Материал: Курсовая работа Проектирование рецептур буровых растворов

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

растворов при снижении удельного веса.

6.Кальцинированная сода применяется для обработки раствора после разбуривания цементного стакана в башмаке кондуктора, а также в качестве понизителя вязкости.

7.Графит серебристый применяется как профилактическая смазочная добавка к буровому раствору.

8.ФК-2000- смазывающая добавка многофункционального действия,

экологически чистая. Состоит из ПАВ на основе растительных масел.

Совместима со всеми химическими реагентами. Оптимальная добавка от 0,1

до 0,5%.

2.2 Обоснование выбора типа растворов

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-

химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой.

При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами.

Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средства на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.

Необходимо помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и в большей мере эффективность разрушение долотом. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило,

наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор выбирается так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора.

2.3 Обоснование параметров буровых растворов

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения,

высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое,

повышения буримости горных пород и т.д.

Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле

= П ПЛ , кг⁄м3, (2.1)

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

где Кп – коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;

Pпл – пластовое давление, Па;

g – ускорение свободного падения;

Н – глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления.

Рекомендуется принимать Кп = 1,1-1,15 при Н<1200 м (Р1,5 МПа); Кп

= 1,05-1,1 при Н=1200-2500 м (Р2,5 МПа); Кп = 1,04-1,07 при Н>2500 м

(Р3,5 МПа).

Для качественного вхождения в продуктивный пласт, необходимо произвести очистку бурового раствора от шлама, также произвести химическую обработку раствора до указанного ПФ.

С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов,

повышается интенсивность обвалообразоваиия в глинах, аргиллитах, сланцах,

увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнения.

2.4 Обоснование рецептур буровых растворов

Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном растворе. При бурении под направление для снижения ПФ и увеличении вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ и каустической содой.

При бурении под кондуктор проходят сквозь слой, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей,

поддержание низкой температуры, образование прочной фильтрационной корки, создание высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ,

ФК-2000, графит, каустическую соду, НТФ, КМЦ, КССБ, ФК-2000, СМАД.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы,

которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблемаэто сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Для поддержания необходимых значений показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ и КССБ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода или гидроксид калия для поддержания указанных регламентных рН.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3 Уточнение рецептур буровых растворов

3.1 Постановка задачи

Необходимость уточнения рецептуры бурового раствора связано с отсутствием данных по показателям качества компонентов на период его приготовления. Связь между регулируемым параметром раствора и содержанием реагента анализируется с помощью вероятностных методов, т.к.

зависимость конкретных значений выходного показателя от переменой величины Х (содержание реагента) имеет случайный вероятностный характер.

По существу, задача сводится к установлению влияния химических реагентов на основные параметры выбранной модели бурового раствора.

Планирование эксперимента предполагает создание линейной модели оптимального планового эксперимента и включает следующие основные этапы:

-разработка матрицы планирования эксперимента;

-выполнение экспериментов;

-обработка результатов опытов.

Требуется уточнить рецептуру бурового раствора для наиболее ответственного интервала бурения - для продуктивного пласта. Для этого исследуем влияние трех химических реагентов:DUO VIS, KEM PAS,Формиат

3.2 Показатели качества БПР

При использовании степенной жидкости характер её течения, профиль скоростей, поведение при различных скважинных условиях, стабильность меняются. Для получения модели БПР для конкретных условий бурения мы применяли совокупность следующих показателей.

Фильтрационные свойства. С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия