При вскрытии продуктивного пласта может произойти интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти и ухудшением фильтрационных свойств коллектора.

Пластовое давление флюидов составляет 21 МПа. Пластовое давление горизонта определяется давлением газообразного компонента или флюида, приуроченных к данному горизонту. Это давление определяется путем геофизических измерений и имеет устойчивые значения для определенных структурных подразделений конкретного месторождения.

Продуктивная залежь обнаружилась в восьмом горизонте, представленным доломитом с прослоями известняка. Его мощность 300 метров, в интервале 2250 - 2550 метров.
Выбор типа промывочной жидкости для одного интервала или группы
Горизонт 1. (Обвалы)

Чередованием глин, песка с галькой. Мощность 200 метров.

(от 0 до 200метров).

Для предупреждения этого осложнения применяют для промывки скважины глинистый раствор с минимальной водоотдачей и повышенной плотностью. Водоотдачу глинистых растворов снижают путем их обработки соответствующими реагентами. Повышение плотности глинистого раствора достигается увеличением его концентрации - добавлением в него порошка утяжелителя. Бурение зон, склонных к обрушению, необходимо осуществить в наиболее короткие сроки, после чего данный интервал следует закрепить колонной обсадных труб, чтобы обеспечить возможность дальнейшей углубки скважины без осложнений

Горизонт 2. (Поглощение к = 7)

Слой представлен мягкими глинами, в нижней части песок. Мощность: 400 метров, (от 200 до 600метров).

При вскрытии этого пласта необходим раствор, обеспечивающий закупоривание пор поглощения и устойчивость стенок скважины. Этим параметрам отвечает известковый раствор. Стенки скважины будут укрепляться за счет ионов Ca++, поступление которых в раствор обеспечивается обработкой известью.

При вскрытии пласта необходимо поддерживать минимально допустимые значения вязкости, СНС и плотности бурового раствора.

Горизонты 3,4 (осложнений не предвидится)

В процессе бурения скважины в этих интервалах применяю глинистый гуматный раствор.

Горизонт 5,6,7. (коагуляция)

Катионы Ca2+ и Mg2+ необходимо связывать введенной в состав р-ра кальцинированной содой Na2CO3, для исключения коагуляционного загущения р-ра, а также загущения за счет обогащения твердой фазой необходимо в состав р-ра вводить УЩР, который подавляет структурообразование р-ра и снижает показатель фильтрации, а также ССБ, которая позволяет избежать коагуляционного загущения р-ра и снижает водоотдачу, затем CaCl2, который обладает ингибирующим действием.

---

Горизонт 8 (нефтеносный).

Раствор на водной основе заменяется известково-битумным раствором (раствор на нефтяной основе), т.к. он позволит в значительной степени сохранить коллекторские свойства.
Выбор свойств промывочной жидкости для каждого из намеченных интервалов
Горизонт 1.

Утяжеленный глинистый раствор.

Готовится на основе нормального глинистого раствора путем введения баритового концентрата и понизителя вязкости.

Основные технические параметры:

плотность ρ = 1700 кг/м3

вязкость Т = 26 с

показатель фильтрации Ф30 = 5 см3

статическое напряжение сдвига СНС 1/10 Па

толщина фильтрационной корки t = 4 мм

динамическое напряжение сдвига τ = 1,6 Па

пластическая вязкость μп = 29 мПа * с

эффективная вязкость μэ = 29 мПа * с

водородный показатель рН = 8

Т.к. в данном интервале возможны осыпи, а за ними и обвалы, нужно повысить плотность для повышения плотности бурового раствора. С целью регулирования гидродинамического давления в скважине вводим баритовый концентрат 30 %. Раствор обрабатывается понизителем вязкости УЩР 5%.

УЩР также образует на глинистых частицах защитную пленку и является нейтрализатором.

Горизонт 2.

Известковый раствор готовится на основе нормального глинистого раствора.

Плотность ρ = 1100 кг/м3

Показатель фильтрации Ф30 = 5 см3

Статическое напряжение сдвига СНС = 15/30 Па

Динамическое напряжение сдвига τ = 15 Па

Пластическая вязкость μп = 18 мПа * с

Водородный показатель рН = 9

Условная вязкость Т = 25 с.

Состав:

Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывают известью 0,3 %, т.к. известь является источником Са++ .Процесс взаимодействия ионов Са++ с горной породой сопровождается образованием конденсационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины.

Для того, чтобы понизить коагуляцию, структурообразование и водоотдачу, вводим лигносульфанаты: ССБ 3% (сульфид спиртовая борда), ОССБ (окисленная сульфид спиртовая борда ) 1% и окзил 1%. Вышеперечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем. Реагенты разжижителей создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы и блокируют тем самым их активные участки. Наряду со снижением вязкости лигносульфаты снижают водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки.

Вводим 0,3 % каустика, чтобы установить нужную щелочность; КМЦ - Са - форма 1,5%. КМЦ понижает вязкость и водоотдачу, а также оказывает защитное действие; ГИПАН 0,2%, который понижает водоотдачу и повышает вязкость.

---

Горизонты 3,4.

Глинистый гуматный раствор с добавлением УЩР.

Плотность ρ = 1060 кг/м3

Показатель фильтрации Ф30 = 4-8 см3

Статическое напряжение сдвига СНС = 30/80 Па

Динамическое напряжение сдвига τ = 2 Па

Пластическая вязкость μп = 6 мПа * с

Водородный показатель рН = 8=8,5

Условная вязкость Т = 20-60 с.

Горизонты 5,6,7.

Состав гуматного р-ра:

Бентонит - 30-50 кг/м3;

УЩР - 20-30 кг/м3;CO3 - 1,-1,5 кг/м3;

CaCl2 - 0,5 - 0,9 кг/м3;

Вода - остальное.

Параметры раствора:

Плотность ρ = 1060 кг/м3

Показатель фильтрации Ф30 = 4-7 см3

Статическое напряжение сдвига СНС = 30/80 Па

Динамическое напряжение сдвига τ = 2,0 Па

Пластическая вязкость μп = 6 мПа * с

Водородный показатель рН = 8,5-9

Условная вязкость Т = 20 - 30 с.

Горизонт 10.

Нефтепроявление.

Известково-битумный раствор.

Определим плотность ИБР(известково битумный раствор) по формуле:
кг/м3
Кб - коэффициент безопасности Кб = 1,1

Рпл - пластовое давление; Рпл = 21 МПа- глубина залегания кровли пласта; Z = 2250 м
ρр = (21*106 * 1,1)/ (9,81*2250) = 1048 кг/м3

Т = 30 с

Ф30 = 0 см3

рН = 8

СНС 1/10= 5/14 Па

μп = 17 мПа*с

τ = 1,4 Па

μэ = 17 МПа*с= 0 мм
Известково-битумный раствор - это раствор на нефтяной основе, который состоит из дизельного топлива марок ДЛ Д3, содержащий определенное количество ароматических углеводородов и выполняющий функции дисперсной среды, в которой взвешены остальные компоненты.

Высокоокисленный битум, который обеспечивает низкую фильтрацию и повышает структурно - механические свойства бурового раствора, выполняет функцию дисперстной фазы. Поверхностно-активные вещества, в качестве которых используются сульфанол, предназначены для регулирования структурно - механических свойств раствора.

В раствор вводятся 563 кг. дизельного топлива, 155 кг. битума, известь негашеная 310 кг. вода 60 кг, сульфанол НП-1 12 кг.
Определение количества потребных материалов для приготовления промывочной жидкости с заданными свойствами
Определение количества промывочной жидкости для бурения под направление:

рн = Vисх+Vзап.н+Vбур.н, м3, где

исх - на начальном этапе равен объему циркуляционной системы буровой установки из т.17 (3), согласно классу буровой установки -5

исх =120м3;зап.н - запасной объем ,м3;зап.н= Vс.н= π D2/4 *lci м3

Где Dc.н=0,495 м-наружний диаметр долота для бурения под направляющую колонну

---

длина интервала бурения =30 м.

