Файл: Экономичность и эффективность бурения во многом зависят от качества применяемых промывочных жидкостей, состояния и организации промывочного хозяйства.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 19
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Введение
Экономичность и эффективность бурения во многом зависят от качества применяемых промывочных жидкостей, состояния и организации промывочного хозяйства. Основным критерием, определяющим вид и качество промывочной жидкости, является невысокая стоимость и соответствие ее физико-химических свойств конкретным условиям бурения. Этот критерий обусловливает появление принципиально новых промывочных жидкостей и химических реагентов, совершенствование рецептур известных буровых растворов, а также повышение технического и организационного уровня их приготовления и использования.
Промывочная жидкость при бурении должна очищать забой скважины от буровой мелочи, создавать гидростатическое давление на стенки скважины, охлаждать долото, укреплять стенки скважины. Комплекс технологических процессов и операции по выбору состава, приготовлению, очистке, обработке, циркуляции, оценке потерь сопротивлений при циркуляции и воздействия на стенки скважины и керн промывочной жидкости называется технологией промывки скважин.
Многообразие геолого-технических условий бурения скважин, их усложнение, связанное с увеличением глубин скважин, развитие техники и технологии бурения, повышение требований по охране окружающей среды - это те факторы, которые необходимым образом сказываются на совершенствовании рецептур и качестве промывочных жидкостей. Кроме того, это требует совершенствования рецептур тампонажных смесей и технологии проведения тампонирования с целью ликвидации поглащений промывочных жидкостей, создания искусственных забоев и мостов, ликвидации проявлений в скважинах и закрепления неустойчивых интервалов горных пород.
Поэтому вполне закономерно, что в последнее время повышение производительности и эффективности бурения поисковых и геологоразведочных скважин тесно связано с технологией промывки и тампонирования скважин.
В настоящее время в практике бурения скважин применяется около 50 наиболее распространенных химических реагентов и свыше 500 их модификаций. В последнее время отмечается также тенденция увеличения ассортимента применяемых химических реагентов, что вызывает определенные затруднения в их использовании в связи с возрастанием загрязнения окружающей среды, поэтому необходимо проводить гигиеническое нормирование значительной части химических веществ, входящих в состав реагентов. Применение промывочных жидкостей с добавками химических веществ, требующих гигиенического нормирования,
вызывает загрязнение воздуха, поверхностных, грунтовых и подземных вод, почв, угодий. Исходя из этого, в исследованиях рецептур промывочных жидкостей значительное внимание уделяется экологизации систем промывки скважин, под которой понимается сведение до минимума загрязнения окружающей среды наряду с достижением высоких технико-экономических показателей бурения. В проблеме экологизации систем очистки скважин ориентируются на использовании технологических схем получения природных реагентов из готовых природных малоопасных веществ, или реагентов, полученных за счет микробиологического синтеза.
Правильный выбор промывочной жидкости и тампонажных смесей, технологии промывки и тампонирования позволит проводить бурение с большей эффективностью и высоким качеством буровых работ, а также уменьшить загрязняющее воздействие на окружающую среду и избежать ухудшения экологической обстановки земной коры.
При выборе промывочных жидкостей и тампонажных смесей исходными данными являются следующие:
общая характеристика района работ;
геологический разрез с краткой характеристикой горных пород, слагающих разрез;
мощность и глубина залегания отдельных горизонтов, свит, пластов и т.д.;
инженерно-геологические условия бурения скважин - осложнения (обвалы, осыпи, набухание пород, прихваты, затяжки, проявления флюидов и газообразных компонентов, поглощения и т.д.), их краткая характеристика, величина пластовых давлений, давления поглощения и гидроразрыва, проницаемость пород и т.п.;
общая минерализация пластовых вод и их солевой состав;
специальное задание для более глубокой проработки отдельных вопросов промывки скважин.
скважина буровой промывочный жидкость
Краткая геологическая характеристика разреза скважины
Горизонт 1. Чередование глин, песка с галькой. Породы, слагающие пласт, относятся к породам осадочного комплекса.
Категория пород по буримости - II.
