Буровые расстворы

ОГЛАВЛЕНИЕ 

Введение               3

1. Геологический раздел         6

1.1.Геологический разрез скважины       6

1.2.Зона осложнений          6

2. Технологический раздел        9

2.1. Конструкция скважины         9

2.2. Выбор и обоснование вида промывочного раствора

по  интервалам скважины в зависимости

от  геологических условий         11

2.3. Обоснование параметров и расчет плотности промывочного раствора по интервалам бурения скважины.     11

2.4. Регулирование параметров промывочной жидкости:

химическая  обработка, утяжеление по интервалам скважины  13

2.5. Расчет количества промывочной жидкости, глины, воды, химических реагентов, утяжелителя       17

2.6. Вибросита            25 
 

ВВЕДЕНИЕ

История открытия и разработки крупнейшей в мире Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции наполнена многими яркими и славными страницами, повествующими о тернистом пути первопроходцев: геологов, нефтяников и газовиков. Со времени, когда в 1932 г. академик Иван Губкин выдвинул пророческую идею о необходимости планомерных поисков нефти на восточном склоне Уральского горного хребта, минуло несколько десятилетий. И 4 июля 1945 г. Комплексная комиссия по нефти и газу при Президиуме Академии наук СССР приняла постановление «О перспективности нефтеносности Западной Сибири», в котором говорилось: «Проведёнными работами за прошлые годы организациями Наркомнефти, Комитета по делам геологии и Трансбура установлены основные черты геологического строения и перспективы нефтеносности Западной Сибири... Работы, проведённые до войны, позволили провести геотектоническое районирование всей территории Западной Сибири, выявив зоны, наиболее благоприятные для поисков нефти и газа...» Комиссия АН СССР призвала правительство: «Восстановить ранее существовавшие геолого-разведочную и геофизическую организации для выполнения поисковых и разведочных работ на нефть в Западной Сибири... Разработать конкретный план по нефти и природному газу в Западной Сибири с использованием выходов сводных работ по перспективам нефтеносности...»

Одной из отличительных  черт развития отечественного нефтегазового  комплекса является наличие своеобразных региональных волн, когда на определенном отрезке времени абсолютно доминирует тот или иной нефтегазоносный  район. Так на заре отечественной  добычи долгие годы преобладали южные  регионы — Северный Кавказ и Баку, затем в 1950-е гг. вверх взяла  новая нефтегазоносная провинция  — Урало-Поволжье (где особенно выделялись Башкирия и Татария), а спустя двадцатилетие неоспоримое лидерство перешло к Западной Сибири, главенствующей и по сей день. Укажем лишь, что в 2003 г. на территории Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов было добыто более 300 млн т нефти и 570 млрд м3 газа, что составляет около 70% общероссийской добычи нефти и 92% добычи газа.

   Разумеется, сегодня подобное значение Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) привлекает всеобщее внимание. Об открытии и освоении этой крупнейшей нефтегазоносной провинции пишут книги, снимают фильмы, устраивают конференции. При этом, как правило, одним из белых пятен в этой истории остается вопрос о том, как же принималось решение о промышленном освоении Западной Сибири — решение, в кратчайшие сроки изменившее энергетическую карту не только страны, но и мира.

   Обычно  этот сюжет излагается в том  ключе, что в начале 1960-х гг. усилиями первопроходцев, несмотря на отсутствие поддержки «сверху», были открыты богатейшие месторождения нефти и газа, после чего вопрос о необходимости их освоения был решен сам собой. Тем не менее, фактическое изучение материалов не позволяет согласиться с данной упрощенной трактовкой вопроса. Драматические дискуссии, борьба идей и различных мнений, споры, итог которых был отнюдь не очевиден, — вот были условия, в которых принималось решение о прорыве нефтяников и газовиков в Западную Сибирь. А начиналось все в начале 1960-х гг. на XXII Съезде партии, когда перед нефтяниками и газовиками в очередной раз были поставлены новые и, как казалось тогда, мало выполнимые задания по увеличению добычи углеводородов.

