Проектирование технологического регламента на промывочные растворы для бурения скважины глубиной 3800 м на месторождении «Тамарлы»

Введение

Данный  проект выполнен на строительство разведочной скважины для геологических условий на месторождении Тамарлы Шахпахтинского инвестиционного блока расположенного в Устюртском регионе. Данное месторождение находится в районе деятельности  Устюртское УРБ.

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 месторождении Тамарлы. 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.Краткие сведения о районе работ.

 

№ п/п	Наименование показателей  и данных.					Единица измере-ния.	Значения (текст, название, величина)
1	2					3	4
1.	Наименование площади						Тамарлы
2.	Блок (номер, название)						17-б
3.	Административное расположение	-республика					Республика Узбекистан
		-область					Республика Каракалпакстан
		-район					Кунградский
4.	Год ввода в эксплуатацию						Не вводилась
5.	Температура воздуха			-среднегодовая		°С	Январь	-(5-6)
							Июль	+(28-30)
				-максимальная летняя			+(44-45)
				-максимальная зимняя			-(30-40)
6.	Среднегодовое количество осадков					мм.	Зима	50-100
							Лето	Менее 50
							Осень-весна	150-170
7.	Интервал залегания ММП					м.	Отсутствует
8.	Продолжительность отопительного  периода в году					сут.	167
9.	Преобладающее направление  ветра					стороны света	Зима:		(С-В)
							Лето:		(Ю-З)
10.	Максимальная скорость ветра					м/с	До 16
11.	Состояние грунта					описание	Глинисто-илистые, известковистые супеси с включением дресвы и щебня, известняка и мергеля
12.	Толщина снежного покрова					см.	20-30
13.	Мощность сезоннооттаивающего  слоя						ММП отсутствует
14.	Характер растительного  покрова						Редкие низкорослые полукустарниковые  растения; боялыч, полынь, саксаул; сплошного травяного покрова нет;
15.	Характеристика подъездных дорог		Протяженность, всего			км
			покрытие		-асфальт
					-гравий
					-грунт
16.	Источник водоснабжения						2 скважины-колодца глубиной  по 120 м. каждая
17.	Источник энергоснабжения						ДВС
18.	Источник электроснабжения
19.	Средства связи						Спутник
20.	Источник местных строительных материалов.
21.	Местонахождение баз		База предприятия			км.
			Геофизическая база
22.	Транспортные маршруты		-автодорога				согласно схеме транспортировки  грузов и перевозки вахт
			-авиация				-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.Инженерно-геологическая характеристика условий бурения.

 Стратиграфия-литология.

Табл 2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение

 

 

 

 

 

 

Продолжение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1 Обзорная схема района работ.

 

Рис. 2  Расположение площади  Тамарлы на схеме тектонического районирования

 

Рис.3 Схема структурной карты  по отражающему горизонту T_v¹

 

Физика механическая свойства горных пород по разрезу  скважины.

Табл 2.2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Характеристика  вскрываемых пластов.

Табл 2.3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нефтегазаносность.

табл 2.4

 

 

 

 

Градиенты давление и температура  по разрезу.

Табл 2.5

 

Водоносность.

Табл 2.6

 

ь

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание: глубина залегания  грунтовых вод- более 10м 

Возможные осложнения при проведении технологических  операций.

Табл 2.8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Отбор керна и шлам                                                                                                                                        

 

Примечания

1  " Указывается величина проходки (м), через которую производится отбор шлама в рассматриваемом интервале.

2  " В зависимости от наличия допускается применение снаряда «Недра».

 

Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне

Табл 2.10

Примечание -    Допускается  применение перфораторов ПК-102 и их модификаций.

 

Опробование пластов  в процессе бурения.

                            Табл 2.11

 

3.Разделение геологического  разреза на технологические интервалы  по устойчивости горных пород  и осложненности разреза.

