Буровые промывочные и тампонажные растворы

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин. Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов. Определение потребного количества буровых растворов, расхода компонентов по интервалам бурения. Конструкция скважины.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 20.12.2013
Размер файла 126,5 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

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, м33

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

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.


Подобные документы

  • Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015

  • Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.

    курсовая работа [171,5 K], добавлен 22.05.2012

  • Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.

    курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016

  • Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины: геологические условия проводки, нефтегазоносность. Расчет обсадных колонн, технологическая оснастка, конструкция. Подготовка буровой установки к креплению скважины, испытание на продуктивность.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 30.06.2014

  • Технологические функции бурового раствора. Коллоидно-химические свойства буровых растворов. Основные свойства дисперсных систем. Химические реагенты обработки буровых растворов. Требования к тампонажному раствору. Утяжелители для тампонажных растворов.

    реферат [28,6 K], добавлен 15.11.2010

  • Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.

    курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014

  • История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота). Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013

  • Проведение промышленных испытаний на стабильность и суточный отстой бурового раствора. Классификация, назначение и основные требования к тампонажным материалам. Определение подвижности, плотности, сроков схватывания и консистенции цементного раствора.

    контрольная работа [394,1 K], добавлен 11.12.2010

  • Назначение, устройство основных узлов и агрегатов буровых установок для глубокого бурения нефтегазоносных скважин. Конструкция скважин, техника и технология бурения. Функциональная схема буровой установки. Технические характеристики буровых установок СНГ.

    реферат [2,5 M], добавлен 17.09.2012

  • Проблема сезонности бурения. Специальные буровые установки для кустового строительства скважин, особенности их новых модификаций. Устройство и монтаж буровых установок и циркулирующих систем. Характеристика эшелонной установки бурового оборудования.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 17.02.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.