Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения вЮжно-Тургайской НГО, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV — высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан — относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) — фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК — 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД — 515 — гармоничная сочетающуюся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 — 1200 метров на 10 — 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 — 2500 м на 7 — 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 1200 — 1850 м на 7 — 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл · Н МПа, (2.25).

где grad Рпл — градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н — глубина интервала, м. Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

q_БР=Рпл/g· Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g· Н Н/см³, (2.26).

где g — ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1…1,5 — необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110· d)) · d· (q_П-q_БР) дПа, (2.27).

где d — диаметр частицы шлама, м;

q_П — удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС₁ > (d· (q_П-q_БР) · g·К) /6 дПа, (2.28).

где Ккоэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации НИИ нефти определяется как:

УВ< 21· q_БР· 10^-4сек. (2.29).

Показатель водоотдачи по рекомендации НИИ нефти определяется как:

Ф< (6· 10⁴/ q_БР) +3 см³/30 мин. (2.30).

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 — 500 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26) составит:

q_БР=0,01· 500 /9,8· 500+ (0,1…0,15) · 0,01· 600 /9,8· 600=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18· 10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 — 500 м, имея q_П=2,4· 10⁴ Н/см³ и d =8· 10^-3м, по (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110· 5·10^-3)) · 8·10^-3 · (2,4−1,18) · 10⁴=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 — 500 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (8· 10^-3 · (2,4−1,18) · 10⁴·9,8·1,5) /6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 — 500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21· 1,18·10⁴ · 10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 — 500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6· 10⁴/ 1,18· 10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 — 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01· 1200 /9,8· 1200+ (0,1…1,5) · 0,01· 1200 /9,8· 1200=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 500 — 1200 м равный 1,12· 10⁴ Н/см^3, так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 — 1850 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01· 1200 /9,8· 1850+ (0,1…0,07) · 0,01· 1200 /9,8· 1850=1,09…1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 — 1850 м равный 1,12· 10⁴ Н/см^3, так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 — 1850 м при q_П=2,4· 10⁴ Н/см³ и d =3· 10^-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110· 5·10^-3)) · 3·10^-3 · (2,4−1,12) · 10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 — 1850 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3· 10^-3 · (2,4−1,12) · 10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 — 1850 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21· 1,12·10⁴ · 10^-4=24сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 500 — 1850 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6· 10⁴/ 1,12· 10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1850 — 2760 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0102· 2760/9,8·2760+.

(0,04…0,07) · 0,0101·2760/9,8·2760=1,08…1,1·10⁴ Н/см³.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08· 10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 — 2760 м, имея q_П=2,4· 10⁴ Н/см³ и d =3· 10^-3м;, по формуле (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110· 5·10^-3)) · 3·10^-3 · (2,4−1,08) · 10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 — 2760 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3· 10^-3 · (2,4−1,08) · 10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 — 2760 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21· 1,08·10⁴ · 10^-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1850 — 2760 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6· 10⁴/ 1,08· 10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см³/30 мин.

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.7.

Таблица 2.7 Параметры бурового раствора на интервалах бурения.