Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 179
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.3.6 Обоснование и выбор очистного агента
Эффективность бурения скважины во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены).
Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями с условием качественного вскрытия продуктивных горизонтов.
Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых горных пород, величиной пластового давления флюидов, минерализацией горных пород и другими факторами.
Очистные агенты предназначены для выполнения следующих основных функций в процессе бурения:
очистки забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком очистного агента;
охлаждение породоразрушающего инструмента.
В зависимости от состава очистные агенты должны выполнять дополнительные функции:
сохранять и повышать устойчивость стенок скважины;
удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;
способствовать разрушению горных пород на забое скважины;
гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;
предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины;
обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю.
Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определенным требованиям в процессе бурения:
приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду;
легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне;
быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;
обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств.
Тип бурового раствора зависит от физико-механических свойств горных пород, пластовых давлений и температур.
Параметры бурового раствора разрабатываются исходя из физико-механических свойств горных пород, литологического состава, пластовых давлений и температур.
На практике невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий выбирается какой-то один вид очистного агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требований. Для контроля качества промывочных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров, а именно: плотность ρ; показатель фильтрации за 30 мин Ф30; толщина фильтрационной корки t; пластическая вязкость μп; динамическое напряжение сдвига τ0; эффективная вязкость μэ; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС1 и СНС10; условная вязкость Т; водородный показатель рН; содержание песка П.
В настоящее время на площади Северо-Прибрежная при бурении скважин используются промывочные жидкости на водной основе (глинистые и полимерглинистые растворы).
Оптимальным выбором для бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная явился ингибированный полимерглинистый буровой раствор (ИПБР). Данный буровой раствор предназначен для массового бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин в различных геологических условиях, т.е. как с высоким содержанием высококоллоидных легкодиспергируемых глин, так и в крепких карбонатно-глинистых и других породах. Буровой раствор состоит из минимального количества реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью. Основные компоненты бурового раствора:
гидрофобизирующий реагент, относящийся к классу кремнийорганических жидкостей;
модифицирующая добавка, комплексное поверхностно активное вещество, относящееся к классу триглициридов.
Совместное применение данных реагентов при бурении позволяет получать системы буровых растворов с улучшенными ингибирующими и смазочными свойствами, обладающих при этом низкой диспергирующей способностью, что улучшает вынос выбуренной породы и позволяет повысить скорость бурения.
Стратиграфический разрез Северо-Прибрежной площади сложен в основном глинистыми породами, это дает возможность применять наработку глинистого раствора непосредственно в скважине, позволив при этом сэкономить и средства для приготовления раствора. В качестве основы раствора используют техническую воду.
Согласно 2.7.3.3. [1] при бурении скважин на нефть и газ плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
10
15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;
5 10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
4 10 % для скважин глубиной от 2500 м и выше (интервалов от 2500 м и больше), но не более 3,5 МПа.
Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений промывочной жидкости в процессе бурения и при направленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия.
Проведём расчёт плотности бурового раствора при бурении скважины под кондуктор.
Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) для интервала 0-1027 м принимается равным 10 %.
PP=0,1·10,2·103=1020 кг/м3
Тогда плотность бурового раствора определяется по формуле 2.41:
ρПЖ = (PПЛ+PР)/(0,1·L) (2.41)
где PПЛ - пластовое давление, Па;
PР - величина превышения гидростатического давления над пластовым, Па
Таким образом, плотность бурового раствора будет составлять:
ρПЖ = (10,2·103+1020)/(0,1·1027) =1,1·103 кг/м3
С учётом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на площади Северо-Прибрежная, плотность бурового раствора принимаем равной 1,1·103 кг/м3
Рассчитаем плотности бурового раствора в интервале бурения 1027-2539 м под промежуточную колонну, приняв превышение гидростатического давления над пластовым 8 %.
Определим плотность бурового раствора для интервала бурения 1027-1660 м по формуле 2.41:
PP=0,08·17,3·103=1384 кг/м3
ρПЖ = (17,3·103+1384)/(0,1·1660) =1,12·103 кг/м3
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 1660 м будет принята равной ρПЖ = 1,12·103 кг/м3.
Рассчитаем плотность промывочной жидкости в интервале бурения 1660-1950 м по формулам, использованным выше:
PP=0,08·20,5·103=1640 кг/м3
ρПЖ = (20,5·103+1640)/(0,1·1950) =1,14·103 кг/м3
Принимаем плотность бурового раствора, равной 1,14·103 кг/м3.
Аналогично определим плотность буровой жидкости в интервале бурения 1950-2539 м:
PP=0,08·54·103=4320 кг/м3
ρПЖ = (54·103+4320)/(0,1·2539) =1,98·103 кг/м3
Для данного интервала бурения, исходя из опыта работ на данной площади, необходимо принять плотность бурового раствора, равную 1,8 кг/м3.
Определим плотность промывочной жидкости в интервале 2539-2846 м
PP=0,05·59·103=2950 кг/м3
ρПЖ = (59·103+2950)/(0,1·2846) =2,1·103 кг/м3
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 2846 м будет принята равной ρПЖ =2,0·103 кг/м3.
Рассчитаем плотность бурового раствора на глубине 3147 м.
PP=0,05·61,4·103=3070 кг/м3
ρПЖ = (61,4·103+3070)/(0,1·3147) =2,1·103
Эффективность бурения скважины во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены).
Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями с условием качественного вскрытия продуктивных горизонтов.
Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых горных пород, величиной пластового давления флюидов, минерализацией горных пород и другими факторами.
Очистные агенты предназначены для выполнения следующих основных функций в процессе бурения:
очистки забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком очистного агента;
охлаждение породоразрушающего инструмента.
В зависимости от состава очистные агенты должны выполнять дополнительные функции:
сохранять и повышать устойчивость стенок скважины;
удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;
способствовать разрушению горных пород на забое скважины;
гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;
предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины;
обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю.
Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определенным требованиям в процессе бурения:
приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду;
легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне;
быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;
обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств.
Тип бурового раствора зависит от физико-механических свойств горных пород, пластовых давлений и температур.
Параметры бурового раствора разрабатываются исходя из физико-механических свойств горных пород, литологического состава, пластовых давлений и температур.
На практике невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий выбирается какой-то один вид очистного агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требований. Для контроля качества промывочных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров, а именно: плотность ρ; показатель фильтрации за 30 мин Ф30; толщина фильтрационной корки t; пластическая вязкость μп; динамическое напряжение сдвига τ0; эффективная вязкость μэ; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС1 и СНС10; условная вязкость Т; водородный показатель рН; содержание песка П.
В настоящее время на площади Северо-Прибрежная при бурении скважин используются промывочные жидкости на водной основе (глинистые и полимерглинистые растворы).
Оптимальным выбором для бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная явился ингибированный полимерглинистый буровой раствор (ИПБР). Данный буровой раствор предназначен для массового бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин в различных геологических условиях, т.е. как с высоким содержанием высококоллоидных легкодиспергируемых глин, так и в крепких карбонатно-глинистых и других породах. Буровой раствор состоит из минимального количества реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью. Основные компоненты бурового раствора:
гидрофобизирующий реагент, относящийся к классу кремнийорганических жидкостей;
модифицирующая добавка, комплексное поверхностно активное вещество, относящееся к классу триглициридов.
Совместное применение данных реагентов при бурении позволяет получать системы буровых растворов с улучшенными ингибирующими и смазочными свойствами, обладающих при этом низкой диспергирующей способностью, что улучшает вынос выбуренной породы и позволяет повысить скорость бурения.
Стратиграфический разрез Северо-Прибрежной площади сложен в основном глинистыми породами, это дает возможность применять наработку глинистого раствора непосредственно в скважине, позволив при этом сэкономить и средства для приготовления раствора. В качестве основы раствора используют техническую воду.
Согласно 2.7.3.3. [1] при бурении скважин на нефть и газ плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:
10
15 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;5
10 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;4
10 % для скважин глубиной от 2500 м и выше (интервалов от 2500 м и больше), но не более 3,5 МПа.Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений промывочной жидкости в процессе бурения и при направленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия.
Проведём расчёт плотности бурового раствора при бурении скважины под кондуктор.
Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) для интервала 0-1027 м принимается равным 10 %.
PP=0,1·10,2·103=1020 кг/м3
Тогда плотность бурового раствора определяется по формуле 2.41:
ρПЖ = (PПЛ+PР)/(0,1·L) (2.41)
где PПЛ - пластовое давление, Па;
PР - величина превышения гидростатического давления над пластовым, Па
Таким образом, плотность бурового раствора будет составлять:
ρПЖ = (10,2·103+1020)/(0,1·1027) =1,1·103 кг/м3
С учётом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на площади Северо-Прибрежная, плотность бурового раствора принимаем равной 1,1·103 кг/м3
Рассчитаем плотности бурового раствора в интервале бурения 1027-2539 м под промежуточную колонну, приняв превышение гидростатического давления над пластовым 8 %.
Определим плотность бурового раствора для интервала бурения 1027-1660 м по формуле 2.41:
PP=0,08·17,3·103=1384 кг/м3
ρПЖ = (17,3·103+1384)/(0,1·1660) =1,12·103 кг/м3
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 1660 м будет принята равной ρПЖ = 1,12·103 кг/м3.
Рассчитаем плотность промывочной жидкости в интервале бурения 1660-1950 м по формулам, использованным выше:
PP=0,08·20,5·103=1640 кг/м3
ρПЖ = (20,5·103+1640)/(0,1·1950) =1,14·103 кг/м3
Принимаем плотность бурового раствора, равной 1,14·103 кг/м3.
Аналогично определим плотность буровой жидкости в интервале бурения 1950-2539 м:
PP=0,08·54·103=4320 кг/м3
ρПЖ = (54·103+4320)/(0,1·2539) =1,98·103 кг/м3
Для данного интервала бурения, исходя из опыта работ на данной площади, необходимо принять плотность бурового раствора, равную 1,8 кг/м3.
Определим плотность промывочной жидкости в интервале 2539-2846 м
PP=0,05·59·103=2950 кг/м3
ρПЖ = (59·103+2950)/(0,1·2846) =2,1·103 кг/м3
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 2846 м будет принята равной ρПЖ =2,0·103 кг/м3.
Рассчитаем плотность бурового раствора на глубине 3147 м.
PP=0,05·61,4·103=3070 кг/м3
ρПЖ = (61,4·103+3070)/(0,1·3147) =2,1·103