Западносибирские  геологические открытия 

   В столь  непростой обстановке на помощь  нефтяникам и газовикам пришли  геологи. В первой половине 1960-х  гг. после долгих усилий найти  большую нефть за Уральским  хребтом были обнаружены уникальные  запасы «черного золота» в  Широтном Приобье (Мегионское, Усть-Балыкское (1961), Федоровское (1963), Мамонтовское (1965) месторождения, легендарный Самотлор (1965) — жемчужина Среднего Приобья и др.). Стало ясно, что колоссальные запасы газа сосредоточены на Ямале. Указанные месторождения по своей ресурсной базе становились серьезными конкурентами лучших и крупнейших в стране месторождений Волго-Уральского региона. Нефть широтного Приобья обладала прекрасным химическим составом и эксплуатационными характеристиками. Западносибирское «черное золото» — относительно легкое, с приемлемой вязкостью, с низким содержанием серы и парафина. По своему химическому составу оно не только не уступает, но даже превосходит по качеству знаменитую «Брент» (BRENT) — смесь, являющуюся эталоном на международных рынках. К сожалению, система магистральных трубопроводов бывшего СССР и России устроена так, что в трубе смешиваются западносибирская нефть и нефть более низкого качества Волго-Уральской провинции (имеется в виду нефть пермокарбоновых отложений). В результате, образуется наш экспортный основной продукт — смесь «Юралс» (URALS), которая по качеству и по цене значительно уступает BRENT-смеси. Другой выдающейся характеристикой ЗСНГП были чрезвычайно высокие дебиты разведочных и, что особенно важно, эксплуатационных скважин. В те былинные времена скважины, стабильно работающие при дебитах порядка 100 т в сутки, были скорее нормой, чем исключением. При этом уникальные запасы нефти были аккумулированы на вполне доступных глубинах: от 1,8 до 2,5 км.

Казалось бы, у нефтяников появились все возможности  выполнить намеченные в Программе  партии задания и обеспечить мощный расцвет отечественного НГК. Однако в блестящих характеристиках  ЗСНГП было одно «но». Ресурсная  база бассейна размещалась в невиданных по своей тяжести географических условиях. Дело даже не только в суровом  и нездоровом климате. На территории развития бассейна (причем нередко  в самых «интересных» местах) до 70% территорий занимали практически  непроходимые болота. На огромной территории Западной Сибири вечная мерзлота не давала поверхностным водам нормально  инфильтрироваться в природные  резервуары, что приводило к высокой  заболоченности территорий. Работать геологам можно было только в зимний период, когда значительная часть  болот (но не все) промерзали и выдерживали  тяжелую технику. Буровикам и  геофизикам приходилось трудиться  при тридцатиградусных морозах (а  ведь иной раз столбик термометра опускался до 50°C градусов), при сильных  шквалистых северных ветрах. И все  это в диких, необжитых местах, при полном отсутствии регулярных коммуникаций и средств сообщения. Коллективы геологов жили и трудились в тяжелых  бытовых условиях. Отсутствовало  сколько-нибудь приличное жилье (долгое время жили в балках), плохо было с продуктами питания, с тем, что  называется соцкультбытом. В общем, как справедливо отмечала местная  газета, Тюменская область была отнюдь не райским местечком.

Последующие годы стали временем стремительного расцвета Западной Сибири и отечественного нефтегазового  комплекса в целом. В беспрецедентные  сроки усилиями тысяч нефтяников, газовиков, строителей была решена крупнейшая народнохозяйственная задача — с нуля, в тяжелейших климатических условиях при практически не изменившейся структуре капитальных вложений была создана новая энергетическая база, которая вывела НГК на совершенно иной уровень развития, а Советский Союз сделала мировым лидером по добыче углеводородов. В то время, как старые сырьевые районы в силу объективных причин стали снижать добычу, Западная Сибирь смогла не только компенсировать эти потери, но и обеспечить невиданный в мировой практике прирост добычи. Дискуссии, которые сопровождали принятие решения о Западной Сибири, позволили просчитать все «за» и «против» и принять, как показало время, абсолютно верное решение о форсированном выходе нефтяников и газовиков в Широтное Приобье и в Ямало-Ненецкий автономный округ. Благо, в 1960-х гг. до застоя было еще далеко, и страна успешно смогла мобилизовать людей и средства для реализации этого эпохального народнохозяйственного проекта.

Современная Россия всем обязана тем эпохальным временам, тем невероятным и невыполнимым планам и капиталовложениям. Такими грандиозными проектами не может  похвастаться ни одна страна мира. Благодаря  этому проекту, начавшемуся пол века назад, Россия обязана своей жизнью.

2. Геологический раздел

Месторождение – Кечимовское. Куст № 507. Находиться в Западной Сибири, западнее г. Покачи, Ханты – Мансийский автономный округ, Тюменская область

Рельеф поверхности  – болотистая равнина.

Климат района континентальный. 

