Файл: Ский томский политехнический университет институт Институт природных ресурсов Направление нефтегазовое дело Кафедра Бурения скважин бакалаврская работа.docx

Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них – обеспечение быстрого

углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют: ; КМЦ марки Габроил HV – высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан – относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) – фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования

---

рН бурового раствора; ФК – 2000 состоит из анионных,

неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок,

применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД

- 515 – гармоничная сочетающаяся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 – 1200 метров на 10 – 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 – 2500 м на 7 – 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 – 2850 м на 7 – 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Для строительства проектируемой скважины выбраны следующие типы буровых растворов по интервалам: для бурения интервалов под направление и кондуктор – полимерглинистый, для бурения интервала под эксплуатационную колонну, в том числе в интервале вскрытия продуктивного пласта – биополимерный.

Для очистки бурового раствора проектируется четырехступенчатая система очистки, которая включает отечественное и импортное оборудование, которое обеспечит наилучшую очистку раствора от выбуренной горной породы.

Запроектированные параметры буровых растворов по интервалам бурения приведены в таблице 30. В таблице 31 представлен компонентный состав бурового раствора, а на рисунке 3 приведена схема очистки бурового раствора.

51

Таблица 30 – Запроектированные параметры бурового раствора по интервалам бурения

Исходные данные
Интервал бурения (по стволу), м		k	Pпл, МПа	H, м	g, м/с2	ρбр, кг/м3	ρгп, кг/м3	K	d, м
от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

---

0		101 8		1,1		9,8		100 0		9,81		117 0		220 4		1,5			0,01 5
101 8		252 3		1,0 5		24, 8		247 6		9,81		116 0		232 0		1,5			0,00 8
252 3		259 0		1,0 5		25, 9		259 0		9,81		112 0		233 0		1,5			0,00 3
Результаты проектирования
Интервал бурения (по стволу), м			Плот- ность, г/см3		СНС1 , дПа		СНС10 , дПа		Условна я вязкость , сек		Водоот -дача, см3/30 мин		рН		Содер - жание песка, %		ДН С, Па	ПВ, мПа*с
от	до
0	1018		1,17		20		40		25		8,1		7-8		2		25	15
1018	2523		1,16		15		30		24		8,2		8-9		2		20	15
2523	2590		1,12		15		30		24		8,4		8-9		2		20	15

---

Таблица 31 – Компонентный состав бурового раствора по интервалам

бурения

Интервал (по стволу), м		Название (тип) бурового раствора и его компонентов
от (верх)	до (низ)
0	1018		Полимерглинистый Вода пресная, Глинопорошок,Сайпан, Габроил HV, НТФ, Сода кальцинированная, Сода каустическая, ФК-2000
1018	2523		Полимерглинистый Вода пресная, Глинопорошок,Сайпан, Габроил HV, НТФ, Сода кальцинированная, Сода каустическая, Камцел (NaКМЦ 80/800), СНПХ-ПКД-0515, ФК-2000
2523	2590		Полимерглинистый Вода пресная, Глинопорошок,Сайпан, Габроил HV, НТФ, Сода кальцинированная, Сода каустическая, Камцел (NaКМЦ 80/800), СНПХ-ПКД-0515, ФК-2000

Рисунок 3 – Схема очистки бурового раствора: 1 – скважина; 2 – вибросито Swaco ALS-II Каскад; 3 – пескоотделитель ПЦК-360М; 4 – вибросито ВС-1; 5 – илоотделитель ИГ-45; 6 – центрифуга ОГШ-50.

9. 1   ...   15   16   17   18   19   20   21   22   ...   36

---

Выбор гидравлической программы промывки скважины

Цель составления гидравлической программы бурения – определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.

Расчет производится по методике, предложенной в [16].

Производится расчет гидравлической программы промывки для интервала бурения под эксплуатационную колонну. Для остальных интервалов бурения – расчеты идентичные. Определяются потери давления на гидравлические сопротивления при прокачке бурового раствора по циркуляционной системе.

Исходные данные для расчета приводятся в таблице 32, а в таблице 33 приводятся результаты расчета гидравлической программы промывки для интервала бурения под эксплуатационную колонну.

Таблица 32 – Исходные данные для расчета гидравлической программы промывки скважины

Н (по стволу), м	dд, м	K		Рпл, МПа	Ргд, МПа		ρп, кг/м3
2590	0,2159	1,3		25,9	57,2		24000
Q, м3/с	Тип бурового насоса	Vм, м/с		ηп, Па٠с	τт, Па		ρпж, Н/м3
0,028	УНБ-600	0,005		0,015	20		10976
КНБК
Элемент	dн, м		L, м			dв, м
УБТС2-178	0,178		72			0,08
УБТС2-146	0,146		8			0,08
ПК 127-9 Д	0,127		1000			0,109
АБТ-147	0,147		1525			0,125
3ТСШ1-195	0,195		6,8

---