                             Характеристика конструкции скважины                                                                                           табл 3.1

Наименование колонн	Интервал спуска, м	Диаметр колонны, мм	Нормативные документы на изготовление	Тип резьбового соединения	Тип тампонажного цемента	Интервал подъема тампонажного раствора,м	Плотность тампонажного раствора, кг/м
1	2	3	4	5	6	7	8
Направление шахтовое Удлиненное направление     Кондуктор       Промежуточная           Эксплуатационная	0-10 0   0-150     0-700       0-2125           0-3800	530   426     324       245           168,3	ГОСТ 8732-78 ГОСТ 632 - 80     ГОСТ 632 - 80     ГОСТ 632 - 80         ст. АНИ	-   треуг.       ОТТМ       ОТТГ           VAM, NK-3SB. BDS или другие имп. аналоги	ПЦТ 1-50   ПЦТ 1-50 ЦТРОС-4 Арм. или ПЦТШ-об.5-50   ПЦТ 1-50 ЦТРОС-4 Арм. или ПЦТШ-об.5-50   ПЦТ1-G-СС-1 или ПЦТ 1-100 ЦТРОС-4 Арм. или ПЦТШ-об.5-100     ЦТТРС-1 Арм. ПЦТ1-G-СС-1 или ПЦТ 1-100 ЦТРОС-4 Арм. или ПЦТШ-об.5-100	10-6   150-100 100-0     700-450 450-0     2125-1550 1550-0         3800-2100 2100-1600 1600-0	1850   1850-1870 1400-1500   1830-1870 1400-1500       1830-1920 1400-1500         1800-1850 1850-1920 1400-1500

Обоснование выбранной конструкции

Табл 3.2

Наименование колонн	Диаметр, колонн,   мм	Глубина спуска, м	Назначение обсадных колонн, обоснование выбора секционности, глубины спуска колонны и способа цементирования.
1	2	3	4
Направление     Удлиненное направление      Кондуктор       Промежуточная колонна       Эксплуатационная колонна	530     426       324       245         168,3	10     150       700       2125         3800	Спускается для предупреждения размыва устья при забуривании скважины и вывода циркуляции в заводскую циркуляционную систему. Цементируется в интервале 10-6 м. Спускается с целью  перекрытия верхних неустойчивых отложений  с возможными осложнениями в виде осыпей, обвалов стенок скважины и поглощением. Цементируется до устья. Спускается с целью  перекрытия верхних неустойчивых отложений  палеогеновой и верхнемеловой систем; обеспечения надежной крепи скважины при бурении под промежуточную колонну. Цементируется до устья. Устье скважины оборудуется системой ПВО. Спускается с целью  перекрытия неустойчивых отложений  нижнемеловой системы; обеспечения противофонтанной безопасности (ПФБ) при бурении под эксплуатационную колонну. Колонна цементируется в одну ступень с подъемом цемента до устья. Устье скважины оборудуется системой ПВО. Спускается с целью  перекрытия продуктивных отложений  и обеспечения качественного  испытания объектов. Колонна цементируется до устья в две ступени с установкой МСЦ на глубине 2100 м. Устье скважины оборудуется системой ПВО.

 

4. Обоснование требуемых параметров промывочной жидкости по интервалам бурения.

Свойства буровых растворов  в комплексе с технологическими мероприятиями и технологическими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного  вскрытия продуктивных горизонтов.

Параметры промывочной жидкости определяются в первую очередь необходимостью создания гидростатического давления в стволе скважины, препятствующего  проявлению пластового и порового давления геологических формаций. Кроме того, состав и свойства промывочной жидкости должны способствовать предупреждению обвалов и осыпей пород, слагающих  разрез скважины, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения  фильтрата в продуктивные пласты и своими реологическими свойствами способствовать максимальной реализации технических характеристик забойных двигателей и наземного оборудования, качественной промывки ствола скважины и выносу шлама.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая  выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения  скважин в аналогичных условиях. Согласно [4] плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий  бурения должна определятся из расчета  создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине превышающего пластовое (поровое давление) на величину:

• 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м) но не более 15 кгс/см2(1,5 МПа);
• 5% для скважин глубиной более 1200 м (интервалов от1200 до проектной глубины), но не более 25÷30 кгс/см2(2,5÷3,0 МПа);

 

Сначала определяется допустимый диапазон изменения планируемой плотности  бурового раствора из условия недопущения  поступления пластовых флюидов  в скважину и гидроразрыва пород разреза по формуле [1,2,3,4]:

 

,      (1)

 

где ρ – плотность бурового раствора, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

Н – текущая глубина скважины, м;

Р_пл – пластовое (поровое) давление на глубине Н, кг/м²;

Р_г– горное (геостатическое) давление на глубине Н, кг/м² (или давление раскрытия трещин);

1.Неоген+четвертичные

 Р_пл=5,5 МПа , Р_г = 11,3МПа, Н=550 м

  ,

  ,    [кг/м³]

