Расчет и выбор параметров промывочной жидкости при бурении горизонтальных скважин

Расчет  и выбор параметров промывочной  жидкости при бурении горизонтальных скважин

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).

 

Выбор и расчёт параметров промывочной  жидкости по интервалам скважины в  зависимости от геологических условий

Выбор плотности промывочной жидкости

• Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий в соответствии с п. 2.7.3.3 «Правил безопасности в НГП».
• Не допускается превышение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/см³ от установленной проектом.
• В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади.
• При вскрытии газоносного горизонта и дальнейшим углублением скважины должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
• Если объемное содержание газа в растворе превышает 5 %, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом и их устранению.
• Для контроля загазованности должны производиться замеры воздушной среды у ротора, блока приготовления раствора, вибросит и в насосном помещении, а при появлении загазованности приниматься меры по ее устранению.
• Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.
• Очистка бурового раствора от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины.
• Рецептура и методика приготовления, обработки, утяжеления и очистки бурового раствора контролируется лабораторией бурового предприятия на основании регламентов.
• На буровой должна быть мерная емкость для контролируемого долива скважины, оборудованная уровнемером. Геометрия емкости и шкала ее градуировки должны обеспечивать возможность сопоставления объема вытесняемого при спуске и доливаемого при подъеме бурильных труб из скважины.
• Объем циркуляционной системы зависит от класса БУ и согласно ГОСТ 16293-89 (СТСЭВ 2446-88) составляет не менее двух объемов скважины.

Выбор плотности при бурении  осуществляется из условия создания противодавления на пласт.

 

, кг/м³

 

где k – коэффициент превышения давления бурового раствора в скважине в зависимости от глубины;

P_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение силы тяжести, равное 9,81;

L_n – глубина залегания кровли пласта.

Интервал 0-790м

Плотность-1,16 г/см³

Вязкость- 55-60 с

Фильтрация-8-9 см³/30мин

СНС 1мин-15, 10мин-35 мг/см²

Интервал 790-932м

Плотность-1,08 г/см³

Вязкость- 18-20 с

Фильтрация-7-8 см³/30мин

СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см²

Интервал 932-1981м

Плотность-1,10 г/см³

Вязкость- 22-25 с.

Фильтрация-6-7 см³/30мин

СНС 1мин-8-10, 10мин-12-20 мг/см²

Интервал 1981-2114м

Плотность – 1,08 г/см³

Вязкость – 24-50 с.

Фильтрация – 3-5 см³/30мин

СНС 1мин - 5-10, 10мин – 10-20 мг/см²