Файловый архив студентов. Файловый архив студентов.
1261 вуз, 4628 предмет.
/ Регистрация
FAQ Обратная связь Вопросы и предложения
Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Предмет:
[НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Файл:
3100 б Конитлор образец.doc
Скачиваний:
51
Добавлен:
15.11.2019
Размер:
2.15 Mб
Скачать
☆
►Содержание►

5 Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения

Выбор типа бурового раствора должен обеспечивать:

- соответствие свойств бурового раствора горно-техническим условиям, при которых сводятся к минимуму или исключаются нарушения устойчивости пород и другие осложнения процессов бурения, заканчивания и освоения скважин;

- повышение эффективности использования многокомпонентных и дорогостоящих систем бурового раствора;

- унификацию буровых растворов, применяемых в однотипных условиях.

Выбор типа бурового раствора производится на основе специальных классификаций горных пород, буровых растворов и материалов для приготовления и регулирования свойств. При выборе типа раствора также учитывается строение геологического разреза скважины и условия бурения на месторождении.

Одна из классификаций горных пород, основанная на литологическом строении и физико-химической активности их взаимодействия с буровыми растворами, предусматривает подразделение пород на восемь групп с учетом минерализации и температуры на забое.

При выборе типа раствора необходимо использовать последние достижения науки, результаты анализа материалов, собранных студентами при прохождении практики, инструкции, РД, рекомендации, разработанные отраслевыми и учебными институтами и т.д.

При анализе различных растворов выделяют основные функции, позволяющие исключить осложнения и достичь максимально-возможных технико-экономических показателей.

При этом должен учитываться тот факт, что рекомендуемый для массового бурения тип раствора должен быть экологически безвреден, устойчив к термомеханическим действиям и электролитным воздействиям, желательно с пониженным содержанием твердой фазы, экономически малозатратен.

Таким образом, при выборе типа раствора также следует учитывать минерализацию дисперсионной среды и вид преобладающего катиона, рН раствора, минимально возможное содержание глинистой активной фазы (учитывая сорт глинопорошка и требуемую плотность), пределы термо- и солестойкости реагентов, необходимость применения флокулянтов и ингибиторов, величину фильтрации (при вскрытии проницаемых коллекторов и неустойчивых глинистых пород), а также процессы осмотического массопереноса системы “скважина-пласт”.

Анализ существующих классификаций растворов показывает, что в однотипных условиях бурения возможно применение растворов различных типов. Поэтому в проекте предлагается выбирать и анализировать для каждого технологического интервала как минимум три типа раствора с учетом применяемого для массового бурения на данной площади или месторождения.

Особую задачу приходится решать при выборе типа раствора для разбуривания хемогенных и глинистых пород. Для бурения в глинистых породах рекомендуется выбирать тип раствора с учетом классификации глинистых пород по плотности, и их осмотической активности. При бурении в хемогенных породах, особенно в случаях их чередования с терригенными и гипссангидритовыми, необходимо учитывать снижение прочности хемогенных пород с ростом давления и температуры и увеличения их растворимости. Поэтому в этом случае рекомендуется выбирать раствор в зависимости от минералогического состава таких пород.

Интервал (0 – 30)м

1 тип: известковый раствор, содержащий бентонит, окзил, NaOH и извести Са(ОН)2.

2 тип: полимер-глинистый раствор. В его основу входят: Тulose CHR6M(регулятор вязкостно-фильтрационных свойств), естественно-наработанная суспензия.

3 тип: полимер-бентонитовый раствор. Состав: бентонит, кальц. сода, PAC R(натуральный целлюлозный полимер, обеспечивающий контроль за фильтрацией), каустич. сода, барит, вода.

Интервал (30 – 400)м

1 тип: известковый раствор, содержащий бентонит, окзил, NaOH и извести Са(ОН)2.

2 тип: полимер-глинистый раствор. В его основу входят: Тulose CHR6M(регулятор вязкостно-фильтрационных свойств), естественно-наработанная суспензия.

3 тип полимер-бентонитовый раствор. Состав: бентонит, кальц. сода, PAC R, каустич. сода, барит, вода.

Интервал (400 – 720)м

1 тип: хлоркальциевый раствор, состоящий из бентонита, КССБ, КМЦ-600, Ca(OH)2, CaCl, вода.

2 тип: полимер-глинистый раствор. В его основу входят: Тulose CHR6M, естественно-наработанная суспензия.

3 тип: хлоркалиевый полимерный раствор с Barotrol Plus. Состоит из KCl, Barazan D(загуститель), Dextrid D, Dextrid E, Pac L, каустическая соды, глютаральдегид 24%, Barotrol Plus, воды.

Интервал (720 – 950)м

1 тип хлоркалиевый раствор. Хлоркалиевый раствор готовят на основе бентонита, КМЦ, KOH, KCl.

2 тип: полимер-глинистый раствор. Содержит: Тulose CHR6M(регулятор вязкостно-фильтрационных свойств), естественно-наработанную суспензию.

3 тип: хлоркалиевый полимерный раствор с Barotrol Plus. Состоит из KCl, Barazan D, Dextrid D, Dextrid E, Pac L, каустической соды, глютаральдегид 24%, Barotrol Plus, воды.

Интервал (950 – 1750)м

1 тип: недиспергирующий раствор. Содержит бентонит, КМЦ, ГКЖ-11, воду.

2 тип: полимер-глинистый раствор. В его основу входят: Тulose CHR6M(регулятор вязкостно-фильтрационных свойств), естественно-наработанная суспензия.

3 тип: полимер-глинистый FLOXAN-L. Содержит: ПБМА(глинопорошок), ПАЦ-НВ, floxan(стабилизаторы), НТФ, ГКЖ-11(разжижители), биолуб(смазывающая добавка), вода.

Интервал (1750 – 2350)м

1 тип: гипсо-известковый раствор. Содержит бентонит, окзил, CaSO4*H2O, NaOH, Ca(OH)2, воду.

2 тип: полимер-глинистый раствор, содержащий бентонит, Alex CMC 75,

воду.

3 тип: полимер-глинистый POLYBENT-L, состоит из ПБМА, ПАЦ-НВ, НТФ(разжижитель)

Интервал (2350 – 2500)м

1 тип: гипсо-известковый раствор. Содержит бентонит, окзил, CaSO4*H2O, NaOH, Ca(OH)2, воду.

2 тип: полимер-глинистый раствор. В его основу входят: Тulose CHR6M, естественно-наработанная суспензия.

3 тип: полимер-глинистый раствор BENTOFLOC K-L, содержащий ПБМА, DF-FLOCK, биолуб, НТФ, КССБ, ГКЖ-11, воду.

Интервал (2500 – 2890)м

1 тип: малосиликатный раствор, состоит из бентонита, УЩР на водной основе.

2 тип: полимер-глинистый раствор . В его основу входят: бентонит, NaCl, CaCl­2, MgCl2, BW RHOOPOLR.

3 тип: полимер-глинистый раствор BIOFLOCK-P в состав которого входят такие реагенты как ПБМА, ПАЦ-НВ, POLYXAN, биолуб, НТФ, КССБ, ГКЖ-11, вода.

Интервал (2890 – 3100)м

1 тип: хлоркальциевый раствор, состоящий из бентонита, КССБ, КМЦ-600, Ca(OH)2, CaCl, вода.

2 тип: полимер-глинистый раствор . В его основу входят: бентонит, NaCl, BWLO-CEO, вода.

3 тип: полимер-глинистый раствор FLOXAN-S. В его состав входят ПБМА, FLOXAN, СК-полиэфирный, биолуб, НТФ, КССБ, ГКЖ-11, вода.

