Проект строительства скважины на Сарбайско-Мочалеевском месторождение с рассмотрением технологии очистки бурового раствора.

Долотная программа скважины Сарбайско-Мочалеевского месторождения
Долота Интервал бурения Проходка, м Предполагаемое время бурения, ч Мех. ск-ть Кол-во
рейсов Способ бурения Режим бурения
Размер, мм Тип долота от, м до, м Метров Часы м/час шт Ротор / ВЗД Момент на ВЗД, кН/м Нагрузка на долото, т Об/мин Ротор/
ВЗД
490 С-ЦВ 0 50 50 5,00 10,0 1,0 Ротор - В/И 60-90
Направление Итого: 50 5,00 10,0 1,0
393,7 TSD519M/SY5164/С-ЦГВУ 50 180 130 7,22 18,0 1,0 Ротор - 8-12 60-90
Кондуктор Итого: 130 7,22 18,0 1,0
295,3 TSD516M/TSD519M 180 710 530 35,33 15,0 2,0 ДРУ-240+
Ротор 10-17 8-14 ( до 22) 140+40
Кондуктор Итого: 530 35,33 15,0 2,0
215,9 TSD616M/TSD716MH/TSD816MH 710 1250 540 27,00 20,0 1,0 ДГР-172 +ротор 12-15,5 10-12 (16-18) 150+30-60 (60-80)
TSD616M/TSD716MH/TSD816MH 1250 1850 600 50,00 12,0 1,0 ДГР-172 +ротор 12-15,5 10-12 (16-18) 150+30-60 (60-80)
TSD516M/TSD616M 1850 2150 300 100,00 3,0 1,0 Ротор - 6-12 60-90
TSD616M/TSD716MH/TSD816MH 2150 2739 589 78,53 7,5 2,0 ДГР-172 +ротор 12-15,5 8-14 150+30-60 (60-80)
Эксплуатационная колонна Итого: 2029 255,53 7,9 5,0
Итого по скважине: 2739 303,09 9,0 9,0



2.4.2 Выбор забойных двигателей
В проектируемой скважине ведется бурение пород с известными механическими свойствами. Выбор ВЗД производится с учетом создания требуемого количества оборотов долота и создания необходимого момента на долоте.
Тип ВЗД необходимо подбирать так, чтобы выполнялись следующие условия:
а) диаметр корпуса турбобура должен быть меньше диаметра долота более чем на 10мм;
б) иметь расход жидкости, при номинальном режиме работы, близкий к подаче буровых насосов;
в) выдавать требуемую скорость вращения долота под нагрузкой;
г) развивать крутящий момент не менее величины Мр, необходимой для разрушения горной породы, т.е. Мг>Мр.
Выбор забойных двигателей производится на основании промысловых данных, а также из опыта бурения на Сарбайско-Мочалеевском месторождении.
При бурении под направление и кондуктор применяем роторный способ бурения, промывка осуществляется двумя насосами УНБ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм.
При бурении под промежуточную колонну применяют забойный двигатель ДРУ-240, промывка осуществляется двумя насосом УНБ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм.
При бурении под эксплуатационную колонну применяют забойный двигатель ДГР-172, промывка осуществляется одним насосом УНБ-600 с диаметром цилиндровых втулок 160 мм.
2.5 Выбор промывочной жидкости
Для бурения под направление используется бентонитовый буровой раствор.
Повышенная вязкость бурового раствора, в сочетании с максимально возможной подачей насоса, является основным механизмом очистки ствола скважины в данном верхнем интервале.
Для эффективной очистки скважины рекомендуется поддерживать ДНС на заданном уровне.
Размывы мягких пород могут затруднять очистку скважины. При необходимости можно использовать высоковязкие пачки для удаления выбуренной породы.
Следует приготовиться к увеличению вязкости раствора, если это потребуют условия в скважине.
Эффективность очистного оборудования в данном интервале принята 50% из-за высоких скоростей бурения.
Необходимо сохранить оставшийся полимер-бентонитовый раствор (около 40 м3) с данного интервала для использования его в качестве основы при бурении следующего интервала. При высоком содержании в растворе песка, выбуренной породы и т.п. следует разбавить, очистить и дообработать раствор перед началом бурения.
Основной проблемой при бурении кондуктора является сохранение стабильности ствола скважины, осыпи и обвалы стенок скважины, размывы стенок скважины. Для бурения данного интервала рекомендуется применение полимер-бентонитового раствора.
В качестве минерализатора водной фазы применяется хлорид натрия. Для предупреждения образования каверн содержание хлористого натрия доводят до насыщения, чем так же задается начальная плотность бурового раствора. В качестве структурообразователя применяется ПБМВ. для стабилизации суспензии используется PAC HV/LV, для снижения фильтрации Starch.
Для улучшения смазочных свойств бурового раствора используется Lube HQ.
Применение данного типа раствора минимизирует различные проблемы в данном интервале бурения путем:
• предупреждает образование каверн в солевых пропластках.
• обеспечения устойчивости ствола скважины, представленного глинистыми пропластками, за счет первичного ингибирования хлоридом натрия.
• создание ламинарного потока жидкости повышением реологических характеристик бурового раствора с целью повышения устойчивости стенок скважины.
Для предотвращения образования глинистых сальников на долоте и элементах КНБК рабочий буровой раствор обрабатывается детергентом FREE в концентрации 2-3кг/м3. Такая обработка позволяет снизить поверхностное натяжение, повысить смазывающую способность бурового раствора и уменьшить степень налипания глины.
Эффективность очистного оборудования в данном интервале принята 60% из-за высоких скоростей бурения.
Проблемы при бурении под промежуточную колонну: сохранение устойчивости ствола скважины, путем применения полимер-бентонитовой системы бурового раствора. В качестве утяжелителя кольматанта используется кислоторастворимый CC Coarse (мраморная крошка).
Для бурения данного интервала рекомендуется применение полимер-бентонитового бурового раствора.
Основой данного раствора является бентонит ПБМВ. В качестве дисперсионной среды применяется техническая пресная вода. Щелочность водной основы регулируется вводом каустической и кальцинированной соды, которая дополнительно является дисперсантом бентонита. Для стабилизации бентонитовой суспензии используется PAC LV/HV.
Бурение эксплуатационной колонны в интервале 710-1250 м проводится на технической воде, обработанной PHPA, так как это позволяют геологические условия.
При возникновении признаков недостаточной очистки ствола скважины проводить прокачки ВУР на основе PHPA. При дальнейшем бурении в интервале 1250-2739 м применяем Известково-гипсовый буровой раствор.
Гипсо-известковые буровые растворы относятся к числу саморегулирующихся ингибирующих систем. Их применяют при разбуривании неустойчивых глинистых отложений, склонных к осыпям, обвалам и набуханию.
Ингибирующее действие известковых растворов основано на двух основных процессах:
1. Переход в результате ионного обмена натриевых интенсивно набухающих глин разреза в кальциевые;
2. Необратимое поглощение извести, приводящее к модифицированию поверхности глинистых частиц раствора и породы.
Применение данного бурового раствора позволяет избежать проблем, связанных с изменением параметров бурового раствора ("подваривание", рост фильтрации, снижение уровня рН), при бурение пропластков ангидритов и гипсов.
Гипсо-известковые растворы относятся к числу саморегулирующихся ингибирующих систем, содержащих в качестве носителей ионов кальция гипс (сульфат кальция) и известь (гидрооксид кальция). Их применяют при разбуривании разрезов, содержащих набухающие, гидратированные глины и аргиллиты, склонные к осыпям и обвалам, а также при вскрытии заглинизированных продуктивных пластов.
Известь является коагулирующей и ингибирующей добавкой, механизм ингибирования которой связан с ионообменными процессами, происходящими на поверхности выбуренной породы (перевод более пластичных глин натриевого типа в менее гидратируемые кальциевые). Дополнительным поставщиком ионов кальция является гипс.
Ингибирующее действие его обусловлено не только ионами кальция, адсорбирующимися на глинах, но и наличием лигносульфонатного реагента Desco, который также подавляют набухание глин и ограничивают диссоциацию обменных катионов глинистых минералов.
Для улучшения смазочных свойств вводится смазывающая добавка Lube HQ.
2.5.1. Расчет параметров промывочной жидкости по интервалам бурения проектируемой скважины в зависимости от геологических условий
Таблицы 2.4.
Параметры бурового раствора в интервале 0-50 м
Плотность* кг/м3 1100
Условная вязкость сек. 60-75
Водоотдача см3 /30мин < 18
Содержание твердой фазы % < 6
рН 8,0-9,0
Содержание песка % < 1
(2.21)
От 0 до 50 м Рпл=0.5 мПа

Таблицы 2.5.
Параметры бурового раствора в интервале 50-180 м
Плотность* кг/м3 1100
Условная вязкость сек. 50-70
Водоотдача см3 /30мин < 12
Пластическая вязкость сПз 10-20
ДНС фнт/100фт2 12-20
СНС 10с/10 мин фнт/100фт2 5-10/8-18
рН 9-10,5
КТК град. до 3
Содержание твердой фазы % < 6
Толщина корки мм менее 1
Содержание песка % < 1
От 50 до 180 м Рпл=1,8 мПа

Нагнетательная скважина - скважина, используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления.
В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.
Нагнетательные скважины используются:
- при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;
- для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.
- при подземном хранении газа,
- разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.
Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др.
В устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых - спускают обсадную колонну (призабойную зону перфорируют).
Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости - применением пакеров.
Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин - приемистость скважины.
Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами и тд.

Система очистки бурового раствора!15.06.2017.защита прошла на 5