Расчет промывочной жидкости для бурения скважины (стр. 3 из 4)

В интервале от 600 до 1100 м наблюдаются осыпи и обвалы.

Необходимо улучшить качество раствора за счет повышения его реологических параметров, а также необходимо уменьшить показатель фильтрации бурового раствора для исключения набухания глинистых пород.

1500-1820 м. Песчаник, аргелиты.

Осложнения: Коагуляция.

Для проходки данной пачки следует использовать промывочную жидкость, которая будет разжижать кальциевые глинистые растворы и препятствовать коагуляции.

2250-2530 м. Известняк.

Формирование требований к промывочным жидкостям и выбор их видов

Номера слоёв.	Интервал м.	Характеристики пород.	Рациональный тип промывочной жидкости.
1	2	3	4
1	0-200	Чередование глин, песка с галькой.	Полимерноглинястый растворГипан(к-4)КМЦ-350известь+ целлофановая крошка
2	2200-600	Глины песок.
3	600-1100	Чередование песка с галькой Глины песчанистые	Полимерноглинястый раствор
4	1100-1500	ДоломитыМергель.	Глинистый раствор обработанный защитными реагентами
5	1500-1820	Песчаник аргелиты
6	1820-2040	Песчаник с песком доломит
7	2040-2250	Песчаник аргиллит глина с галкой
8	2250-2530	Известняки	Раствор на углеводородной основе (ИБР)
9	2530-2550	Известняки	ИБР, после перебуривания интервала с нефтепрявлениями

Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров

Интервал 1 и 2 . (0 - 200 м), (200-600)

Породы сложены чередованием глин, песков с галькой. Поглощение к=10, обвалы.

Глина и песок. Набухание осыпи поглощение.

Для обеспечения бурения в данном интервале предусматриваем применение полимерглинистого раствора.

В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент - модификация гипана (к - 4), который позволяет при концентрации 0,4 - 0,5% снизить водоотдачу до Фзо ~ 4-6 см³ и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерглинистой корки закрепить песчаногалечные отложения.

Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 0,5 - 0,7 %.

Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся П.АА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперс-ную фракцию выбуренной породы .

Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывается известью в количестве 0,3% т.к. известь является источником катионов Са и процесс взаимодействия Са '' с горной породой сопровождается образованием кондексационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины. Для получения такой структуры в раствор вводятся лигносульфона-ты: ССБ - 3%, ОССБ - 1%. Выше перечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем и создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы. Наряду с этими свойствами разжижители способны снижать водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки. Возможно поглощение (к = 10). бурении в таких породах промывочная жидкость должна обладать улучшенными реологическими свойствами для исключения ее ухода в трещины. Кроме того, целесообразно при бурении таких пород вводить в состав жидкости наполнитель в виде целлофановой крошки для снижения интенсивности поглощения в сочетании с улучшенными реологическими свойствами.За счет полимерного реагента - ГПАА и целлофановой крошки. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты:

1. Модификация гипана (к-4) - 0,1%

2. Известь Са(ОН)₂ - 0,3%

3. Каустическая сода NaOH - 0,3%

4. Полиакриламид - ГПАА - 0,5%

5. КМЦ-350-0,7%

Целлофановая крошка -6-8%, целлофан пластинчатый. Размер хлопьев 13-19 мм

Технологические параметры глинистого полимерного раствора [1].

р - плотность - 1,08 г/см³.

Т - условная вязкость - 30 - 40 с.

Фзо - показатель фильтрации - 5 - 8 см за 30 мин.

Ɵ₁иƟ₁₀ - статическое напряжение сдвига - 30 дПа и 60 дПа.

Реологические параметры [3].

µ_n - пластическая вязкость - 0,006 Па-с.

τ₀- динамическое напряжение сдвига - 2,0 Па.

µ _э - эффективная вязкость

µ _э = 0,006 + 2/6 = 0,34 Па-с.

рН - показатель щелочности - 8,0 - 8,5.

Интервал 3. (от 600 до 1100)

Предусматриваем применение раствора того же что и в слое 1,2.

