Буровые промывочные растворы

Министерство образования  Российской Федерации

 

Уфимский государственный  нефтяной технический университет

 

 

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

 

 

 

 

 

 

Курсовая работа

по дисциплине “ Буровые  промывочные растворы”

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил:                                                       ст. гр. ГБ-99-2  Максимов Е.А.

Проверил:                                                        преподаватель  Янгиров Ф.Н.

 

                                                                               

                                                        

 

 

 

 

   Уфа 2003 г.  

                                                                                                                                                                                                                                                

 Содержание

 

Введение.…………………………………………………………………….….4

1. Исходные данные для выполнения курсовой работы. ..……………………..5

1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза…………….… 5
2. Нефтегазоводоносность………………………………………………....6
3. Осложнения. ………………………………………………….………….8
4. Конструкция скважины. ………………………………………...……..10

5. Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения………………….………………………………………….11

6. Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения. …………………………………………………………………………...12
7. Применяемое оборудование в циркуляционной системе………..…..14
8. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные). ………………………………………………………………..…...14

2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин………………………... 14

1. Анализ используемых в УБР буровых растворов…………………....14
2. Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения……...16
3. Обоснование параметров бурового раствора……………………..….17
4. Обоснование рецептур буровых растворов…………………….…….18

3. Уточнение рецептур буровых растворов…………..……………………...…19

1. Постановка задачи. ……………………………………………..…...…19
2. Разработка матрицы планированного эксперимента………………...20

     3.3.    Результаты  опытов и их обработка. Заключение…………..………....22

     3.4.    Определение оптимальной концентрации реагентов…..…………… 26

4. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения……………………………………………..……….……27

5. Приготовление буровых растворов…………………..………………..……..30

1. Технология приготовления буровых растворов………………..….…30
2. Выбор оборудования для приготовления буровых растворов………30

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин………….32

1. Контроль параметров буровых растворов…………………..…….…..31
2. Технология и средства очистки буровых растворов………………....33
3. Управление свойствами буровых растворов………………….……...34

7. Мероприятия по экологической безопасности применения буровых растворов……………………………………………………………………….……...35

1. Охрана окружающей среды и недр……………………………………36
2. Охрана труда……………………………………………………………39

Библиографический список ………..……………………......……………….41

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          

 

                                                               

     Введение

Данный проект выполнен на строительство  наклонно-направленной скважины для геологических условий Лугинецкого месторождения расположеного в Парабельском районе Томской области в 400 км от г. Томска. Данное месторождение находится в районе деятельности  ЗАО “Сибирская Сервисная Компания”.

Где бы ни происходило бурение скважины, везде необходимо соблюдать основные требование по проводке ствола скважины. Желаемое условие бурения – это бурение с постоянной депрессией на пласт. И 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 Лугинецкого месторождения. А также определения 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. 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.  Исходные данные для выполнения курсовой работы

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 

 

Таблица 1

 

