисперсионной среды промывочной жидкости в продуктивный пласт. Она может поступать, хотя и в гораздо меньших количествах, также под влиянием других факторов, таких, как осмотическое давление, капиллярные силы.

Осмотическое давление возникает на контакте двух растворов с разной минерализацией, разделенных полупроницаемой перегородкой; оно тем выше, чем больше разность концентраций. В скважине роль полупроницаемой перегородки выполняет фильтрационная корка, образующаяся на проницаемых стенках. Высокое осмотическое давление возникает в случае разбуривания продуктивного пласта, содержащего минерализованную воду, с использованием промывочной жидкости на пресной воде.

Капиллярное давление обратно пропорционально радиусу поровых каналов. В продуктивном пласте на значительном расстоянии от водонефтяного (газоводяного) контакта многие капиллярные и субкапиллярные поры заполнены углеводородами. При вскрытии пласта бурением с применением промывочной жидкости на водной основе равновесие капиллярных сил нарушается, и водная фаза начинает внедряться в тонкие нефтегазонасыщенные поры, оттесняя из них углеводороды в крупные поры. Процесс капиллярного впитывания может продолжаться до наступления равновесия капиллярных давлений. Наиболее интенсивно капиллярное впитывание протекает в газонасыщенных породах, в нефтенасыщенных породах этот процесс идет медленнее.

В период промывки скважины роль внедрения дисперсионной среды под влиянием осмотических и капиллярных сил незначительна по сравнению с ролью фильтрации под влиянием избыточного давления. В период же покоя картина может существенна измениться; в некоторых случаях, например, если продуктивный пласт малопроницаем, роль капиллярных сил и осмотического давления может быть, по-видимому, превалирующей.

При большой продолжительности воздействия промывочной жидкости с высокой водоотдачей водонасыщенность узкой зоны, примыкающей к скважине, под совокупным влиянием названных факторов может, вероятно, подняться до уровня, при котором вся нефть, способная двигаться, будет оттеснена вглубь пласта. Но это значит, что фазовая проницаемость такой зоны для нефти упадет до самого низкого уровня.

3.3 Требования к вскрытию продуктивного пласта

· состав промывочной жидкости должен быть таким, чтобы ее фильтрат не способствовал набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы, увеличению количества физически связанной воды в порах пласта;

· состав фильтрата бурового раствора должен соответствовать составу фильтра, заполняющего пласт, чтобы при проникании фильтрата в пласт не происходили такие физические или химические взаимодействия, в результате которых могут образовываться нерастворимые осадки;

· в составе промывочной жидкости необходимо иметь достаточное количество грубодисперсной твердой фазы, способной создавать закупоривающие мостики в трещинах и тем самым препятствовать глубокому проникновению промывочной жидкости в пласт;

· соленость и солевой состав фильтрата должны соответствовать солености и солевому составу пластовой воды;

· фильтрат промывочной жидкости, используемый для вскрытия нефтяных пластов, должен уменьшать поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть;

· водоотдача бурового раствора в забойных условиях должна быть минимальной;

· плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы дифференциальное давление было близким к нулю или, если вскрывается пласт с аномально низким давлением, - меньше нуля.

3.4 Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов

К этому классу промывочных жидкостей относятся буровые растворы на нефтяной основе такие как гидрофобно-эмульсионные и известково-битумные (ИБР) растворы, представляющие собой эмульсии. Высокая дисперсность, надежная стабилизация водной фазы в углеводородной среде позволяют им обеспечить все преимущества углеводородных растворов при более низкой стоимости и сравнительной простоте приготовления и обработки. Значительные преимущества гидрофобных эмульсий - это повышенная вязкость, пониженная плотность, нейтральное отношение к солям, возможность регулирования вязкости в широких пределах.