Разработанные НПО "Полибент" рецептуры полимер-глинистых буровых растворов предназначены для массового бурения эксплуатационных и разведочных скважин в условиях геологического разнообразия Западно-Сибирского нефтегазодобывающего региона. Эти растворы могут успешно применяться для бурения самых различных отложений, как высококоллоидальных и потенциально неустойчивых, так и в крепких устойчивых карбонатно-глинистых и других породах, а также для вскрытия продуктивных пластов. Полимер-глинистые буровые растворы семейств "FLOXAN-L"и "POLYBENT-L" на основе, соответственно, модифицированного крахмального реагента FLOXAN и полианионной целлюлозы (ПАЦ-НВ, ПАЦ-ВВ), и, при необходимости разжижения, НТФ и лигносульфонатов (окзил, КССБ) предназначены для бурения в достаточно устойчивых, грубодисперсных, слабо набухающих породах. В таких растворах полимеры полисахаридного ряда выполняют функцию стабилизаторов бурового раствора и флокулянтов частиц выбуренной породы. Полимер-глинистые растворы семейства "BENTOFLOCK-L" на основе полиакрилового реагента DF-FLOCK применяют для бурения в набухающих глинах и неустойчивых глинистых сланцах. Полиакриловый реагент DF-FLOCK обеспечивает при небольших расходах наиболее сильные стабилизирующие и флокулирующие свойства. Наконец, глинисто-биополимерный раствор "BIOFLOCK-L" характеризуется улучшенными фильтрационными, ингибирующими и выносящими характеристиками за счет использования в качестве дополнительного структурообразователя биополимерного реагента (POLYXAN). Такой раствор используется на завершающей стадии бурения под эксплуатационную колонну и наиболее эффективен при вскрытии продуктивных пластов. Термостойкость глинисто-полимерных растворов зависит от применяемых полимеров и варьируется от 120°C для растворов FLOXAN-L и POLYBENT-L и до 200°С для растворов BENTOFLOCK-L и BIOFLOCK-P (F).

Таблица 12 – Планируемые значения технологических параметров буровых растворов

Интервал

бурения по вертикали, м

Плотность,

по АБР-1, кг/м3

Условная

вязкость,

по ВБР-1, с

Пластическая вязкость, по ВСН-3, мПа·с

Эффективная вязкость, мПа·с

Динамическое напряжение сдвига, Па

от

до

1

2

3

4

5

6

7

0

30

1120÷1150

23÷24

9,5÷9,7

-

0,40÷0,42

30

400

1170÷1200

24÷25

10,9÷11,2

-

0,49÷0,51

400

720

1170÷1200

24÷25

10,9÷11,2

-

0,49÷0,51

720

950

1140÷1170

24÷25

10,2÷10,6

-

0,49÷0,50

950

1750

1130÷1160

23÷24

9,5÷9,8

-

0,41÷0,42

1750

2350

1090÷1120

22÷23

8,2÷8,4

-

0,33÷0,34

2350

2500

1090÷1120

22÷23

8,2÷8,4

-

0,33÷0,34

2500

2890

1080÷1110

22÷23

8,1÷8,4

-

0,32÷0,33

2890

3100

1080÷1110

22÷23

8,1÷8,4

-

0,32÷0,33

Продолжение таблицы 12

СНС, Па,

через мин

Водоотдача по ВМ-6, см3/30 мин

Толщина корки, мм

Содержание твердой фазы, %

рН

Минерализация, г/л

1

10

коллоидной

(активной части)

песка

всего

8

9

10

11

12

13

14

15

16

27÷28

38÷39

8

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

-

26÷27

37÷38

8

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

-

20÷21

28÷29

8

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

-

21÷22

29÷31

8

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

-

23÷24

32÷33

8

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

12,0-16,0

28÷29

39÷40

8,5

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

18,0-22,0

17÷18

26÷27

8,5

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

17,5-24,1

18÷19

25÷26

8,5

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

19,7-25,2

18÷19

26÷27

8,5

1÷1,5

-

1,5

1,5

8-10

19,7-25,2

Таблица 13 – Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (Вариант №1)

Интервал

бурения по вертикали, м

Название (тип) раствора

Плотность раствора, кг/м3

Название

компонента

Плотность компонента, кг/м3

Содержание вещества в товарном продукте, %

Влажность, %

Сорт

Содержание компонента в растворе, кг/м3

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

30

Известковый

1140÷1170

Бентонит

2150-2200

6-10

0

80-100

Окзил

-

-

-

25-30

NaOH

2020-2130

0

1

5-7

Ca(OH)2

2530

0,7

1

3,5-5

Вода

1000

-

-

920-940

30

400

Известковый

1170÷1200

Бентонит

2150-2200

6-10

0

80-100

Окзил

-

-

-

25-30

NaOH

2020-2130

0

1

5-7

Ca(OH)2

2530

0,7

1

3,5-5

Вода

1000

-

-

920-940

400

720

Хлоркальциевый

1170÷1200

Бентонит

2150-2200

6-10

0

100-120

КССБ

-

-

-

25-30

КМЦ-600

-

-

В

10-20

Ca(OH)2

2530

0,7

1

2-5

CaCl2

-

-

-

5-6,5

Вода

1000

-

-

900-920

Таблица 13 (продолжение)

720

950

Хлоркалиевый

1140÷1170

Бентонит

2150-2200

6-10

0

50-80

КССБ

-

-

-

30-50

КМЦ

-

-

-

3-5

KOH

-

-

-

3-6

KCl

-

-

-

30-50

Вода

1000

-

-

930-885

950

1750

Недиспергирующий

1130÷1160

Бентонит

2150-2200

6-10

0

50-60

КМЦ

-

-

-

1-2

ГКЖ-10

-

-

-

5-6

Вода

1000

-

-

975-965

1750

2350

Гипсоиз-вестковый

1090÷1120

Бентонит

2150-2200

6-10

0

80-100

Окзил

-

-

-

20-30

СaSO4*H2O

-

-

-

15-20

КМЦ-600

-

-

В

3-5

NaOH

2020-2130

0

1

3-5

Ca(OH)2

2530

0,7

1

1-3

Вода

1000

-

-

960-915

2350

2500

Гипсоизвестковый

1090÷1120

Бентонит

2150-2200

6-10

0

80-100

Окзил

-

-

-

20-30

СaSO4*H2O

-

-

-

15-20

КМЦ-600

-

-

В

3-5

NaOH

2020-2130

0

1

3-5

Ca(OH)2

2530

0,7

1

1-3

Вода

1000

-

-

960-915

2500

2890

Малосиликатный

1080÷1110

Бентонит

2150-2200

6-10

0

80-100

Na2SiO3

-

-

-

20-50

КМЦ

-

-

-

10-20

Вода

1000

-

-

950-890

2890

3100

Хлоркальциевый

1080÷1110

Бентонит

2150-2200

6-10

-

100-120

КССБ

-

-

-

25-30

КМЦ-600

-

-

В

10-20

Ca(OH)2

2530

0,7

1

2-5

CaCl2

-

-

-

5-6,5

Вода

1000

-

900-920

Таблица 13 (окончание)

Таблица 14 – Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (Вариант №2)

Интервал

бурения по вертикали, м

Название (тип) раствора

Плотность раствора, кг/м3

Название

компонента

Плотность компонента, кг/м3

Содержание вещества в товарном продукте, %

Влажность, %

Сорт

Содержание компонента в растворе, кг/м3

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

30

П-глинистый

1140÷1170

Tulose CHR6M

-

-

-

4-5

Естественно-наработанная глинистая суспензия

-

30

400

П-глинистый

1170÷1200

Tulose CHR6M

-

-

-

-

4-5

Естественно-наработанная глинистая суспензия

-

400

720

П-глинистый

1170÷1200

Tulose CHR6M

-

-

-

-

4-5

Естественно-наработанная глинистая суспензия

-

720

950

П-глинистый

1140÷1170

Tulose CHR6M

-

-

-

-

4-5

Естественно-наработанная глинистая суспензия

-

950

1750

П-глинистый

1130÷1160

Tulose CHR6M

-

-

-

-

4-5

Естественно-наработанная глинистая суспензия

-

1750

2350

П-глинистый

1090÷1120

Бентонит

2150-2200

5-16

6-10

0

63

Alex CMC 75

-

-

-

-

0,62

Вода

1000

-

-

-

-

2350

2500

П-глинистый

1090÷1120

Бентонит

2150-2200

5-16

6-10

0

50-60

Tulose CHR6M

-

-

-

-

15

NaCl

3100

-

-

-

30

Вода

1000

-

-

-

-

2500

2890

П-глинистый

1080÷1110

Бентонит

2150-2200

5-16

6-10

0

70

NaCl

3100

-

-

-

30

CaCl2

-

-

-

-

5

MgCl2

-

-

-

-

5

BW RHOOPOLR

-

-

-

-

10

Вода

1000

-

-

-

-

2890

3100

П-глинистый

1080÷1110

Бентонит

2150-2200

-

6-10

0

50-60

NaCl

3100

-

-

-

30

BWLO-CEO

-

-

-

-

15

Вода

1000

-

-

-

-

Таблица 15 – Результаты выбора материалов и химических реагентов для бурового раствора (Вариант №3)

Интервал

бурения по вертикали, м

Название (тип) раствора

Плотность раствора, кг/м3

Название

компонента

Плотность компонента, кг/м3

Содержание вещества в товарном продукте, %

Влажность, %

Сорт

Содержание компонента в растворе, кг/м3

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0

30

Полимер-бентонитовый

1140÷1170

Бентонит

2150-2200

5-16

6-10

0

45

Кальц. сода

-

-

-

-

0,7

PAC R

-

-

-

-

5

Каустич. сода

-

-

-

-

1,5

Барит

-

-

-

-

194

Вода

1000

-

-

-

30

400

Полимер-бентонитовый

1170÷1200

Бентонит

2150-2200

5-16

-

-

45

Кальц. сода

-

0,7

PAC R

5

Каустич. сода

1,5

Барит

194

Вода

1000

-

400

720

Хлоркалиевый полимерный раствор с BAROTROL PLUS

1170÷1200

KCl

-

-

-

-

50

Barazan D

-

-

-

-

2,8

Dextrid E

-

-

-

-

8

PAC L

-

-

-

-

2

Каустич. сода

-

-

-

-

0,8

Глютаральдегид. 24%

-

-

-

-

0,5

BAROTROL PLUS

-

-

-

-

5

Вода

1000

-

-

-

-

Таблица 15 (продолжение)

720

950

Хлоркалиевый полимерный раствор с BAROTROL PLUS

1140÷1170

KCl

-

-

-

-

50

Barazan D

-

-

-

-

2,8

Dextrid E

-

-

-

-

8

PAC L

-

-

-

-

2

Каустич. сода

-

-

-

-

0,8

Глютаральдегид. 24%

-

-

-

-

0,5

BAROTROL PLUS

-

-

-

-

5

Вода

1000

-

-

-

-

950

1750

Полимер-глинистый

FLOXAN-L

1130÷1160

ПБМА

-

-

-

-

50-70

ПАЦ-НВ

-

-

-

-

2,8

FLOXAN

-

-

-

-

8 - 12

НТФ

-

-

-

-

0,05-0,15

ГКЖ-11

-

-

-

1,5 - 2,0

Смазка БИОЛУБ

-

-

-

-

1 - 1,5

Вода

1000

-

-

-

-

1750

2350

Полимер-глинистый

POLYBENT-L

1090÷1120

ПБМА

-

-

-

-

40-60

ПАЦ-НВ

-

-

-

-

3,5 - 4,5

НТФ

-

-

-

-

0,05-0,15

КССБ

-

-

-

-

6 - 9

ГКЖ-11

-

-

-

-

1,5 - 2,0

Смазка БИОЛУБ

1 - 1,5

Вода

-

-

-

-

-

2350

2500

Полимер-глинистый

BENTOFLOCK-L

1090÷1120

ПБМА

-

-

-

-

20-30

DF-FLOCK

-

-

-

-

3,0 - 4,0

Смазка БИОЛУБ

-

-

-

-

1 - 1,5

НТФ

-

-

-

-

0,01-0,05

КССБ

-

-

-

-

6 - 9

ГКЖ-11

-

-

-

-

1,5 - 2,0

Вода

1000

-

-

-

-

Таблица 15 (окончание)

2500

2890

Полимер-глинистый

BIOFLOCK-P

1080÷1110

ПБМА

-

-

-

-

20-40

ПАЦ-НВ

-

-

-

-

3,5 - 4,5

Биополимер POLYXAN

-

-

-

-

0,2 - 1,5

Смазка БИОЛУБ

-

-

-

-

1 - 1,5

НТФ

-

-

-

-

0,01-0,05

КССБ

-

-

-

-

6 - 9

ГКЖ-11

-

-

-

-

1,5 - 2,0

Вода

1000

-

-

-

-

2890

3100

Полимер-глинистый

FLOXAN-S

1080÷1110

ПБМА

-

-

-

-

30-35

FLOXAN

-

-

-

-

8 - 12

СК-полиэфирный

-

-

-

-

15 - 20

Смазка БИОЛУБ

-

-

-

-

1 - 1,5

НТФ

-

-

-

-

0,05-0,15

КССБ

-

-

-

-

6 - 9

ГКЖ-11

-

-

-

-

1,5 - 2,0

Вода

1000

-

-

-

-

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Помощь Обратная связь Вопросы и предложения Пользовательское соглашение Политика конфиденциальности