Главная Учебники - Геология Лекции (геология) - часть 1
|
1. Исходные данные для проектирования
№
Наименование
параметров
Значение
Глубина бурения скважины L м ротор 1806 турб. 900 Lk м ротор 1750 турб. 845 ВЗД 1705 Пластовое давление Pпл мПа ротор 17,5 турб. 10,1 ВЗД 17,0 Глубина залегания подошвы пласта Ln м ротор 1718 турб. 740 ВЗД 1615 Давление гидроразрыва Рг мПа ротор 35,0 турб. 20,1 ВЗД 34,4 Свойства промывочной жидкости а) плотность б) динамическое напряжение в) пластическая вязкость Ρ τ0 ή кг/м Па Па*с ротор 1090 турб. ВЗД 1020 Ротор 8 турб. - ВЗД - Ротор 0,007 Размер наземной обвязки а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы мм мм мм 140 102 80 85 Uk м/с ротор турб. 0,48 ВЗД 215,9С3-ГАУ В скважине 1проходка на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 h
g1 h
g2 h
g3 h
g4 hg5
h
g6 h
g7 h
g8 h
g9 м 70 В скважине 1 время бурения долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 t
1 t
2 t
3 t
4 t
5 t
6 t
7 t
8 t
9 ч ч 46 215,9МС3-ГАУ В скважине 2 проходка на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 h
g1 h
g2 h
g3 h
g4 hg5
h
g6 h
g7 h
g8 h
g9 м 91 Время бурения в скважине 2 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 t
1 t
2 t
3 t
4 t
5 t
6 t
7 t
8 t
9 ч 52 Частота вращения об/мин ротор 60 турб. 450 ВЗД 90 18.
Py кН Ротор турб. 200 ВЗД Подача жидкости Qo м/с Ротор 0,020 турб. 0,040 ВЗД 0,035 d
н м ротор турб. 0,127 ВЗД 2. Общие сведения о районе буровых работ
Данное месторождение расположено в Альметьевском районе. Рельеф местности равнинный и холмистый. Характерной особенностью климата является сильно выраженная континентальность: суровая, холодная зима с сильными осадками и ветрами( толщина снежного покрова 50-100 см, наибольшая скорость ветра 15-22 м\с), жаркое лето, неравномерное выпадение осадков. Средняя температура: наибольшая летняя +30+35 С, зимняя наименьшая -40-45 С. По растительному покровы площадь относиться к лесостепной зоне. Кроме основного полезного ископаемого-нефти, в районе Ромашкинского месторождения иметься минеральное сырье: известняки, доломиты, сланцы, суглинки, гипсы. Скважина проектируемая на Ромашкинском месторождении - эксплутационная. Проектный горизонт – пашийский. Проектная глубина – 1806 м. Таблица 1.1
Сведения о районе буровых работ
Температура воздуха, 0
С - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя -1,9 +3 +30 +35 -40 -45 Таблица 1.2
Сведения о площадке строительства буровой
Толщина, см: - снежного покрова; - почвенного слоя 50-100 25-30 Таблица 1.3
Источник и характеристики водо- и энергоснабжения и связи
Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки с выходом на шоссейные дороги федерального значения. По ним же могут осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями г.г. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами. Буровые работы будут производиться силами филиала ОАО «Татнефть-Бурение» Альметьевским УБР, база которого расположена в городе Альметьевск. Транспортировка грузов и персонала бригад будет осуществляться вахтовым транспортом. Снабжение проектируемой скважины технической водой будет производиться через водопровод длинной 300 м. энергоснабжение проектируемой скважины будет осуществляться от ЛЭП 3-х проводной. 3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее будущее
3
.1 2006 год
Коллектив Альметьевского УБР с поставленными на 2006 год задачами успешно справился. Осуществлялось бурение для 19 заказчиков. Освоено более 1,6 млрд.руб. капитальных вложений. По объемам бурения наш коллектив занял лидирующее положение среди других УБР. Силами Альметьевского УБР было пробурено 238,1 тыс.метров горных пород, что на 0,5% выше запланированного. Сдано в эксплуатацию 177 скважин, выполнение плана по сдаче составило 102,9%. В среднем за год количество буровых бригад в работе по традиционному бурению составило 16,4. средняя выработка на одну буровую бригаду выросла на 1,5% против прошлогодней и составила 14372м, а максимальная проходка в бригаде Галиулина составила 20776м. Альметьевское УБР завершило 2005 год со следующими технико-экономическими показателями: Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла против соответствующего периода прошлого года на 2,7% и составила 1244 м/ст-мес (без депрессии). Производительность труда в АУБР составила 222,4 м/чел, что выше показателя 2004 года на 21,1%. Также произошел рост проходки на долото: с 191,9 до 205,1 м/долото. Однако прошедший 2005 год для коллектива АУБР не был простым. В первую очередь это связано с тем, что в последние годы понятия «новые технологии» и «буровики» стали неразлучными. Почти ежемесячно в бурении внедряется очередное новшество. Так, например, начатый