Агрегативная устойчивость гидрофобно-эмульсионных растворов зависит от стабилизирующих свойств ПАВ, поэтому они обязательно должны содержать ПАВ-стабилизатор. Например, гидрофобная эмульсия с соляровым маслом (10 %) и нетоксичные стабилизаторы алкилоламиды синтетических жирных кислот фракции C₁₀-C₁₆ (1 %), остальное вода. Структурно-механические параметры эмульсии зависят от соотношения гидрофобной жидкости и воды и возрастают с увеличением количества воды, чем и вызван эффект предотвращения поглощения промывочной жидкости при бурении. При контакте с пластовыми водами в трещинах горных пород вязкость эмульсии резко увеличивается, что предупреждает поглощение. При бурении в отложениях ангидрита и соли, а также в породах с высоким содержанием кальция применяются нефтеэмульсионные растворы, эмульгатором и стабилизатором которых служит крахмал.

Известково-битумные растворы применяются для вскрытия продуктивных горизонтов с сохранением естественной проницаемости и для бурения в особо неустойчивых глинистых соленосных отложениях. В таких растворах дисперсионная среда представлена дизельным топливом, а дисперсная фаза - тонко размолотым окисленным битумом. Частицы битума обладают слабой способностью образовывать связнодисперсные системы, поэтому в растворы на нефтяной основе добавляют небольшое количество структурообразователей: окиси кальция, мыл жирных кислот, катионоактивных ПАВ.

Растворы на нефтяной основе готовят из порошкообразных концентратов, получаемых на нефтеперерабатывающих заводах или специальных установках. Концентрат содержит окисленный битум и негашенную известь с активностью не менее 60 % в соотношении от 1:1 до 1:2. Известь диспергирует битум, усиливая его коллоидную активность, образует соли и мыла, взаимодействуя с жирными нафтеновыми кислотами, является структурообразующим и утяжеляющим материалом. При отсутствии готовых концентратов используют их компоненты с добавкой до 1 % сульфонола. Последовательность приготовления: дизельное топливо - негашеная известь - вода с сульфонолом. Фильтрация таких растворов практически равна нулю. Вязкость и статическое напряжение сдвига зависят от концентрации извести и битума.

Растворы на нефтяной основе относительно дороги, пожароопасны, усложняют выполнение спуско-подъемных и вспомогательных операций, разрушают резиновые сальники и шланги, но при этом способствуют обеспечению устойчивости проходимых пород и сохранению проницаемости продуктивных пластов, уменьшают износ бурильного инструмента, снижают затраты мощности на вращение колонны бурильных труб и не замерзают в зимнее время.

Известково-битумный раствор (ИБР)

ИБР - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой - высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220⁰С). Разработан в ГАНГ им. Губкина.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявлений сероводорода.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2-3-%.

Необходимое условие приготовления ИБР - возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР)

ЭИБР - инертная эмульсия на основе известково-битумного раствора,

содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180-190⁰С).

3.5 Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов

Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу и физико-химическим свойствам близкий к пластовым жидкостям или газу. В соответствии с этим наиболее подходят сырая нефть, добываемая из того же пласта, растворы на нефтяной основе, обращенные эмульсии, пластовая вода, ингибированные глинистые растворы, соленая вода. Газообразные агенты и аэрированные растворы позволяют существенно снизить давление на пласт, уменьшить проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы раствора В непродуктивных пластах прк их вскрытии целесообразно снижать проницаемость пород, что устраняет отрицательное воздействие пластовых вод на буровой раствор и возможность образования толстой фильтрационной корки, способствует улучшению качества цементирования и снижению коррозии обсадных колонн.

Для достижения наилучших технико-экономических показателей бурения важен правильный выбор типа бурового раствора, т. е. его компонентного состава и целевого назначения.

Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому его проводят на основании практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам. Такой подход не учитывает множество альтернатив, из которых необходимо выбрать одно решение, руководствуясь стоимостным и другими критериями.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов - соответствие составов буровых растворов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Решение этой задачи требует прежде всего разработки классификаций буровых растворов и горных пород.

Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от их подверженности воздействию буровых растворов, разделены на пять типов: глинистые, хемогенные, гранулярные породы-коллекторы, твердые (не склонные к обвало-образованию) и многолетнемерзлые породы. Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу.