Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
>
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 ?; показатель фильтрации за 30 мин Ф30; толщина фильтрационной корки t; пластическая вязкость ?п; динамическое напряжение сдвига ?0; эффективная вязкость ?э; 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:
1015 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;
510 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
410 % 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=0,110,2103=1020 кг/м3
Тогда плотность бурового раствора определяется по формуле 2.41:
?ПЖ = (PПЛ+PР)/(0,1L) (2.41)
где PПЛ - пластовое давление, Па;
PР - величина превышения гидростатического давления над пластовым, Па
Таким образом, плотность бурового раствора будет составлять:
?ПЖ = (10,2103+1020)/(0,11027) =1,1103 кг/м3
С учётом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на площади Северо-Прибрежная, плотность бурового раствора принимаем равной 1,1103 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=0,0817,3103=1384 кг/м3
?ПЖ = (17,3103+1384)/(0,11660) =1,12103 кг/м3
Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 1660 м будет принята равной ?ПЖ = 1,12103 кг/м3.
Рассчитаем плотность промывочной жидкости в интервале бурения 1660-1950 м по формулам, использованным выше:
PP=0,0820,5103=1640 кг/м3
?ПЖ = (20,5103+1640)/(0,11950) =1,14103 кг/м3
Принимаем плотность бурового раствора, равной 1,14103 кг/м3.
Ана