только в 2004 году Альметьевским УБР опыт бурения скважин на депрессии, сегодня имеет в своем архиве уже 27 скважин. В том числе 18 скважин(2447м) пробурены в 2005 году, две из которых на девонские отложения для НГДУ «Заинскнефть» и НГДУ «Азнакаевскнефть». Бурение на депрессии – перспективное направление развития нефтяной промышленности Татарстана, ведь сегодня не для кого не секрет, что технологии бурения скважин на депрессии позволяют, во-первых, повысить добываемые способности скважин, а во-вторых, рассчитаны на бережное отношение к продуктивному коллектору. Также в 2005 году было продолжено бурение горизонтальных разветвленных скважин, которое было начато также в 2004 году. АУБР совместно с НПОО «Горизонт» в 2005 году были пробурены 4 двуствольные горизонтальные скважины. Качественное планирование и бурение подобных скважин позволяет увеличить среднесуточный дебит скважины в 2 раза т более, что является весьма привлекательным, е.к. не требует больших дополнительных затрат, что в конечном итоге приводит к снижению себестоимости тонны нефти. Важным событием за прошедший год стали организационные преобразования: выведения из состава УБР вышкомонтажного цеха, деревообрабатывающего цеха, перевод бригад по ремонту забойных двигателей на базу АЦБПО по ЭПУ, выделение из структуры предприятия санатория «Буровик». В результате всех вышеперечисленных преобразований численность УБР сократилась с 1216 человек на начало 2005 года до 1022 человека на конец года. 4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газо-нефтеводоносности
4
.1 Сведения о тектоники данного района
Данное месторождение находиться в Альметьевском районе приурочено к центральной части южного купола Татарстана. По отложениям терригенного девона сводная часть южного купола ограничеваеться разновозрастными прогибами, структурными уступами, представляет собой крупное, изометрической формы поднятие, контролирующее девонскую залежь нефти. Неглубокими прогибами сводная часть разделена на три блока: Минибаевский, Павловский, Азнакаевский. Локальные структуры выражены слабо. Структурный план карбонатного девона и карбона (включая тульский горизонт) отличается более сложным строением, что обусловлено в верхнее-франско-фаменское время идиментационного фактора, в турнейских карстовых процессах. Структурная поверхность верхнее-фаменских отложений в пределах данной площади имеет слабо выраженное террасовидное строение. Отдельные структурные террасы, располагающиеся приблизительно на одном гитометрическом уровне отделяются друг от друга уступами и прогибами. Они сложены многочисленными поднятиями. Наиболее равно выраженные поднятия с амплитудой 30-40 м размещаются в основном в западной части территории в субмеридиальном направлении. К значительной части из них приурочены нефтепроявления в верхнефаменском отложении. Структурный план среднекаменноугольных отложений имеет много нижележащих горизонтов карбона и карбонатного девона, хотя между ними имеются существенные отличия. 4
.2 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Промышленно-нефтеносными в пределах площади являются: каширские, верейские, башкирские, тульско-бобриковские, турнейские, кыновские и пашийские отложения. Основной эксплутационный объект – пашийский горизонт. Он представлен чередованием различных по коллекторским свойствам пластов. Согласно накопленного опыта разработки для коллекторов Ромашкинского месторождения была принята классификация, по которой породы по проницаемости и глинистости подразделяются на две группы: 1 - высокопродуктивная с проницаемостью более 0,1 мкм, 2 – малопродуктивная с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм. В первой группе по величине глинистости выделяются две подгруппы: 1 – высокопродуктивные неглинистые ( глинистость менее 2% ), 2 – высокопродуктивные глинистые (глинистость более 2% ). В пределах площади эти параметры составляют 0,15 мкм. Пористость пласта 0,21%. Пашийский горизонт представляет собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается общим для всех пластов водонефтяным контактом и высокой литологической связанностью между пластами. Общая толщина горизонта на площади 25 м, нефтенасыщенная составляет 11,5 м. По крепости породы слагающие разрез делятся на средние, твердые и крепкие. К категории средних относятся отложения казанского, уфимского, верейского, бобриковского и кыновского отложений. К твердым принадлежат отложения: артинского, сакмарского, ассельского, верхнего карбона, башкирского, серпухово-окского, тульского, турнейского, каменского, верхнее-фаменского, пашийского. Отложения мягковского, подольского, каширского, бурегского, семилукского и саргаевского горизонтов относятся к категории крепких пород. Четвертичные отложения относятся к категории мягких пород. Коэффициент кавернозности пород слагающих, верхний интервал разреза скважины составляет 2,0; пород слагающих интервал под кондуктор 1,5; под эксплутационную колонну 1,3. Общая толщина пашийского горизонта составляет 25 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 11,5 м. Пористость 0,21%. Проницаемость 0,15 мкм. Таблица 3.1