1.1.Геологический разрез скважины

2. Зона  осложнений

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1. Конструкция скважины

После пробуривания ствола скважины, ее крепят обсадными колоннами и цементацией.

Первая обсадная колонна, это направление. Она устанавливается  после забуривания на малую глубину и предохраняет устье скважины от размыва грунта циркулирующим буровым раствором.

Вторая обсадная колонна, это кондуктор, служит для  перекрытия неустойчивых верхних пород  и водоносных горизонтов.

Третья обсадная колонна – эксплуатационная колонна, основная колонна, предназначена для  эксплуатации продуктивных горизонтов.

Если перекрывается  некоторый интервал без выхода к устью скважины, называеться – хвостовиком.

1 колонна –  направление: диаметр – 324 мм, спускается на глубину 50 м,

2 колонна –  кондуктор: диаметр – 245 мм, спускается на глубину 1149 м

3 колонна –  эксплуатационная: диаметр – 102 мм, спускается на глубину 3210 – 3517 м

4 колонна –  хвостовик: диаметр – 324 мм, спускается на глубину 50 м

2.2. Выбор и обоснование вида промывочного раствора по интервалам скважины в зависимости от геологических условий 

  Направление 0 – 50 м

  Бурение начато на глинистом растворе. Параметры раствора при бурении: Р=1,16 г/, Т=60 с, В=8 /30мин. Верхняя часть разреза скважины обычно представлена слабосцементированными песками, глинами и песчаниками. Для бурения этих отложений требуется достаточно вязкий бентонитовый раствор с умеренной водоотдачей. Такой раствор в отложениях неустойчивых песков формирует стабилизирующую эти породы фильтрационную корку. Разбуриваемые глины и суглинки частично переходят в раствор, вызывая повышение вязкости и СНС, которые легко снижаются до нужных значений разбавлением водой. Важной особенностью при выполнении этой работы является качество бентонита, применяемого для приготовления раствора

 Кондуктор 50 – 1149 м

 Для бурения  под кондуктор применяется глинистый раствор, что и при бурении направления. Параметры раствора при бурении: Р=1,16 г/, Т=60 с, В=8 /30мин.

 Транспортная  колонна 1149 – 3240 м

Для бурения  этого интервала применяются полимерный глинистый раствор. Отличаться простотой приготовления, низкой стоимостью, малой чувствительностью к разбуриваемым породам и совместимостью с другими дополнительными реагентами (разжижители, смазывающие добавки). Особых свойств к буровому раствору не применяеться. Параметры раствора при бурении: Р=1,14 г/, Т=45 с, В=6 /30мин.

 Транспортная  колонна (хвостовик) 3240 – 3517 м

 Для бурения  применяют биополимерный хлоркалиевый буровой раствор облегченный алюмосиликатными микросферами для вскрытия продуктивных пластов в горизонтальном участке скважины. Параметры раствора при бурении: Р=1,08 г/, Т=60 с, В=5 /30мин. Пониженная плотность применяется для достижения минимальной репрессии на пласт. 

1. Обоснование параметров и расчет плотности промывочного раствора по интервалам бурения скважины.

Находим плотность  промывочной жидкости, исходя из условия  создания необходимого противодавления  на слабый пласт, [кг/м³].

В интервале 50 – 1149 м наибольшее давление 10.36 МПа, на истинной глубине (по вертикали) 1090, исходя из этого находим:

= = 970 кг/м³, с учетом резерва в 5%  ρ=1.05∙ 970=1019

В интервале 1149 – 3240 м и 3240 – 3517 м по вертикале на глубине 2840 м пластовое давление составляет 27 МПа

= = 969 кг/м³, с учетом резерва в 5%  ρ=1.05∙ 969=1018

Проверяем значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта, [кг/м³]

Параметры бурового раствора: глинистого – 1) плотность Р=1,16 г/, 2) условная вязкость Т=60с, 3) водоотдача за 30 минут В=8, 4) статическое напряжение сдвига за 1 мин. покоя раствора СНС=30дПа, 5) статическое напряжение сдвига за 10 мин. покоя раствора СНС=40дПа, 6) содержание песка 3%, 7) рН=7–8.

Разбуривание верхних неустойчивых породпредпологает более плотный бур раствор, что исключает обвал стенок скважины, для укрепления стенок скважины нужен раствор, который фильтруясь, укрепляет стенки скважины глинистой коркой, верхний интервал буриться роторным способом, количества песка 3%, СНС в пределах заданного удерживает выбуренные породы.

