Условия выбора бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

В интервале от 30 до 888 м и от 916 до 1125 применяется  техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента. 

С глубины 1147 до 1158 м, с целью качественного вскрытия продуктивного горизонта и создания достаточного противодавления на него, а также для предотвращения обваливания неустойчивых пород  в качестве буровой жидкости применяем полимер-меловой раствор, способный образовывать малопроницаемую фильтрационную корку в отложениях коллекторов,  удерживать во взвешенном состоянии частицы утяжелителя и выбуренной породы, регулировать структурно-механические и фильтрационные показатели.   

При этом добавляют следующие химические реагенты: 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.

 

        Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт

                                                        

где а = 1,5 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,2.

 

Принимаем плотность бурового раствора 1,29 г/см3.

Согласно условию безопасного бурения кгс/см 2, должно быть больше на 10 – 15%.

Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины

 

где - объем приемной емкости =70 м 3;

- объем  желобной системы = 9 м3.

Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале

Vбур =n×(L1 )        

гдеL1 – интервал бурения  долотом диаметром 215,9 мм на ПМР растворе;

n=0,13 м3/1 м – норма расхода буровой жидкости на 1 м проходки.

 

Принимаем для закачивания скважины 1 долбления т.е. расход долот = 1

 

 

где - объем кондуктора;

- объем  скважины.

а=1,5 – коэффициент  учитывающий запас раствора.

Определяем объем кондуктора

 

 

Определяем объем скважине

 

 

 

где K = 1,2 – коэффициент кавернозности

 

 

 

Количество воды необходимого для приготовления 1 м3 мелового раствора заданной плотности определяется

                                              

 

Количество воды необходимой для приготовления всего мелового определяется

                                                                         

 т3

Определим количество химических реагентов:

                                                                                                      

Gкссб=168,6∙3= т

Gполимер=168,6∙3=0,505 т

Gущр=168,6∙2,2=0,37 т

GSi Na=168,6∙2=0,34 т

                     

Определим объем утяжелителя

                                      

                                          

Для вскрытия горизонтальной части ствола применем в качестве жидкости нефть в количестве объема на скважину.

                       

Все полученные данные заносим в сводную таблицу 7.

Таблица 7 - Сводная таблица результатов

Общий объем мелового  раствора	Полимер	Вода	УЩР	Si Na	КССБ	Утяжелитель
м3	т	м3	т	т	т	т
168,6	0,505	0,1	0,37	0,34	0,505	81,771

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

3.1Назначение, классификация и области  применения буровых растворов

 

Понятие «буровой раствор» охватывает все рабочие агенты, используемые для разрушения пород и удаления выбуренной породы из ствола скважины.

Буровой раствор - это неотъемлемый элемент технологии бурения. Технология промывки ствола скважины непосредственно связана с такими науками как геология, химия, физика, а также с инженерными расчетами. Целью разработки и использования буровых растворов является успешное заканчивание каждой скважины при минимальных расходах.

Главные компоненты буровых растворов

Системы буровых растворов классифицируются по составу дисперсионной среды, которой могут служить вода, нефть или нефтепродукты и газ.

Когда главным компонентом является жидкость (вода, нефть или нефтепродукты), термин буровые растворы относится к суспензии твердых веществ в этой жидкости - это буровые растворы на водной или углеводородной основе.

Одновременное присутствие обеих жидкостей (воды и нефти) приводит к образованию эмульсии при условии перемешивания и наличия соответствующего эмульгатора. От химической природы эмульгатора зависит тип образующейся эмульсии: «нефть в воде», которую обычно называют нефтеэмульсионным раствором, или «вода в нефти», которую обычно называют «инвертной» эмульсией.

Вода была первым буровым раствором и все еще остается главной составляющей большинства буровых растворов. Вода может содержать несколько растворенных веществ: щелочи, соли и поверхностно-активные вещества, органические полимеры, капли эмульгированной нефти, а также различные нерастворимые вещества: барит, глина, выбуренная порода, находящиеся во взвешенном состоянии.

В буровых растворах на углеводородной основе в качестве дисперсионной среды служат нефть или нефтепродукты, чаще всего это дизельное топливо. Так как в таком растворе неизбежно присутствие воды (попадает в процессе бурения), углеводородная фаза должна содержать водоэмульгирующие добавки. Если воду добавляют специально, растворы на углеводородной основе называют инвертноэмульсионными растворами (ИЭР). В такой раствор вводят различные добавки, повышающие вязкость, несущую способность, а также барит. Эмульгированная вода может содержать щелочи и соли.

Буровые растворы на газовой основе можно подразделить на следующие категории:

• сухой газ;
• влажный газ, в котором капельки воды или глинистого раствора перемещаются потоком воздуха;
• пена: пузырьки воздуха окружены пленкой воды, содержащей стабилизирующее пену вещество;
• загущенная пена содержит упрочняющие пленку материалы: полимеры или бентонит.

Наиболее широкое применение нашел воздух, иногда природный газ, выхлопные газы.

Функции бурового раствора

1. Разрушение забоя скважины, особенно при разбуривании рыхлых пород, когда их размыв струей бурового раствора из насадок долота вносит не меньший вклад, чем механическое разрушение забоя долотом.
2. Основной функцией бурового раствора является удаление выбуренной породы с забоя, транспортирование ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечение возможности ее отделения на поверхности.
3. Предотвращение притоков флюидов (нефти, газа, пластовой воды) из разбуриваемых проницаемых пластов.
4. Поддержание устойчивости необсаженных интервалов в стволе скважины.
5. Охлаждение и очистка долота.
6. Уменьшение трения между бурильной колонной и стенками ствола скважины.
7. Образование тонкой фильтрационной корки, которая перекрывает поры в разбуриваемых породах.
8. Создание условий для сбора и интерпретации информации, которую можно получить при анализе бурового шлама, кернов и геофизических исследований (ГИС).

Основные параметры буровых растворов

Плотность (ρ, г/см3) – это отношение массы бурового раствора к его объему. Различают кажущую и истинную плотности. Первая характеризует раствор, выходящий из скважины и содержащий газообразную фазу, а вторая – раствор без газообразной фазы.

Условная вязкость (Т, сек) – величина, определяемая временем истечения из стандартной воронки 500 см3 бурового раствора и характеризующая подвижность бурового раствора.

Статическое напряжение сдвига (СНС, мгс/см2) - величина, определяемая минимальным касательным напряжением сдвига, при котором начинается разрушение структуры бурового раствора в покое. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры и интенсивность упрочнения ее во времени.

Фильтрация (Ф, см3/30 мин) - величина, определяемая объемом дисперсной среды, отфильтрованной за 30 минут при пропускании бурового раствора через бумажный фильтр ограниченной площади.

Показатель фильтрации косвенно характеризует способность бурового раствора отфильтровываться через стенки ствола скважины.

 

Коэффициент трения (Ктр) – величина, определяемая отношением силы трения между двумя металлическими поверхностями в среде бурового раствора к прилагаемой нагрузке.