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины глины алевролиты песчаники доломиты известняки ангидриты доломиты известняки Мячковский+Подольский +Каширский горизонты известняки доломиты известняки алевролиты Серпухово-окский надгоризонт известняки доломиты Тульский+Угленосный горизонты песчаники алевролиты Турнейский ярус известняки доломиты Фаменский+ Верхнее-Франский подъярус известняки доломиты Мендымский+Доманиковский +Шугуровский горизонты известняки доломиты песчаники алевролиты песчаники алевролиты аргиллиты Примечание:
здесь и далее глубины указаны по стволу. Таблица 3.2
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Институт "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть"
ОАО НПО "Бурение"
РЕГЛАМЕНТА НА ТЕХНОЛОГИЮ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ НА БАВЛИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Руководитель договора зав. лабораторией С.Н. Вязенкин с.н.с., к.т.н. Ю.Д. Комнатный вед. инженер В.В. Аникин Зав. отделом ТатНИПИнефти Ф.Ф. Ахмадишин с.н.с. В.И. Бадовская с.н.с. Н.К. Герцева с.н.с. А.А. Бояркин с.н.с. Р.Я. Бурдило ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Нефтегазовая отрасль Российской Федерации на данном этапе характеризуется значительным ухудшением сырьевой базы, что обусловлено следующими причинами. Основной объем добываемой нефти и газа приурочен к районам с развитой инфраструктурой на раннее разведанных, разрабатываемых длительное время месторождениях с неуклонно падающей добычей продукции. Длительное время и практически на сегодняшний день постоянно возрастающие потребности в углеводородном сырье в мировой практике обеспечиваются большими и возрастающими объемами разведочного и эксплуатационного бурения. В РФ это предопределило необходимость выхода в труднодоступные районы со сложными географическими и геологическими условиями, на морские акватории и зачастую на месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, что связано с необходимостью резкого увеличения капитальных вложений. В тоже время, несмотря на то, что РФ продолжает входить в число мировых лидеров (после США, Канады и Китая) по объемам бурения на нефть и газ, объемы бурения в России с 1990г. постоянно снижались при относительной стабилизации в целом в мире. Так объем бурения в нефтяных компаниях РФ в период 1990-2000 гг. снизился более чем в шесть раз в связи с тяжелым финансовым положением [1]. Постоянно, особенно в описанной ситуации, ведется поиск путей повышения технико-экономической эффективности буровых работ, методов поддержания и наращивания объемов добычи углеводородного сырья, а также повышения коэффициента извлечения продукции пластов. В этом плане существенным скачком в последние годы явились методы бурения и восстановления скважин горизонтальным стволом и с применением буровых установок с гибкими трубами. Однако на протяжении всей истории вращательного бурения и в подавляющем большинстве случаев в настоящее время основной технологией бурения остается технология работ с репрессией на вскрываемые пласты, в т.ч. продуктивные. Бурение с репрессией сопряжено с частыми осложнениями в виде поглощений бурового раствора и прихватами бурильного инструмента. Основными же негативными последствиями первичного и вторичного (перфорация) вскрытия на репрессии продуктивных пластов являются: - ухудшение, часто необратимое, коллекторских свойств пласта; - значительное, как следствие, снижение потенциально возможных дебитов скважин; - длительные сроки освоения скважин; - низкий коэффициент нефтегазоотдачи пластов; - затруднения в выявлении и оценке нефтегазоносности пластов в разведочном бурении; - затруднения в подсчете запасов углеводородного сырья. Особенно отрицательное воздействие заканчивания скважин на репрессии проявляется на месторождениях с низкими и аномально низкими пластовыми давлениями, в т.