Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

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

1 Исходные  данные …………………………………………………………....…..5

1.1 Характеристика  проектной скважины ………………………………….....…5

1.2 Характеристика  геологического разреза скважины ……..…………....…....8

2 Расчетно-техническая  часть работы ………………………………….…....…11

2.1 Обоснования  выбора типа промывочной жидкости  по  интервалам глубин………………………………………………………………………..….…11

   2.2 Выбор состава бурового раствора по интервалам глубин…..…….……13

2.3 Выбор  показателей свойств промывочной  жидкости по интервалам глубин………………………………………………………………………….….18

2.4 Расчет  материалов и химических реагентов  для приготовления бурового раствора…………………………………………………………………….….….20

3 Специальная  часть «Условия выбора бурового  раствора для вскрытия продуктивных  пластов»……………………………………………………….…26

3.1 Назначение, классификация и области применения  буровых растворов .26

3.2 Критерии  выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта.30

3.3 Требования  к вскрытию продуктивного пласта………………………....….35

3.4  Буровые  растворы для вскрытия продуктивных  пластов………………...36

3.5 Выбор  типа бурового раствора для  вскрытия продуктивных пластов…..39

3.6 Методы, материалы и применяемое оборудование  для приготовления бурового раствора……………………………………….……………………………..……42

4 Мероприятия  по технике безопасности, противопожарной  защите и охране труда ………………………………………………............................…...………..63

5 Охрана  недр и окружающей среды……………………………………….….69

6 Выводы…………………………………………………………………………..72

Литература…………………………………………………………………………73 

Введение

 

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Исходные данные

        1.1 Характеристика проектной скважины

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        1.2 Характеристика геологического разреза скважины

 

Таблица1 -Геолого-технических данных

Стратиграфическое подразделение

Интервалы

Литология

Осложнения

Четвертичный

0

3

Глины

  

Казанский

3

132

Глины

Осыпи, обвалы

Уфимский

132

285

Глины

 

Поглощения,

ПУХ

Артианский

285

338

Известняки

В Карбон

338

530

Известняки

Поглощения

Мячковский

530

658

Известняки

  

Подпольский

658

764

Доломиты

  

Каширский

764

833

Глины

  

Веревейский

833

878

Доломиты

Осыпи, обвалы

Башкирский

878

906

Доломиты

  

Сверховский+Окский

906

1135

Доломиты

Поглощения,водо проявления

Тульский

1135

1147

Глины

  

Угленосные

1147

1158

Доломиты

Осыпи, обвалы

Турнейский

1158

1185

Доломиты

  

 

 

 

 

 

 

 

      

            1.2.1Выбор конструкции скважины

Для бурения данной скважины необходимо применить следующую конструкцию:

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

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

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

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

 

Наименование

Диаметр обсадных колон, мм

Диаметр

 долот, мм

Интервал цементирования, Н

Глубина

спуска, м

Направление

324

393,7

30

30

Кондуктор

245

295,3

311

311

Экс. Колонна

168

215,9

1158

1158

Открытый

ствол

  

  144

  

1185




 

                          

 

             

 

 

 

 

 

         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           2 Расчетно-техническая часть работы

 

   2.1 Обоснования выбора типа промывочной жидкости по           интервалам глубин

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

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Выбор состава бурового  раствора по интервалам глубин

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- Бентонит 

- КМЦ-600

- Вода

- Сульфит натрия (Na2SO3)

 

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

КМЦ-600

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

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

- Вода

- ПАВ

 ПАВ

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

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

- Вода

- Мел

- Si Na

- УЩР

- КССБ

- Полимер

         УЩР

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

 

 

 

          КССБ

  •          Предназначен для снижения фильтрации растворов различных типов (известковых , хлоркальциевых), а также минерализованных;
  • При высокой забойной температуре в пресных водах обеспечивает поддержание низкой водоотдачи;
  • При обработках совместим с другими реагентами. В зависимости от минерализации и температуры добавка КССБ изменяется от 1 до 3%(в пересчете на сухой продукт);

Полимеры

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

 

Si Na

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Выбор показателей свойств  промывочной жидкости по интервалам глубин

      Углещелочной реогент:

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

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

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

       

         КССБ:

-Массовая доля воды, не более 10,0%

- Растворимость, не менее 90,0%

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

- Величина снижения фильтрации, не менее 50,0%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4 Расчет материалов и химических  реагентов для приготовления  бурового раствора

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

Для улучшения качества буровые растворы обрабатывают химреагентами.

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

  1. реагенты – стабилизаторы: к этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;
  2. реагенты – структурообразователи: к ним относятся все щелочные электролиты – кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натрий;
  3. реагенты – коагуляторы: к этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.)