Навигация
Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения
26249
знаков
3
таблицы
0
изображений
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
- импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низкой пластической вязкости раствора, низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 и предельного динамического напряжения сдвига с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием наработанной твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС и ДНС регулируются типом и концентрацией реагента структурообразователя и реагента понизителя вязкости наряду с регулированием содержания твёрдой фазы;
- раствор должен иметь низкую фильтратоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;
- фильтрат раствора должен иметь низкое поверхностное натяжение на границе с пластовой нефтью и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов нефтяного пласта;
- время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью нефтяного пласта, должно быть как можно меньше.
При бурении интервала 1981-2114 используется малоглинистый буровой раствор «Порофлок» с кислорастворимым утяжелителем, обработанный полисахаридами и ПАВ-гидрофобизатором и понизителем поверхностного натяжения фильтрата, отвечает практически всем требованиям, которые предъявляются к буровым растворам для первичного вскрытия продуктивных пластов с сохранением их фильтрационно-емкостных свойств.
Процесс замещения раствора в скважине должен производиться непрерывно до выхода раствора «Порофлок» на устье. Далее, после освобождения и чистки от глинистого раствора емкостей, входящих в циркуляционную систему, продолжить бурение на растворе «Порофлок».
В процессе бурения контролируются свойства раствора. При необходимости производят обработку раствора понизителями водоотдачи. Для этого в буровой раствор добавляют унифлок или КМЦ в виде водных растворов.
В процессе бурения скважины в продуктивном интервале используют трехступенчатую систему очистки бурового раствора, отключая центрифуги, чтобы избежать удаления из раствора частиц мела.
Отработанный полимерный раствор откачивают в дополнительные емкости для повторного использования при вскрытии продуктивных пластов в следующих скважинах куста и для бурения скважины под кондуктор.
В состав раствора входят:
- в качестве загустителей и понизителей фильтрации водорастворимые полимеры Унифлок и карбоксиметилцеллюлоза;
- в качестве структурообразователя – бентонит;
в качестве утяжелителя и кислоторастворимого кольматанта - мел. Для стабилизации и снижения водоотдачи в раствор дополнительно вводится КССБ. Регулирование рН и связывание ионов кальция осуществляется добавками кальцинированной соды. При необходимости для пеногашения используется пеногаситель. Приготовление раствора «Порофлок» начинают за двое суток до вскрытия продуктивного пласта, с тем, чтобы к началу вскрытия пластов необходимый его объем с требуемыми свойствами был готов к использованию. Удельное электрическое сопротивление раствора равно 0,6-1,4 Ом . м, что меньше удельного электрического сопротивления глинистого раствора (1,0-2,8 Ом . м).
Похожие работы
... в буровой раствор в процессе бурения; - два вибросита со сменными сетками; - илоотделители и пескоотделители; - лопастные перемешиватели, применяемые для предупреждения осаждения на дно емкости дисперсной фазы. 1.6 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные) Таблица 9 Расход бурового раствора по интервалам бурения Интервал, м Расход, м3/с 0-30 30-710 ...
... 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 ...
... устья и дна моря вокруг консервируемой скважины с целью обнаружения навигаци-онных опасностей и составить акт водолазного осмотра устья сква-жины, после чего снять буровую установку с точки бурения. При временной консервации скважины, в открытом стволе ко-торой отсутствуют газонефтеводонасыщенные объекты, необходимо: -- заполнить интервал открытого ствола скважины КСЖ, па-раметры которой ...
... - 78 % Трубы всех типов исполнения, имеют длины: 1 группа - от 5,5 до 8,5 м 2 группа - свыше 8,5 до 10 м. 3.2 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН» Для депарафинизации скважин в НГДУ “ ЛН” применяют различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики приведены ниже. Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин ...
0 комментариев