ч. на истощенных месторождениях, в коллекторах с низкой проницаемостью, на месторождениях с трудноизвлекаемой продукцией. В целом по Западной Сибири на большинстве месторождений потенциальные возможности продуктивных пластов используются лишь на 40-75%. Несущественно отличается этот показатель и на месторождениях других регионов. Данная проблема стала сдерживающим фактором широкого применения способа вскрытия продуктивных пластов горизонтальным стволом скважин, когда значительно возрастает продолжительность и площадь контакта бурового раствора с коллектором по сравнению с бурением вертикального или пологого ствола. Дорогостоящие усовершенствованные традиционные технологии бурения и интенсификации добычи низкоэффективны и могут оказываться нерентабельными. В последние годы в передовых нефтегазодобывающих странах (США, Канада и др.) получила развитие и прогрессирует технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии. К настоящему времени однозначно доказано [3-7 и др.], что потенциальная эффективность любой технологии заканчивания скважин может быть максимально исчерпана лишь при условии, когда вскрытие продуктивных пластов ведется в условиях депрессии. Широкомасштабное внедрение новой технологии в зарубежных странах с развитой нефтегазовой промышленностью и начальный опыт использования данной технологии в РФ убедительно показали ряд существенных преимуществ вскрытия продуктивных пластов в депрессионных условиях: - повышение продуктивности пластов в 4-6, а в отдельных скважинах в 8-10 и более раз; - сокращение затрат и времени на освоение скважин; - повышение качества гидродинамической оценки продуктивных пластов; - повышение коэффициента извлечения продукции пластов; - повышение механической скорости проходки и использования ресурса породоразрушающего инструмента; - предотвращение поглощений бурового раствора и снижение вероятности прихватов бурильного инструмента. К настоящему времени в РФ накоплен начальный научный и промысловый опыт заканчивания скважин в условиях депрессии, подтверждающий несомненный технико-технологический и экономический эффект новой технологии (пример - ЗАО "Лукойл-Бурение-Пермь"). Устойчиво наметилось дальнейшее развитие данного метода, как в нефтяных компаниях, так и в системе ОАО "Газпром". К числу организаций и предприятий, в которых развернуты работы по переходу от эпизодических технико-технологических решений к комплексному подходу создания (привязки) отечественной техники и технологии заканчивания скважин на депрессии относятся: ОАО "СевКавНИПигаз" и "Ставропольнефтегаз", ОАО НПО "Бурение", ЗАО "Лукойл-Бурение-Пермь", ООО "Оренбурггазпром", ООО "ВолгоУралНИПИ-нефть", ОАО "Сургутнефтегаз", Воронежский механический завод, ОАО "Борец", ООО "БурГеоСервис" г. Тверь и др. К настоящему времени в РФ созданы надежные технические средства для обеспечения и безопасности внедрения новой технологии: противовыбросовое оборудование (превенторы, в т.ч. вращающегося типа, манифольдная обвязка противовыбросового оборудования), циркуляционные системы, средства очистки, сепарации и дегазации бурового раствора, система автоматического управления дисковым дросселем для поддержания заданного избыточного давления на устье скважины, система контроля над скважиной при СПО, а также аппаратурно-методический комплекс (АМКД) с бортовым процессором для контроля и управления параметрами углубления. 1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ СПРАВКА ПО КОРОБКОВСКОМУ УЧАСТКУ БАВЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Объектом работ, - вскрытие на депрессии, является кизеловский горизонт верхнетурнейского подъяруса на Коробковском участке Бавлинского месторождения. Коробковский участок расположен в юго-западной части месторождения. В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские (кристаллический фундамент), додевонские (рифей – венд), девонские, каменно-угольные, пермские и четвертичные отложения. В табл. 1 представлен прогнозный стратиграфический разрез скважины № 4453. Таблица 1 Прогноз стратиграфического разреза скважины 4453 Пластовые давления на Коробковском участке характеризуются следующим распределением. От четвертичных отложений до башкирского яруса включительно пластовые давления не превышают гидростатическое; может быть некоторое снижение ниже гидростатического. Для тульского и бобриковского горизонтов характерно давление гидростатическое. Турнейский горизонт имеет аномально низкие пластовые давления. На участке расположения скважины № 4453 прогнозируемое пластовое давление по кровле турнейского яруса при глубине по вертикали 1224 – 1230 м (кизеловский горизонт) составляет в среднем 9,0 МПа. В разрезе карбонатов верхнетурнейского подъяруса выделяются два четких зональных интервала – кизеловского и черепетского горизонтов (сверху – вниз). Между ними залегает пачка плотных непроницаемых карбонатов, ниже которых находится ВНК. Нижняя подошвенная часть бобриковского горизонта неустойчива; кровля верхнетурнейского подъяруса представлена уплотненными породами. Отмеченное