Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

 

                          

 

             

 

 

 

 

 

         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

           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.)