Полимер-глинисто-карбонатный: 1) плотность Р=1,14 г/, 2) условная вязкость Т=45с, 3) водоотдача за 30 минут В=6, 4) статическое напряжение сдвига за 1 мин. покоя раствора СНС=20дПа, 5) статическое напряжение сдвига за 10 мин. покоя раствора СНС=30дПа, 6) содержание песка 0.5%, 7) рН=8–10.

Плотность и  вязкость ниже глинистого раствора за счет применения раствора на основе полимеров, водоотдача у полимерного раствора понижеться за счет уменьшения свободной воды в дисперсионной среде, на глубинах более 1000м горные породы имеют более высокие сцементированность, они более устойчивые, важность образование глинистой корки за счет фильтрации уменьшается. Содержания песка уменьшают, приводит к износу оборудования, утяжелению раствора. СНС ниже глинистого раствора, за счет уменьшения % соотношения песка и содержания твердой фазы, полимерный раствор способен удерживать выбуренную породу, рН повысилась из-за применения дополнительных реагентов для приготовления данного раствора.

биополимерный хлоркалиевый буровой раствор: 1) плотность Р=1,08 г/, 2) условная вязкость Т=60с, 3) водоотдача за 30 минут В=5, 4) статическое напряжение сдвига за 1 мин. покоя раствора СНС=40дПа, 5) статическое напряжение сдвига за 10 мин. покоя раствора СНС=80дПа, 6) содержание песка 0.5%, 7) рН=10–11.

Плотность максимально  снизили для создания наименьшей депрессии на пласт, водоотдача также  снижается, для уменьшения проникновения  воды и оттеснения нефти в продуктивном пласте, в связи с этим повышаются значения реологических свойств. Более вязкий раствор и с высокими показателями СНС эффективнее удаляет шлам с забоя и лучше удерживает его во взвешенном состоянии, что уменьшает прихваты в горизонтальном участке скважины. 

2. Регулирование параметров промывочной  жидкости: химическая обработка, утяжеление по интервалам скважины.

 В интервале  бурения направление 0 – 50 м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, КМЦ, унифлок, смазывающая добавка, сода каустическая. 

 В интервале  бурения кондуктора 50 – 1149 м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, КМЦ, унифлок, сода каустическая, смазывающая добавка, графит. 

 В интервале  бурения транспортного ствола 1149 – 2850м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, ПАЦ – В (ПАЦ – Н), КМЦ, унифлок, ГКЖ, сода каустическая, смазывающая добавка, пеногаситель, карбонат кальция. 

 В интервале  бурения транспортного ствола 2850 – 3240м в состав бурового раствора входит:

 Бентонит, биополимер, ПАЦ – В (ПАЦ – Н), КМЦ, унифлок, ГКЖ, сода каустическая, сода кальцинированная, смазывающая добавка, графит, бактерицид, пеногаситель, карбонат кальция. 

 В интервале  бурения горизонтального участка (хвостовик) 3240 – 3517м в состав бурового раствора входит:

 Хлористый кальций, сода каустическая, биополимер, ПАЦ  – В, ПАЦ – Н, ИКР, бактерицид, смазывающая добавка, графит, карбонат кальция, пеногаситель. 

 Бентонит – основа промывочной жидкости, изготовлена на основе глин группы монтмориллонита, эта группа глин имеет слабые связи между слоями, и его кристаллическая решетка может сильно набухать при проникновении молекул воды между кристаллами. При этом давление набухания настолько велико, что частицы глины разделяются на мелкие агрегаты и даже отдельные единичные слои, увеличиваясь в объеме в 8-14 раз. В связи с этим многократно увеличивается удельная поверхность частиц, что значительно повышает их коллоидную активность. 

КМЦ (Карбоксиметилцеллюлоза) – используется для снижения водоотдачи, по увелечению вязкости пресных растворов и снижение в минерализованных. КМЦ представляет собой натриевую соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты, получаемой при взаимодействии щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой или монохлорацетатом натрия. Выпускается в виде нетоксичного порошка или волокон белого, или кремового цвета с насыпной массой 600-800 кг/м³, истинной плотностью 1700 кг/м³.  КМЦ относительно медленно растворяется в холодной воде и значительно быстрее при добавке 1% сульфонола от массы КМЦ. При этом КМЦ в воде набухает за счет иммобилизованной воды из раствора с образованием полиминеральной коагуляционно-тиксотропной структуры с изменением структурно-механических свойств.