зап.н= 3,14*0,4952/4*30=5,77м3
Vбур - объем промывочной жидкости необходимой для бурения бур где норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под направляющую колонну =2,76 м3/м

бур =2,76 ∙30=82,8 м3рн=150+5,77+82,8=208,57 м3
2 Определение количества промывочной жидкости для бурения под кондуктор:

рк = ΔVзап.к+Vбур.к, м3, где

ΔVзап.к =; Vзап.к- Vзап.н

где Vзап.к= V1зап.к+ V2зап.к
где в свою очередь V1зап.к= внутренний объем направляющей колонны -внутренний диаметр обсадной колонны направления =0,359 м
V1зап.к = 3,14*0,3592/4*30=3,035 м3

зап.к= м3 внутренний объем ствола для кондуктора

Где Dc.к=0,3431 м-наружный диаметр долота для бурения под кондуктор

длина интервала бурения под кондуктор = м.

зап.к =3,14*0,3432/4*(200-30)=15,7

Vзап.к=3,04+15,7=19,1 м3

зап.к> Vзап.н следовательно необходимо пополнить запас промывочной жидкости
ΔVзап.к=15,7-5,8=9,9

бур.к - объем промывочной жидкости необходимой для бурения скважины под кондуктор бур.к= где норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под кондуктор =2,53 м3/м

бур.к =2,53 ∙200=506 м3рк =9,9+506=515,9 м3 ,
3 Определение количества промывочной жидкости для бурения под промежуточную колонну:

---

Vрк = ΔVзап.пр+Vбур.пр, м3, где

ΔVзап.пр =; Vзап.пр- Vзап.к

где Vзап.пр= V1зап.пр+ V2зап.пр

где в свою очередь V1зап.пр= внутренний объем колонны кондуктора -внутренний диаметр обсадной колонны кондуктора =0,2501 м

зап.пр=3,14*0,25012/4*200=9,82 м3зап.пр= м3 внутренний объем ствола для промежуточной колонны
Где Dc.пр=0,2445 м-наружный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну

длина интервала бурения под промежуточную колонну = м.

зап.пр=3,14*0,24452/4*(610-200)=19,24 м3зап.пр=9,82+19,24=29,06м3

зап.пр> Vзап.к следовательно необходимо пополнить запас промывочной жидкости
ΔVзап.пр=29,1-19,1=10

бур.пр - объем промывочной жидкости необходимой для бурения скважины под промежуточную колонну бур.пр= где норма расхода промывочной жидкости, по таблице 18 (3) норма расхода под промежуточную колонну =1 м3/м

бур.пр =1 ∙(610-200)=410 м3р.пр =10,0+1400=1410 м3 ,
Определение количества промывочной жидкости для бурения под зксплуатационную колонну:

рк = ΔVзап.пр+Vбур.пр, м3, где

ΔVзап.пр =; Vзап.пр- Vзап.к

где Vзап.пр= V1зап.пр+ V2зап.пр
где в свою очередь V1зап.пр= внутренний объем промежуточной колонын -внутренний диаметр промежуточной колонны =0,1737 м

зап.пр=3,14*0,17372/4*610=14,45 м3

зап.пр= м3 внутренний объем ствола для эксплуатационной колонны

Где Dc.э=0,1651 м-наружный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

---

Смотрите также файлы

• 8 лет на рынке 107.pdf

• 1 Психология наука о человеке.docx

• " Нормативные документы регламентирующие профилактическую деятельность.".docx

• Разработка.docx

• Больной, 62 лет, поступил в клинику после автомобильной катастрофы.docx