Чередование песка с галькой, глина песчанистая – обвалы, осыпи

При бурении в интервале 600 - 1100 дополнительно предусматриваем, что примерно с глубины 900 м. для исключения обвалов будем вводить баритовый утяжелитель. Барит BaSO₄ минерал белого цветар = 4,48 г/см³. Используем баритовый концентрат КБ - 1 [4]. Доведем плотность раствора при бурении в интервале 900 - 1100 м до 1,4 г/см³ при этом необходимо вести 600 - 700 кг утяжелителя на 1 м³ раствора при плотности баритового концентрата 4,2 г/см . Таким образом, в этом интервале плотность раствора составляет/) = 1,4 г/см , а другие технологические параметры остаются без изменения.

Интервал 4,5, 6 и 7. (1100 – 1500 , 1500 - 1820 , 1820-2040м и 2040-2250м)

Доломит, мергель, возможна коагуляция раствора.

Песчаники и аргиллиты.

Песчаник с песком,доломит.

Песчаник, аргелит, глина с галькой.

При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Са^ и Mg⁺⁺, поступающих из перебуриваемых доломитов и мергелей. Кроме того, глинистые включения в мергелях будет способствовать обогащению раствора глинистыми породами, что будет приводить к его загущению. Исходя из этого, необходимо катионы Са⁺² и Mg⁺² связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na₂CO3- Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного запущения раствора и снизит водоотдачу, затем СаСЬ, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам [1].

Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.

Бентонит - 30 - 50 кг/м³.

УЩР-20-30кг/м³.

ССБ -15 -25 кг/м³.

NaCOs-1,0-1,5 кг/м³.

СаС1₂ - 0,5 ~ 0,9 кг/м³.

Вода - остальное.

Параметры раствора:

р = 1,06 г/см³.

Т - 20 - 60 с.

Ɵ₁иƟ₁₀= 30дГТаи80дПа.

Фзо = 4-8 см³ за 30 мин.

µ_n= 0,006 Па-с.

τ₀= 2,0 Па.

µ _э = 0,34 Па-с.

рН = 8,5-9.

Интервал 8 и9. (2250 – 2530 и 2530-2550 м)

известняк. Нефтепроявления.

Главные требования к промывочной жидкости:

- соответствие состава раствора и пластовых флюидов

- равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Выбираем ИБР - известковобитумный раствор (безводный РУО) Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи.

ρ_р = к_а к_б ρ_в

где к_а - коэффициент стомальности

к_б - коэффициент безопасности = 1,05 ÷ 1,1

р_в - плотность пресной воды:

к_а =

= = 0,89 г/см³,

где: 0,01 - коэффициент, уравнивающий размерности: при g= 9,81 м/с , рв в

г/см³, и z в м.

Тогда

р_р = 0,89*1,08*1 = 0,96 г/см³

Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности р_р = 0,96 г/см.

Состав исходного (до аэрирования) ИБР (кг на 1 м³ раствора): [3]:

Дизельное топливо ДЛ-563.

Битум с температурой размягчения 120-155°С - 155.

Известь негашеная (СаО) - 310.

Сульфонал, НП-3 или НГТ-1 - 12.

Вода-60.

Технологические параметры ИБР [1]: р = 1,12 г/см³.

Т = 35-40с.

Фзо = 0.

Ɵ₁иƟ₁₀= 5 дПа и 15 дПа.

µ_n = 17 мПа-с.

τ₀=1,4 Па.

µ _э = 17 мПа-с.

к = 0.

ИБР с исходной плотностью 1,12 г/см³ подвергается аэрированию до получения плотности его в пределах 0,96 г/см³.

Интервал 9. (2250 - 2550 м)

Для добуривания скважины до проектной глубины исп-ем также ИБР, что и для пер-я интервала нефтепроявлений. Этот раствор аэрированию не подвергается.

Расчёты связанные с приготовлением промывочных жидкостей

№	Вид обсадной колонны	Глубина спуска обсадных колонн м.	Диаметр обсадной колонны (мм)		Диаметр долота в интервале (мм)
			Наружный	Внутренний
1	Направляющая	5	406.4	384.2	490
2	Кондуктор	400	273.1	255.3	349.2
3	Промежуточная	1105	193.7	177.7	244.5
4	Эксплуатационная	2530	127	111	161

1) Определяем объём бурового раствора для бурения под направляющую колонну

Где:

- Исходный объем бурового раствора.