Интервал, м		Стратиграфическое подразделение		Литолог. разрез	Плотность, г/см3	Коэф. Пуассона	Твердость, кгс/мм2	Абразивность	Описание г.п. (% в интервале)	Категория буримости
от	до	Название	Индекс
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0	20	Четвертичные отложения	Q		2,1-2,3	0	20	10	Суглинки (60), пески (40)	М
20	439	Эоцен–олигоцен. отложения	P3– Pg2		2,1-2,3	0-0,23	50	10-15	Глины листоватые (60), с прослоями кварцевого песчаника (40)
439	485	Талицкая свита	Pg1t1		2,3	0,26	100	15	Глины (80), в нижней части алевриты (20)
485	611	Ганькинская свита	K2gn		2,3-2,32	0,26	100	15	Глины (80), с прослоями алевролитов (20)
611	752	Славгородская свита	K2slg		2,35	0,27	100	15	Глины (70), с прослоями алевролитов (20) и песчаников (10)
752	818	Ипатовская свита	K2ip		2,35	0,27	100	15	Алевролиты (60) и песчаники (30) с прослоями глин (10)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
818	850	Кузнецовская свита	K2kz		2,35	0,27	140	20	Глины (50) в основании свиты пески (25) и алевриты (25)
850	1535	Покурская свита	K2–1pk		2,15-2,2	0,27	150	30	Песчаники (50), алевролиты (30), глины (20)	МС
1535	1616	Верхеневартовская свита	K1vrt3		2,1-2,2	0,29	170	50	Глины (65), с прослоями песчаников (20) и алевролитов (15)	С
1616	1748	Средневартовская свита	K1vrt2		2,1-2,2	0,29	170
1748	2060	Нижневартовская свита	K1vrt1		2,1-2,2	0,29	170
2060	2210	Тарская свита	K1tr		2,18-2,4	0,298	180	50	Песчаники (50), с прослоями алевролитов (20) и глин (30)
2210	2320	Куломзинская свита	K1k1		2,18-2,4	0,298	190	60	Глины аргиллитоподобные (75), с линзами  алевролитов (15),  песчаников (10)
2320	2430	Ачимовская свита	K1ach		2,4	0,30	190		Аргиллиты
2430	2460	Баженовская свита	J3bz		2,4	0,304	190	60	Аргиллиты битуминозные
2460	2465	Георгиевская свита	J3gr		2,4	0,304	190	60	Аргиллиты
2465	2515	Васюганская свита	J3nn		2,1-2,4	0,304	140-230	60	Песчаники (50), алевролиты (30),   аргиллиты (20)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
2515	2545	Тюменская свита	J3tm		2,1-2,4	0,304	140-230	60	Неравномерное чередование аргиллитов (40), песчаников (30), алевролитов (30)	С

 

 

 

 

2. Нефтегазоводоносность

Таблица 2

Нефтегазоносность

Индекс стр. подразделение	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, г/см3		Подвижность, D на сП	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Свободный дебит, м3/сут	Параметры растворенного газа
	От (верх)	До (низ)		В пласт. условиях	После дегазации					Газ. фактор, м3/м3	Давл. насыщения в пласт. усл-ях, кгс/см2
J3nn (Ю11)	2415	2428	Поровый	0,806	0,863	0,03	0,44	3,76	95	57	66
J3nn (Ю13)	2439	2455	Поровый	0,806	0,863	0,03	0,44	3,76	25	71	66

 

 

Таблица 3

Водоносность

Индекс  стр. подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Свободный дебит, м3/сут

Химический состава воды % эквивалентной форме

Степень минерализации, г/л

Тип воды по Сулину

Является ли источником питьевого снабжения

анионы

катионы

от (верх)

до (низ)

Cl–

SO4–

HCO3–

K+Na

Mg

Ca

P – Qg

0

480

поровый

Нет данных

1

ГКН

нет

Крк2-1

835

1515

поровый

>100

92

–

8

88

3

9

24

ХК

нет

Кb1–Ka1

1640

2410

поровый

6

Нет данных

20

9–24,6

ХК

нет

Jnn3

2413

2470

поровый

Нет данных

2

25

16,9–25,3

ХК

нет

Jtm2

2470

2500

поровый

48,4

Нет данных

–

25

ХК

нет

 

 

 

 

 

 

 

1.3. Осложнения

 

Таблица 4

Поглощение бурового раствора

 

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Имеется ли потеря циркуляции	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Q–Pgt11	0	460	До 5	Нет	Поглощение ожидается при отклонении параметров бурового раствора от проектного

 

 

Таблица 5

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Характер осложнения	Время до начала осложнения, сут	Мероприятия по ликвидации последствий
	от (верх)	до (низ)
Q–Pgt11	0	460	Интенсивные	3-5	В случае образования осадка на забое  скважины производится промывка и проработка ствола со скоростью 120 м/ч
Pgt11	460	2500	Слабые

 

 

Таблица 6

Газонефтевододопроявления

 

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявления
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
Крк2-1	835	1515	Вода	В случае понижения уровня в скважине при подъеме инструмента	Разжижение глин. раствора в результате разбавления минеральными водами
1	2	3	4	5	6
J3nn (Ю11)	2415	2428	Нефть	В случае когда давление в пласте превышает давление столба промывочной жидкости	Появление нефти в емкостях
J3nn (Ю13)	2438	2455	нефть	– “–	–“–

 

 

Таблица 7

Прихватоопасные зоны

 

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Вид прихвата	Наличие ограничений на оставление ин-та без движения или промывки	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Pgt11	0	460	сальникообразование	Да	Недостаточная очистка бурового раствора от шлама и нарушение режима бурения

 

Таблица 8

Прочие возможные осложнения

 

Индекс стр. подразделения	Интервал, м		Вид осложнения	Характеристика осложнения и условия  возникновения
	от (верх)	до (низ)
K1vrt–Т	1515	2500	Сужение ствола скважины	Сужение ствола вследствие разбухания глин, слагающих разрез скважины и  образование гл. корки в интервале проницаемых пластов (песчаников и алевролитов) при условии Рпл>Р столба промывочной жидкости

 

 

 

 

 

 

1.4. Конструкция скважины

На данной площади используется следующая типовая конструкция  скважины, представленная в табл. 9

Таблица 9

N колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал по вертикали, м		Номинальный диаметр ствола скважины (долота), в интервале, мм	Необходимость (причина) спуска колонны
		от (верх)	до (низ)
1	направление	0	30	393,7	Предохранение устья от размыва
2	кондуктор	0	500	295,3	Перекрытие верхних неустойчивых отложений, изоляция верхних водоносных горизонтов, оборудование устья ПВО
3	эксплуатационная	0	2500	215,9	Проведение испытания эксплуатационного объекта в колонне (васюганская свита)

 

 

 

1.5. Применяемые на данной площади промывочные жидкости и их параметры по интервалам    бурения

Таблица 10

Типы и параметры применяемых  буровых растворов

Название (тип) раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	до (низ)	Плотность, г/см3	Условная вяз кость, с	Водоотдача, см3/30мин	СНС, мгс/см2 через, мин		Корка, мм	Содержание твердой фазы,  %		рН	минерализация, г/л	ДНС, мгс/см2
						1	10		Коллоидной (активной) части	песка
Глинистый буровой раствор	0	30	1,14	60-80	5-6	15	25	1,5	3,2-4,3	1,0	8-8,5	0,5-1	14-17
Глинистый буровой раствор	30	524	1,14–1,16	60-80	5-6	20	35	1,5	6,3-8,6	1,5	8-8,5	0,2	17-20
Глинистый буровой раствор	524	1515	1,1	60-80	5-6	20	35	1,2	6,3-8,6	1,5	8-8,5	0,5-1	17-20
Хлоркалиевый раствор	1515	2500	1,12±0,02	25-30	5	5	10	1,0	7,7-7,85	1,0	8-9	6-7	9-11

 

 

1.6. Состав и свойства промывочных жидкостей по интервалам бурения

Таблица 11

Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонент

 

 

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора	Интервал, м		Название (тип) раствора	Название компонента в порядке ввода	Плотность, г/см3	Содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %	Влажность, %	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3	Примечание
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	0	30	Глинистый буровой раствор	куганакский глинопорошок кальцинированная сода CaCl2 Celpol–RX	2,4   2,5 1,28 1,6	98-99   до 99 5-10 98	8   1-2 1-2 8	250   3 10 2	Повышение устойч. стенок скв. Регулирование СНС
2	30	524	Глинистый буровой раствор	кальцинированная сода CaCl2 Celpol–RX графит	2,5 1,28 1,6 1,11	98-99 5-10 98 8-12	8 1-2 8 0,5	3 10 5 5	Регулирование СНС Смазочная добавка
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
3	524	1515	Глинистый буровой раствор	кальцинированная сода CaCl2 Celpol–RX графит	2,5 1,28 1,6 1,11	до 99 5-10 98 8-12	1-2 1-2 8 0,5	3 10 2 5	Повышение устойч. стенок скважины Регулирование СНС Смазочная добавка
4	1515	2500	Хлоркалиевый раствор	Кальцинированная сода Т-66, Т-80 Celpol–SL KCl ДСБ–4ТМП НТФ ФХЛС	2,5 1,075 1,6 1,99 0,98-1,00 1,00 1,36	до 99 до 80 98 98 до 50 96 до 95	1-2 - 8 1-2 паста 2-3 не более 10	3 30 2 70 5 0,5 15	Повышение устойч. стенок скв. Регул. СНС Стабилизация раствора Смазочная добавка Регулирование вязкости

 

 

7. Применяемое оборудование в циркуляционной системе

 

На данном предприятии используется типовая схема очитки бурового раствора. В нее входят:

• две емкости по 100 м³, запасная и основная;
• глиномешалка, для внедрения реагентов в буровой раствор в процессе бурения;
• два вибросита со сменными сетками;
• илоотделители и пескоотделители;
• лопастные перемешиватели, применяемые для предупреждения осаждения на дно емкости дисперсной фазы.

 

1.8. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные)

Таблица 12

Расход бурового раствора по интервалам бурения

Интервал, м Расход, м3/с	30-524	524-1515	1515-2500
Для выноса шлама	0,037	0,0146	0,0146
Для нормальной работы ЗД	0,036	0,036	0,0143
Для очистки забоя	0,024	0,0168	0,0128
Выбранный	0,037	0,036	0,0146

 

2.  Выбор растворов по интервалам бурения скважин

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 водный 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 – порошок марки Б или I–III сортов (при изготовлении из нефелинового сырья). Добавляется в промывочную жидкость в сухом виде или в виде водного раствора 5-10 %-ной концентрации. Сильная щелочь. Применяется при модификации глинопорошков и баритового утяжелителя. Поставка в мешках массой 40-50 кг. Гарантийный срок годности 3-6 мес (зависит от завода-изготовителя). Вводится для повышения устойчивости стенок скважины  и связи ионов Ca⁺ и Mg⁺ в процессе бурения.

 Хлористый кальций – применяется для регулирования СНС. Порошок, чешуйки или гранулы; типы – кальцинированный, плавленый или жидкий. Добавляется в промывочную жидкость в товарном виде или в виде 30-50%-ного водного раствора. Величина добавки 0,1-10%, зависит от типа применяемой промывочной жидкости. Неприменим в калиевых растворах. Поставляется в стальных барабанах массой 100-150 кг, полиэтиленовых мешках массой 50 кг, контейнерах МК2-1,5, или специальных железнодорожных цистернах. Срок годности не ограничен.

Celpol-RX(SL) – экспериментальный импортный реагент вводится для понижения водоотдачи.

Графит – смазочная добавка. Порошок марок ГС-1, ГС-2, ГС-3 и ГС-4, применяется совместно с нефтью (СМАД-1) или отработавшим маслом в количестве 1-2%. Поставка в мешках массой 40 кг. Срок хранения не ограничен. 

Т-66, Т-80 – флотореагенты, жидкость плотностью 1,02-1,05 г/см³, добавляются в промывочную жидкость в виде водного раствора 50%-ной концентрации. Применяются как стабилизаторы в соленасыщенных промывочных жидкостях, пеногасители и поглотители сероводорода. Величина добавки 0,5-1% (в пересчете на товарный продукт). Пожароопасны, при добавке 10% воды не горят. Поставки в железнодорожных цистернах. Срок хранения не ограничен.

Хлористый калий или хлоркалий-электролит – ингибитор диспергации глины. Повышает устойчивость раствора к воздействию солей, устойчивость горных пород, а также улучшается качество вскрытия пласта. Порошок (гранулы, кристаллы) или куски различного размера. Добавляется в промывочную жидкость в товарном виде. Величина добавки 1-7%, зависит от типа и влажности разбуриваемых глинистых пород и типа промывочной жидкости. Поставляется в мешках массой 40-50 кг или навалом в крытых вагонах. Гарантийный срок годности 6-12 мес.

ДСБ-4ТМП – смазочная добавка.

НТФ – нитрилтриметил фосфоновая кислота. Понизитель вязкости.

ФХЛС – феррохромлигносульфонат. Понизитель вязкости. Порошок, добавляемый в промывочную жидкость с pH=8,5-9,5 в сухом виде или в виде водного раствора 30-40%-ной концентрации. Величина добавки 2-3% (в пересчете на товарное вещество). Сильно вспенивает. Поставка в мешках массой 40 кг. Гарантия 12 мес.

 

2.2. Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения

Основной исходный раствор – глинистый буровой  раствор для первого интервала бурения. Данный тип раствора вполне приемлем для бурения данной площади. Если в процессе бурения корректно регулировать свойства (r=1,14-1,16 г/см³, УВ=60-80 с, ПФ=5-6 см³/30 мин, СНС=15,25(20,35)мгс/см², pH=8-8,5) бурового раствора, то на этом растворе можно бурить до глубины 1515 м. Осложнения в этом разрезе не серьезные, если не отклоняться от параметров бурового раствора по ГТН.