2.Сеноманский

Р_пл=13,2МПа , Р_г =26 МПа, Н=1300 м

                    [кг/м³]

 

3.Неокомский

Р_пл=21,6МПа , Р_г =46 МПа, Н=2100 м

                     [кг/м³]

 

4.Батский 

Р_пл=26,5МПа , Р_г =57,7 МПа, Н=2570 м

                    [кг/м³]

 

5.Пермо-Триас

Р_пл= 37,7 МПа , Р_г =81,07 МПа, Н=3525 м

                    [кг/м³]

 

6.Средний+нижний  коабон

Р_пл=41МПа , Р_г =88,5 МПа, Н=3800 м

                    [кг/м³]

 

Относительную плотность  промывочной жидкости определяем по формуле:

 

 

 0-150:            1.1×1.02=1.12 [г/см³]

150 – 700:      1.05×1.02 =1.13 [г/см³]

700 – 1300:     1.04×1.04=1.19 [г/см³]

1300 – 3525:    1.04×1.11=1.15[г/см³]

3525 – 3800:    1.04× 1.1=1.28 [г/см³]

Реологические параметры бурового раствора

 

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости , эффективной вязкости .и предельного динамического напряжения сдвига [1,5,6], которые связаны зависимостью

 

.

                                                                 (7)

0-150:             0,012 +0.42 =0,43

150 – 700:      0,013+ 0.43=0,44

700 – 1300:    0,015+0.52=0,53

1300 – 3525:  0,014+0.46=0,47

3525 – 3800:  0,020+ 0.64=0,66

Усредненное значение динамического  напряжения сдвига глинистого раствора можно оценить по формуле:

 

, Па, (8)

 

где  плотность бурового раствора, кг/м³;

 

0-150:            0.0085×1120 – 7=2,52  Па

150 – 700:      0.0085×1130 – 7=2,60 Па

700 – 1300:    0.0085×1190 – 7=3.11 Па

1300 – 3525:  0.0085×1150 – 7=2.77 Па

3252 – 3800:  0.0085×1280 – 7=3.88 Па

 

 

Пластическую вязкость раствора рекомендуется  поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле:

 

, Па×с.

(9)

0-150:                ( 0.004 ÷ 0.005 ) 2,52=0,012  Па

150 – 700:   ₍ 0.004 ÷ 0.005 ) 2,60=0,013    Па

700 – 1300:   ₍ 0.004 ÷ 0.005 ) 3,11=0,015   Па

1300 – 3525:    ₍ 0.004 ÷ 0.005 ) 2,77=0,014    Па

3525 – 3800:    ( 0.004 ÷ 0.005 ) 3.88=0,020      Па

 

Условную вязкость бурового раствора (Т, или УВ), контролируемую при бурении  по ВБР-1 (СПВ-5), выбирают с учетом опыта  бурения в данном районе, или по формуле 10, стремясь принимать минимальные  значения, например: для неутяжеленных буровых растворов 20-50 с., для утяжеленных до 50 с. (и более) [5].

 

УВ=14,7+0,87 +0,01 , с.                                 (10)

 

0-150:               УВ=14,7+0,870,43+0.01= 15,01 , с

150 – 700:      УВ=14,7+0,870,44+0.01=15,08 , с

700 – 1300:    УВ=14,7+0,870,53+0.01=15,16 , с

1300 – 3525:    УВ=14,7+0,870,47+0.01=15,11 , с

3525 – 3800:    УВ=14,7+0,870,66+0.01=15,28 , с

 

Условная вязкость косвенно характеризует  гидравлические сопротивления течению  и с ее увеличением ухудшается очистка забоя, затрудняется перенос  энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляются размыв породы на забое. На величину условной вязкости влияет трение в растворе, интенсивность  структурообразования и плотность  раствора.

Условная вязкость оценочно определяется по формуле:

 

, с. (11)

 

0-100:            1120=23.5, с

150 – 700:     1130=23.7, с

700 – 1300:   1190=24.9, с

1300 – 3525:  1150=24,1, с

3525 – 3800:  1280=26.8, с

Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию  промывки забоя при составлении  гидравлической программы промывки скважины, но и создание условий  для качественного вскрытия продуктивного  пласта.

 

Структурно-механические свойства бурового раствора

Структурно-механические свойства буровых  растворов, характеризуют состояние  коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут (θ₁, θ₁₀) и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе.

Значения показателей θ₁ и θ₁₀повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.

Однако высокие значения этих показателей  ухудшают очистку и дегазацию  растворов, создают чрезмерно высокие  давления при запуске насосов  и восстановлении циркуляции, что  может привести к поглощениям, проявлениям, обвалам, особенно вследствие высоких  гидродинамических давлений при  спуско-подъемных операциях. Высокие значения СНС способствуют некачественному разобщению пластов при цементировании, создают дополнительные трудности при спуске в скважину геофизических приборов и т.д.

Аналитический расчет значений θ₁ и θ₁₀затруднен и их значения определяются чаще всего экспериментально в лабораторных условиях для каждой рецептуры бурового раствора. Вместе с тем можно оценить в первом приближении минимально необходимое значение структурно-механических свойств из условия удержания частицы шлама или утяжелителя во взвешенном состоянии в структурированном буровом растворе.

Выбор необходимых значений показателя фильтрации ПФ, см³/30мин (водоотдачи, В₃₀, см³) и толщину образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учетом скважинных условий (температуры, минерализации пластовых вод, состава разбуриваемых пород, профиля скважины и т.д.) с целью предупреждения возможных осложнений при бурении (осыпи, обвалы, сальникообразования, прихваты и т.д.) и заканчивания скважин (некачественное разобщение пластов и т.д.), сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов [1,2,3,7].

Различают статическую, динамическую и мгновенную фильтрации в скважинных условиях, которые не коррелируются между собой. Фильтрация, наряду с гидродинамическими условиями, в значительной мере зависит от физико-химического состояния бурового раствора, определяющего особенности коагуляционных структур образующихся при фильтрации – корок. К гидродинамическим факторам относится пористость осадка (корки) и размер составляющих его частиц. К физико-химическим факторам – характер контактных взаимодействий частиц суспензии (раствора), содержание в ней коллоидных примесей и высокомолекулярных веществ, влияние электрокинетического потенциала на границе раздела фаз, наличие на частицах сольватной оболочки или адсорбированных ПАВ и др. При увеличении размеров частиц превалирует влияние гидродинамических факторов, а при уменьшении – физико-химических. При этом кольматация проницаемых пород определяет кинетику фильтрации.

Фильтрация в скважине осуществляется как в статических условиях, так  и при движении бурового раствора, при этом, чем выше скорость течения  раствора, тем больше смывается верхний  слой корки и уплотняется оставшийся слой. На забое скважины происходит так называемая “мгновенная” фильтрация, которая способствует выравниванию давления под долотом и в зоне предразрушения, что существенно повышает механическую скорость бурения.

Несмотря на различие процессов  фильтрации в реальных скважинных условиях на практике возможно и целесообразно  контролировать их протекание по величине статической нестационарной фильтрации, используя показатель фильтрации В₃₀  и толщину корки k, получаемые в результате стандартного 30-минутного испытания бурового раствора на фильтр-прессе ВМ-6.

Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя фильтратоотдачи (водоотдачи) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления. При этом существенное значение приобретают осмотические явления, обусловленные фильтратоотдачей бурового раствора, влажность породы и разностью минерализаций пластовой воды и водной фазы бурового раствора. Влияние осмоса на устойчивость стенок скважин возникает, когда осмотические перетоки направленны из скважины в пласт, что вызывает увеличение давления поровой жидкости в приствольной зоне и нарушает устойчивость ее стенок.

Водоотдачу в первом приближении  можно определить по формуле:

 

, см³/30 мин. (12)

 

0-150:                ,  см³/30 мин.

150 – 700:        ,  см³/30 мин.

 

700 – 1300:        ,  см³/30 мин.

 

1300 – 3525:       ,  см³/30 мин.

3525 – 3800:       ,  см³/30 мин.

 

Толщина фильтрационной корки на стенках  скважины должна быть минимальной (в  пределах 1,5-2 мм) и проект должен содержать рекомендации по ее уплотнению химическими, физическими, либо физико-химическими методами, преследуя цель достижения управляемой кольматации проницаемых пород.

Коэффициент трения фильтрационной корки  бурового раствора не должен превышать 0,2 и его значения должны в каждом конкретном случае корректироваться с  учетом профилей, особенно в наклонно-направленных скважинах. Для уменьшения абразивного  износа оборудования и инструмента  содержание “песка” в неутяжеленном буровом растворе не должно быть более (1÷2)%, в то же время в утяжеленных растворах этот показатель не нормируется.

Для обеспечения кинетической и  агрегативной устойчивости бурового раствора его суточный отстой не должен превышать 3%, а стабильность не более 0,02 г/см³ для нормальных и не более 0,05 г/см³ для утяжеленных.

Если проектируется применение бурового раствора, диспергирующего твердую фазу, то должно учитываться содержание коллоидной (активной) фазы с учетом ее возможного поступления из разбуриваемых пород, которое должно быть ограничено на минимально необходимом уровне за счет правильного выбора состава очистных устройств в циркуляционной системе и химической обработки реагентами - флокулянтами [1,2].

Планируемые технологические параметры  бурового раствора рассчитываются для  каждого интервала и сводятся в табл. 14.

Интервал бурения, м	Плотность по АБР-1  г/см3	Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин	УВ,  с	Пластическая вязкость по ВСН-3, Па с	СНС, мгс/см2 через, мин		pH	Эффективная вязкость, Па с	Динамическое нпряжение сдвига Па
					1	10
0-150	1,12	8,3	16,87	0,012	Не рнгламен-тируются		9,5-10	0,43	2,52
150-700	1,13	8,31	16,94	0,013	15-25	20-40	9-10	0,44	2,60
700-1300	1,19	8	17,4	0,015	20-35	20-40	9-10	0,53	3,11
1300-3525	1,15	8,2	17,14	0,014	10-25	30-45	9-10	0,47	2,77
3525-3800	1,28	7,7	18,09	0,020	30-50	15-35	9-10	0,66	3,88

5. Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения.

Выбор типа бурового раствора должен обеспечивать:

- соответствие свойств бурового  раствора горно-техническим условиям, при которых сводятся к минимуму или исключаются нарушения устойчивости пород и другие осложнения процессов бурения, заканчивания и освоения скважин;

- повышение эффективности использования  многокомпонентных и дорогостоящих  систем бурового раствора;

- унификацию буровых растворов,  применяемых в однотипных условиях.

Выбор типа бурового раствора производится на основе специальных классификаций  горных пород, буровых растворов  и материалов для приготовления  и регулирования свойств. При  выборе типа раствора также учитывается  строение геологического разреза скважины и условия бурения на месторождении.

Одна из классификаций горных пород, основанная на литологическом строении и физико-химической активности их взаимодействия с буровыми растворами, предусматривает подразделение  пород на восемь групп с учетом минерализации и температуры  на забое.

При выборе типа раствора необходимо использовать последние достижения науки, результаты анализа материалов, собранных студентами при прохождении  практики, инструкции, РД, рекомендации, разработанные отраслевыми и  учебными институтами и т.д.

При анализе различных растворов  выделяют основные функции, позволяющие  исключить осложнения и достичь  максимально-возможных технико-экономических  показателей.

При этом должен учитываться тот  факт, что рекомендуемый для массового  бурения тип раствора должен быть экологически безвреден, устойчив к  термомеханическим действиям и  электролитным воздействиям, желательно с пониженным содержанием твердой  фазы, экономически малозатратен.

Таким образом, при выборе типа раствора также следует учитывать минерализацию  дисперсионной среды и вид  преобладающего катиона, рН раствора, минимально возможное содержание глинистой активной фазы (учитывая сорт глинопорошка и требуемую плотность), пределы термо- и солестойкости реагентов, необходимость применения флокулянтов и ингибиторов, величину фильтрации (при вскрытии проницаемых коллекторов и неустойчивых глинистых пород), а также процессы осмотического массопереноса системы “скважина-пласт” [1,5].

Анализ существующих классификаций  растворов показывает, что в однотипных условиях бурения возможно применение растворов различных типов. Поэтому  в проекте предлагается выбирать и анализировать для каждого  технологического интервала как  минимум три типа раствора с учетом применяемого для массового бурения на данной площади или месторождения.

Особую задачу приходится решать при  выборе типа раствора для разбуривания хемогенных и глинистых пород. Для бурения в глинистых породах рекомендуется выбирать тип раствора с учетом классификации глинистых пород по плотности, и их осмотической активности. При бурении в хемогенных породах, особенно в случаях их чередования с терригенными и гипссангидритовыми, необходимо учитывать снижение прочности хемогенных пород с ростом давления и температуры и увеличения их растворимости. Поэтому в этом случае рекомендуется выбирать раствор в зависимости от минералогического состава таких пород.