Розрахунок бурового промивного розчину
Промивні розчини виконують ряд функцій, які визначають успішність, швидкість буріння, а також введення свердловини в експлуатацію з максимальною продуктивністю. Тому роль промивної рідини дуже велика, особливо для глибокого та надглибокого буріння, яке поширене в нашій країні. Функції промивної рідини:
- Очищати забій від шламу та транспортувати шлам на денну поверхню;
- Компенсувати надлишковий пластовий тиск флюїдів;
- Попереджати обвали стін свердловини;
- Змащувати та охолоджувати долото, бурильний інструмент та обладнання.
Завдання курсової роботи полягає в тому, щоб підібрати параметри, тип бурового розчину та хімічні реагенти для його обробки, з урахуванням таких вимог:
1) зниження до мінімуму негативного впливу бурового розчину на продуктивність об'єктів;
2) зниження до мінімуму техногенного навантаження на навколишнє природне середовище;
3) попередження ускладнень у процесі буріння та кріплення;
4) доступність та технологічна ефективність хімреагентів;
5) економічно прийнятна ціна бурового розчину.
Вибір бурових розчинів визначається насамперед геологічними умовами проходки свердловини.
1.Геологічний розділ
1.1 Літологічна характеристика розрізу свердловини
З огляду на геологічні особливості розрізу, і навіть проектований комплекс досліджень передбачається така конструкція свердловини:Направление.Буріння виробляється долотом діаметром 393,7м. Напрямок діаметром 324 мм спускається на глибину 50 м для кріплення гирла свердловини та запобігання розмиву та осипанню сучасних.утворень. Цементується до гирла. Марка цементу ПЦТ1-50, питома вага цементного розчину 1,85 г/см3.Кондуктор.Буріння виробляється долотом діаметром 295,3м. Кондуктор діаметром 245 мм спускається до глибини 790м для забезпечення надійного перекриття нестійких, схильних до обвалування порід. Зважаючи на можливі нафтоводопрояви при подальшому поглибленні свердловини на кондукторі встановлюється противикидове обладнання. Глибина спуску кондуктора розрахована з умови запобігання розриву гірських порід після повного заміщення бурового розчину в свердловині пластовим флюїдом і герметизації гирла свердловини. Цементується розчином портландцементу питомою вагою 1,85±3 г/см 3 .Експлуатаційна колона.Буріння виробляється долотом діаметром 215,9м. Експлуатаційна колона діаметром 146 мм спускається до глибини 2109 м (по стволу). Призначення експлуатаційної колони – кріплення стінок свердловини, роз'єднання проникних горизонтів та проведення випробування пластів у запроектованих інтервалах, висота підйому цементного розчину з перекриттям не менше ніж на 150м вище за черевик кондуктора. Цементується легким цементом ПЦТ1-50 питомою вагою 1225±25. 324 245 146
1.2 Вибір та обґрунтування виду промивної рідини за інтервалами буріння
Глинистий розчин забезпечує:
1) закріплення стінок свердловини в результаті утворення тонкої глинистої кірки
2) попередження осідання шламу на вибій під час припинення циркуляції
3) усунення втрат циркуляції в пористих і тріщинуватих породах.
До недоліків глинистих розчинів можна віднести їх нестійкість до впливу електролітів, що містяться в пластовій воді і воді, на якій приготований розчин, а також частинок порід, що розбурюються. Буріння піднапрямок (50м) починається на свіжоприготовленому глинистому розчині. Передбачається буріння під напрямок на розчині, що залишився від буріння попередньої свердловини. При бурінні під напрямок для зниження фільтратовіддачі та збільшення в'язкості глинистий розчин обробляється реагентами КМЦ, Уніфлок та Каустичною содою.
При бурінні під кондуктор у Західному Сибіру для обробки бурового розчину застосовують КМЦ та високомолекулярні синтетичні акрилові полімери (гіпан, уніфлок та ін.). Оскільки акрилові полімери, інгібують буровий розчин та глинисті відкладення розрізу, завдяки чому забезпечують рівний стовбур свердловини та буріння без ускладнень. КМЦ є основним реагентом для підтримки низької водовіддачі розчину та забезпечення тонкої кірки. За допомогою каустичної соди підтримується потрібний рівень рН.
При бурінні під експлуатаційну колону (790-2109м) основні ускладнення, які зустрічаються, наступні: це поглинання бурового розчину та водопрояву при проходженні відкладень сеноману, попередження прихвату бурильного інструменту при проходженні через проникні пласти свердловини, осипу обвали в інтервалах. І основне завдання-це збереження колекторських властивостей продуктивних пластів.
При бурінні під експлуатаційну колону основні проблеми, які потрібно вирішувати, такі:
1) попередження осипів та обвалів відкладень березівської почту;
2) попередження поглинання розчину та водопроявів
3)попередження прихвату бурильного інструменту при проходженні через проникні пласти;
4) головна проблема – це забезпечити максимально можливий ступінь збереження колекторських властивостей, продуктивних пластів.
Буріння з-під кондуктора починається із промиванням вибоюбуровим розчином, обробленим хімічними реагентами (структуроутворювачі, розріджувачі тощо) з подальшим напрацюванням природного глинистого розчину за рахунок вибуреної породи.
Глинистий розчин для первинного розкриття нафтового пласта являє собою суспензію високоактивної бентонітової глини, з додаванням крейди, оброблену кальцинованою содою, мастильними добавками і ПАР, що має здатність знижувати поверхневе натяг фільтрату і гідрофобізувати поверхню порових каналів. Як понизитель фільтрації використовується КМЦ і уніфлок.
Перед розкриттям продуктивного пласта роблять заміщення глинистого бурового розчину на полімерний малоглинистий «Порофлок». Основні вимоги до бурового розчину на водній основі для первинного розкриття продуктивних пластів:
- репресія на пласт від гідростатичного тиску стовпа бурового розчину має бути мінімальною