Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

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 кг/м3

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 3147 м будет принята равной ρПЖ = 2,1·103 кг/м3.

Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Определяется условная вязкость по формуле 2.42

 

УВ=21·ρПЖ·10-3 (2.42)

 

Тогда для бурового раствора плотностью ρПЖ =1,1·103 кг/м3 условная вязкость будет равна:

УВ=21·1,1·103 ·10-3 = 23 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1660 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять:

УВ=21·1,12·103 ·10-3 = 23,5 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1950 м плотностью 1,14·103 кг/м3 будет составлять:

УВ=21·1,14·103 ·10-3 = 24 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2539 м плотностью 1,8·103 кг/м3 будет составлять:

УВ=21·1,8·103 ·10-3 = 38 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2846 м плотностью 2,1·103 кг/м3 будет составлять:

УВ=21·2,0·103 ·10-3 = 42 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 3147 м плотностью 1,12·103 кг/м3 будет составлять:

УВ=21·2,1·103 ·10-3 = 44 с

Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в окружающую среду. Определить величину фильтрации можно по формуле 2.43:

 

Ф = (6·103/ρПЖ)+3 (2.43)

 

где Ф - фильтрация, см3/30мин

Тогда определим фильтрацию для каждой рассчитанной плотности бурового раствора в соответствующих интервалах бурения.

- для раствора плотностью 1,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,1·103)+3=7,5 см3/30мин;

- для раствора плотностью 1,12·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,12·103)+3 = 8,3 см3/30мин;

- для раствора плотностью 1,14·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,14·103)+3 = 8,4 см3/30мин;

- для раствора плотностью 1,8·103 кг/м3 Ф = (6·103/1,8·103)+3 = 6,3 см3/30мин;

- для раствора плотностью 2,0·103 кг/м3 Ф = (6·103/2,0·103)+3 = 6 см3/30мин;

- для раствора плотностью 2,1·103 кг/м3 Ф = (6·103/2,1·103)+3 = 5,8 см3/30мин.

Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Способность раствора образовывать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 1 минуту определяется по формуле 2.44 [12]:

 

СНС1= 5·(2-е-110d)·d·(ρП-ρПЖ) (2.44)

 

где d – диаметр частицы породы, м;

ρП – плотность горных пород, кг/м3;

ρПЖ – плотность промывочной жидкости, кг/м3.

Статическое напряжение сдвига, измеренное через 10 минут определяется по формуле 2.45 [12]:

 

СНС10 = СНС1·КТ (2.45)

 

где КТ – коэффициент тиксотропии, в идеальном случае КТ = 1, для практических расчетов примем КТ = 1,5.

Определим СНС1 и СНС10 по формулам 2.44 и 2.45 соответственно для каждой плотности бурового раствора.

- для промывочной жидкости плотностью 1,1·103 кг/м3

СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1100)= 21,13 дПа;

СНС10 = 21,13·1,5=31,7 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 1,12·103 кг/м3

СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1120)= 20,75 дПа;

СНС10 = 20,75·1,5=30,7 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 1,14·103 кг/м3

СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1140)= 20,36 дПа;

СНС10 = 20,36·1,5=30,5 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 1,8·103 кг/м3

СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-1800)= 7,7 дПа;

СНС10 = 7,7·1,5=11,5 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 2,0·103 кг/м3

СНС1= 5·(2-2,718-110·0,003)·0,003·(2200-2000)= 4,85 дПа;

СНС10 = 4,85·1,5=7,3 дПа.

- для промывочной жидкости плотностью 2,1·103 кг/м3

СНС1= 5·(2-2,718--110·0,003)·0,003·(2200-2100)= 3,4 дПа;

СНС10 = 3,4·1,5=5,1 дПа.

Уровень рН по всем интервалам принимается равный 8,5, т.к. применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН=8,5¸9,5. Содержание песка не должно превышать 2 % и регулируется путем замены сеток на вибросите и насадок на пескоотделителе.

Исходя из расчетных данных, а также из опыта бурения скважин на месторождениях Краснодарского края принимаем следующие параметры бурового раствора по интервалам бурения (таблица 2.8).

 

Таблица 2.8 – Параметры бурового раствора

Интервал, м		Плотность, кг/м3	СНС, дПа		УВ, с	Фильтрация, см3/30мин	рН	П, %
от	до		за 1 мин	за 10 мин
0 1027 1660 1950 2539 2846	1027 1660 1950 2539 2846 3147	1,1·103 1,12·103 1,14·103 1,8·103 2,0·103 2,1·103	20-25 20-25 20-25 5-10 5-10 5-10	30-40 30-40 30-40 8-15 8-15 8-15	20-25 20-25 20-25 35-40 35-40 35-40	7-8 7-8 7-8 5-6 5-6 5-6	8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5 8,5¸9,5	<5 1-2 1-2 1-2 1-2 1-2

 

Контроль параметров бурового раствора осуществляется c использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1.

В систему очистки бурового раствора включены вибросито СВ1ЛМ; пескоотделитель ПГ 60/300 и илоотделитель ИГ-45М производства ОАО НПО “Бурение”; центрифуга с плавным регулированием частоты вращения ротора УОБР-1.С целью удаления газа из газированного раствора предусматривается включение в состав системы очистки дегазатора ДВС III Каскад-40 производства ОАО НПО “Бурение”, а также установка по обезвоживанию бурового раствора “Kem-tron”.

Для приготовления и поддержания необходимых свойств бурового раствора используются следующие материалы и химические реагенты.

 

Таблица 2.9 – Сведения об используемых материалах

Наименование материала	Нормативный документ	Функция материала, реагента
		первичная	вторичная
Бентонитовый глинопорошок	ТУ 39-01-08-658-81 ОСТ 39-202-86	Структурообразователь
Утяжелитель баритовый	ГОСТ 4682-84	Повышение плотности
КМЦ, Камцел	ТУ 2231-002-50277563-200	Понизитель фильтрации	Стабилизатор
Окзил	ТУ 17-06-324-97	Понизитель вязкости
АМСР-3, (Петросил П-2М)	ТУ 2257-004-39743384-03	Гидрофобизатор, регулятор структурно-реологических свойств	Ингибитор
НТФ	ТУ 6-09-5283-86	Понзитель вязкости, повышение солестойкости	Ингибитор
Смазочная добавка ФК-1	ТУ 39-00147001-164-97	Улучшение ингибирующих и смазочных свойств	Понизитель межфазного натяжения
Кальцинированная сода	ГОСТ 5100-85	Связывание ионов кальция
БД-2	ТУ 39-1596-93	Бактерицид
Каустическая сода	ГОСТ 6-01-1306-85	Регулирование pH
ТБФ	ТУ 6-02-13-24-83	Пеногаситель

 

2.3.7 Расчёт необходимого  расхода бурового раствора

Расход промывочной жидкости должен обеспечить: