Введение
Промывочные растворы выполняют ряд функций, которые определяют успешность, скорость бурения, а также ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Поэтому роль промывочной жидкости очень велика, особенно для глубокого и сверхглубокого бурения, которое распространено в нашей стране. Функции промывочной жидкости:
· Разрушать забой;
· Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность;
· Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов;
· Предупреждать обвалы стенок скважины;
· Сбрасывать шлам;
· Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование.
Задача курсовой работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований:
1) снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;
2) снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;
3) предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;
4) доступность и технологическая эффективность химреагентов;
5) экономически приемлемая стоимость бурового раствора.
Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважины.
1. Геологический раздел
1.1 Литологическая характеристика разреза скважины
| Интервал, м | Краткое описание горной породы | |
| От (верх) | До (низ) | |
| 0 | 40 | Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, глины, супеси, присутствуют остатки растительности. |
| 40 | 221 | Алевриты, пески кварцевые с включениями зерен глауконита, глины. |
| 221 | 429 | Глины серые с различными оттенками (зеленоватым, желтым, голубым, шоколадным) и алевролиты. |
| 429 | 731 | Глины серые. |
| 771 | 809 | В верхней части преобладание глин. Нижняя часть из песчано-алевритового материала, пески и алевриты светло-серые, светло-мелкозернистые, кварц-полевошпатовые с прослоями глин |
| 809 | 932 | Глины светло-серые листованные, плотные, слюдистые, переходящие вниз по разрезу в опоковидные вплоть до опок. Отмечается присутствие зерен глауконита. |
| 932 | 1094 | Глины зеленовато-серые, до черных, слабоалевритистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевритов, присутствуют углефицированные растительные остатки. |
| 1094 | 1122 | Глины серые, известковистые, алевритистые с прослоями алевритов и мергелей. |
| 1122 | 1967 | В верхней части преобладают песчаники. В нижней - глины серые, слюдистые, в разной степени алевритистые, местами опоковидные. Встречаются зерна глауконита, сидерит. |
| 1967 | 2031 | Глины темно-серые до черных, плотные, массивные, однородные, тонкоотмученные. |
| 2031 | 2114 | Неравномерное переслаивание темно-серых слюдистых глин, серых мелко среднезернистых кварцевых песчаников и тонкослоистых слюдистых алевролитов, присутствует растительный детрит. Нижняя часть состоит из глин. |
Возможные осложнения
| Стратиграфическоеподразделение | Интервал по стволу, м | Вид (название осложнения) | Условия Возникновения | |
| от | до | |||
| Четверт. отложения | 0 | 40 | Поглощениябурового раствора | Увеличение репрессии на нефтеводоносные пласты, отклонения параметров бурового раствора от проектных |
| Верхний палеоген | 40 | 221 | ||
| Тавдинская свита | 221 | 429 | ||
| Талицкая свита | 731 | 809 | ||
| Ганькинская свита | 809 | 932 | ||
| Березовская свита | 932 | 1094 | Осыпи, обвалы | Создание депрессии, отклонения параметров бурового раствора от проектных |
| Покурская свита | 1122 | 1967 | Водопроявления | |
| Алымская свита | 1967 | 1981 | Нефтепроявления | Возникновение депрессии на продуктивные пласты |
| Ванденская свита | 1981 | 2114 | ||
Конструкция скважины
Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины: Направление. Бурение производится долотом диаметром 393,7м. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м для крепления устья скважины и предотвращения размыва и осыпания современных образований. Цементируется до устья. Марка цемента ПЦТ1-50, удельный вес цементного раствора 1,85 г/см3. Кондуктор. Бурение производится долотом диаметром 295,3м. Кондуктор диаметром 245 мм спускается до глубины 790м с целью обеспечения надежного перекрытия неустойчивых, склонных к обвалообразованию пород. Ввиду возможных нефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Глубина спуска кондуктора, рассчитана из условия предотвращения разрыва горных пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Цементируется раствором портландцемента удельным весом 1,85±3 г/см3 . Эксплуатационная колонна. Бурение производится долотом диаметром 215,9м. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается до глубины 2109 м. (по стволу). Назначение эксплуатационной колонны – крепление стенок скважины, разобщение проницаемых горизонтов и проведение опробования пластов в запроектированных интервалах, высота подъема цементного раствора с перекрытием не менее на 150м выше башмака кондуктора. Цементируется лёгким цементом ПЦТ1-50 удельным весом 1,225±25. 324 245 146
1.2 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения
Глинистый раствор обеспечивает:
1) закрепление стенок скважины в результате образования тонкой глинистой корки
2) предупреждение оседания шлама на забой при прекращении циркуляции
3) устранение потерь циркуляции в пористых и трещиноватых породах.
К недостаткам глинистых растворов можно отнести их неустойчивость к воздействию электролитов содержащихся в пластовой воде и воде, на которой приготовлен раствор, а также частиц разбуриваемых пород. Бурение под направление(50м) начинается на свежеприготовленном глинистом растворе. Предусматривается бурение под направление на растворе, оставшемся от бурения предыдущей скважины. При бурении под направление для снижения фильтратоотдачи и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ, Унифлок и Каустической содой.
При бурении под кондуктор(50-790м) проходят сквозь, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение расцепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора при относительно невысокой скорости восходящего потока. Данные задачи решаются с использованием глинистых буровых растворов с высоким содержанием активной глинистой фазы, высокоэффективных полимеров – структурообразователей, и применением химических реагентов флоккулирующей направленности, поддержанием низкой температуры. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами.
При бурении под кондуктор в Западной Сибири для обработки бурового раствора применяют КМЦ и высокомолекулярные синтетические акриловые полимеры (гипан, унифлок, и др.). Поскольку акриловые полимеры, ингибируют буровой раствор и глинистые отложения разреза, благодаря чему обеспечивают ровный ствол скважины и бурение без осложнений. КМЦ является основным реагентом для поддержания низкой водоотдачи раствора и обеспечения тонкой корки. С помощью каустической соды здесь поддерживается нужный уровень рН.
При бурении под эксплуатационную колонну(790-2109м) основные осложнения, которые встречаются, следующие: это поглощения бурового раствора и водопроявления при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты скважины, осыпи обвалы в интервалах Березовской – Алымской свит. И основная задача-это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие:
1) предупреждение осыпей и обвалов отложений березовской свиты;
2) предупреждение поглощения раствора и водопроявлений
3)предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты;
4) главная проблема - это обеспечить максимально возможную степень сохранения коллекторских свойств, продуктивных пластов.
Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя буровым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.) с последующей наработкой естественного глинистого раствора за счет выбуренной породы.
Глинистый раствор для первичного вскрытия нефтяного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками и ПАВ, обладающим способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и унифлок.
Перед вскрытием продуктивного пласта производят замещение глинистого бурового раствора на малоглинистый полимерный «Порофлок». Основные требования к буровому раствору на водной основе для первичного вскрытия продуктивных пластов, следующие:
- репрессия на пласт от гидростатического давления столба бурового раствора должна быть минимальной