Интервал от 0 до 200 метров,
Мощность: 200 метров,
Осложнение: обвалы;
Горизонт 2. Слой представлен мягкими глинами, в нижней части песок.
Категория по буримости - II.
Интервал от 200 до 600 метров,
Мощность: 400 метров,
Осложнение: поглощение, к = 7 ;
Горизонт 3. Чередование песка с галькой, глины песчанистые.
Категория породы по буримости - III.
Интервал от 600 до 1100 метров,
Мощность: 500 метров,
Осложнение: нет;
Горизонт 4. Доломиты, мергель.
Категория пород по буримости - IV.
Интервал от 1100 до 1500 метров,
Мощность: 400 метров,
Осложнение: нет;
Горизонт 5. Песчаник - верхняя часть, аргиллиты - нижняя часть.
Категория пород по буримости - V.
Интервал от 1500 до 1820 метров,
Мощность: 320 метров,
Осложнение: коагуляция;
Горизонт 6. Песчаник с песком, доломиты.
Категория пород по буримости - V.
Интервал от 1820 до2040 метров,
Мощность: 220 метров,
Осложнение: нет;
Горизонт 7. Песчанник, аргиллиты, глина.
Породы абразивные. Категория пород по буримостиV.
Интервал от 2040 до 2250,
Мощность: 210 метров,
Осложнение: нет;
Горизонт 8. Доломит с прослоями известняка.
Категория пород по буримостиVI.
Интервал от 2250 до 2550 метров,
Мощность: 300 метров,
Осложнение: Промышленная нефть. Пластовое давление флюида составляет: Р пл. = 21 МПа;
Построение конструкции скважины
Построение конструкции скважины ведется по проектному геологическому разрезу снизу вверх, начиная с конечного диаметра бурения. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работе в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Так как бурение ведется под геолого-разведочную колонну, то все интервалы бурения будут обсаживаться и цементироваться.
Конструкция скважины предусматривает установку 4 - х обсадных колонн.
НАМЕНОВАНИЕ КОЛОНН: (см. рисунок 1)
Направление 0 - 30;
Кондуктор 0-200;
промежуточная колонна 0 - 610;
эксплуатационная колонна 0 - 2550.
Рис. 1
Бурение скважины предусматривает вращательный способ бурения с помощью роторного привода. Породаразрушающий инструмент - трехшарошечное долото. .
Диаметр долота для бурения под первую эксплуатационную колонну определяется по формуле:
д =Dэк+2δ, где
- диаметр долота,эк - диаметр эксплуатационной колонны,
δ - зазор между стенками скв. и муфтой обсадной колонны.
эк = 127 мм. (т.к. Q =45 м3/сут.).
δ =15 мм.д =127+2*15=157 мм.
Выбираем долото Dд =165.1 мм..
Диаметр долота для бурения под промежуточною колонну определяется по формуле:
ок=Dд+(3 - 5 мм.).ок=165.1+5 мм.
dок 170.1 мм.
Принимаю обсадную колонну с наружным диаметром 193,7 мм, внутренний диаметр 173,7 мм, при толщине стенки 10 мм, тогда диаметр долота будет равен:
д = 193,7+2*25=243,7 мм.
Выбираем долото диаметром 244,5 мм..
Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле:
ок=244,5+5мм.ок 249,5 мм.д = 273,1+2*35=343,1 мм.
Выбираем долото диаметром 343,1 мм..
Диаметр долота для бурения под направление определяется по формуле: напр=343,1+5 мм.).напр=348,1 мм.д = 393,7+2*50=493,7мм.
Выбираем долото диаметром 495 мм.
Выбор буровой установки
Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.
Для моего варианта, я выбираю буровую установку Уралмаш 3000 БЭ, - рекомендуемая глубина бурения 3000 м. (характеристика приведена в табл. 1)
Таблица 1
№ п\п | Параметры | Единица измерения | Количество |
1 | Максимальная грузоподъемность | МН | 1,7 |
2 | Рекомендуемая глубина бурения | м | 3000,0 |
3 | Максимальная оснастка талевой системы | | 5 х 6 |
4 | Длина свечи | м | 27 |
5 | Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната | кН | 210 |
6 | Диаметр талевого каната | мм | 28 |
7 | Вид привода | Электрический переменного тока | |
8 | Тип привода | Раздельный | |
9 | Мощность на барабане лебедки | кВт | 661 |
10 | Лебедка | У2 - 2 - 11 | |
11 | Буровой насос | БРН - 1 | |
12 | Число насосов | шт. | 2 |
13 | Гидравлическая мощность | кВт | 500 |
14 | Максимальная подача насоса | л/с | 51 |
15 | Ротор | Р - 460 | |
16 | Мощность, передаваемая на ротор | кВт | 368 |
17 | Вертлюг | УВ - 250 | |
18 | Вышка | ВА - 41 - 170 | |
19 | Полезная высота вышки | м | 41 |
20 | Кронблок | УКБА - 6 - 200 | |
21 | Грузоподъемность кронблока | т | 200 |
22 | Талевый блок | УТБА - 5 - 170 | |
23 | Грузоподъемность талевого блока | т | 170 |
24 | Дизель - генераторные станции: | | |
| Шифр | ТНЗ - ДЭ - 104СЗ | |
| Число | шт. | 1 |
| Мощность станции | кВт | 100 |
25 | Производительность (суммарная) компрессорных станций | м³/мин | 10 |
25 | Максимальное рабочее давление воздуха | МПа | 0,8 |
27 | Средства механизации: | | |
28 | Расстановка свечей | АСП - 3М1 | |
| Удержание колонны, пневматические клинья | ПКР - 560 | |
| Свинчивание и развинчивание свечей | АКБ - 3М | |
| Регулятор подачи долота | РПДЭ - 3 | |
| Раскрепление замков | Пневмораскрепитель (ПРС) | |
29 | Метод монтажа | Крупноблочный, поагрегатный |
Анализ инженерно - геологических условий
В этом разделе, на основе анализа условий залегания и свойств горных пород отраженных в условии задания определю мероприятия по предупреждению осложнений. Весь разрез скважины можно разделить на три интервала: интервал с осложнениями; интервал без осложнений и интервал продуктивного пласта.
ОБВАЛЫ
Обвалы случаются вследствие вскрытия рыхлых пород, трещиноватых, тектонически нарушенных горных пород, особенно крутопадающих.
Если не предупредить обвал пород, то может случиться пробкообразование и потеря циркуляции жидкости, образование осыпей, обвалов.
В моем задании обвалы наблюдаются в первом горизонте, представленными чередованием глин, песка с галькой. Мощность 200 метров.
ПОГЛОЩЕНИЕ
Поглощение делится на частичные и полные, интенсивные и катастрофические.
При вскрытии пористых и трещиноватых пластов, при бурении скважин наблюдаются поглощения. Поглощение, как правило, сопровождается большим перепадом давления в системе «скважина - пласт», выдавливание пород. Поглощение возникает в случае превышения пластового давления, давления столба промывочной жидкости. Превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым происходит: при вскрытие горных пород с применением раствора высокой плотности, при завышении величины СНС, при спуске буровых труб с завышенной скоростью и т.д.
Ожидаемые последствия: поглощение с коэффициентом 7, потери циркуляции и устойчивости стенок скважины, осыпи, обвалы, снижение до минимально-допустимых значений параметров бурового раствора (плотность, вязкость, СНС), что будет способствовать снижению давления на пласт.
Поглощение происходит во втором горизонте, представленном мягкими глинами с переходом в нижней части пласта в песок. Мощность слоя - 400 метров, до глубины - 600 метров
КОАГУЛЯЦИЯ
В интервале 5 при перебуривании этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++ , поступающих из перебуриваемых аргилитов. Кроме того, аргилиты будут способствовать насыщению р-ра глинистыми породами, что будет приводить к его загущению.
ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, ДАВЛЕНИЕ ФЛЮИДОВ Рпл = 21 МПа
Продуктивный пласт.
В процессе разбуривания в продуктивный пласт поступает буровой раствор и его фильтрат, оказывая вредное влияние на коллекторские свойства. Качество вскрытия продуктивного пласта будет зависеть от правильного выбора промывочной жидкости для перебуривания коллектора