предопределяет выбор глубины установки башмака промежуточно-эксплуатационной колонны. Как отмечено выше, основным продуктивным горизонтом является кизеловский. По кривым ГИС в отложениях кизеловского и черепетского горизонтов верхнетурнейского подъяруса выделяются два типа разреза (сверху – вниз): высокого ВС и низкого НС сопротивлений. Пласт ВС, в свою очередь, подразделяется на два пропластка ВС"а" и ВС"б" по индексации НГДУ "Бавлынефть". Эффективные толщины пластов по месторождению достаточно хорошо выдержаны и составляют 4 – 8 м для кизеловского и 2 – 4 м для черепетского горизонтов. Преобладающими в пластах ВС являются сгустково-детритовые известняки, составляющие до 63,2% от объема породы и характеризующиеся пористостью в среднем 11,24. В пласте НС они содержатся в 49,8% от общего объема породы. Комковатые известняки, обладающие наилучшими коллекторскими свойствами, составляют в пластах ВС 13,8%, в пластах НС – 0,7% от объема породы. Эти структурно-генетические разности слагают коллектора. Уплотненные и плотные разности слагают шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые известняки. В пласте НС они в сумме составляют 95,7% от общего объема породы. На Коробковском участке в пласте ВС уплотненный прослой встречается в самой нижней части разреза и составляет 0,8 – 1,0 м по толщине. Таким образом наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты ВС, причем приуроченные к купольным частям структур. Необходимо также отметить, что породы верхнетурнейского подъяруса характеризуются микротрещиноватостью. Ее направление хаотичное с преобладанием субвертикального. Реже отмечается макротрещиноватость также субвертикального направления. В табл. 2 представлены некоторые сведения по нефти и газу кизеловского горизонта. Таблица 2 Свойства нефти и газа кизеловского горизонта Среднее значение Свойства девонской товарной нефти представлены в табл. 3. Таблица 3 Результаты исследований товарной нефти по Бавлинскому ЛПДС, участок № 232 Температура, °С Плотность, кг/м3
2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
2.1. Конструкция скважин должна в целом отвечать требованиям разд. 2.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, Госгортехнадзор России, 2003 г. 2.2. Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков должны отвечать общим "традиционным" требованиям разобщения зон с несовместимыми условиями бурения. Причем, в самостоятельную зону выделяется объект вскрытия в депрессионных условиях. При этом должны быть соблюдены следующие обязательные требования: - отсутствие газовой шапки в интервале работ на депрессии, надежная изоляция ее, в случае наличия, от объекта вскрытия на депрессии; - отсутствие водоносных горизонтов; - знание глубины ВНК. В рассматриваемом случае кизеловский горизонт отвечает указанным требованиям (см. разд. 1 настоящего отчета). 2.3. Глубины спуска удлиненного направления и кондуктора должны соответствовать применяемой конструкции скважин на Бавлинском месторождении с учетом особенностей геологического разреза на Коробковском участке. 2.4. Ниже кондуктора скважина углубляется до кровли кизеловского горизонта под спуск промежуточно-эксплуатационной колонны; диаметр последней принимается 168, 3 мм. Башмак 168,3-мм колонны устанавливается в уплотненных породах подкровельной части кизеловского горизонта с заглублением ниже кровли на 2,0 – 2,5 м до нефтенасыщенной части, характеризуемой ВС. 2.5. Конечная глубина скважины ниже 168,3-мм колонны определяется из расчета глубины забоя, не доходя 6 – 7 м до кровли ВНК; вскрытая толщина нефтеносной части пласта составит при этом 6,5 – 7,5 м. 2.6. Конструкция забоя скважины – открытый забой; номинальный диаметр ствола 144,0 мм. 2.7. Конструкция низа 168,3-мм колонны может иметь две модификации. 2.7.1. В случае ожидания избыточного давления на устье скважины (перелива раствора) по достижении проектной глубины, дегазации и очистки от шлама бурового раствора, в состав колонны включается клапан-отсекатель. В таком случае оборудование низа колонны включает: - башмак БКМ-168; - обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м; - клапан обратный ЦКОДМ-168; - обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м; - клапан-отсекатель стационарный КОС-119-168; - обсадные трубы Æ 168,3 мм – остальное. 2.7.2. В скважинах, в которых перелив бурового раствора не ожидается, оборудование низа колонны "традиционное": - башмак БКМ-168; - обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м; - клапан обратный ЦКОД-168; - обсадные трубы Æ 168,3 мм – остальное. 2.8. Расчет обсадных колонн осуществляется в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин АООТ "ВНИИТнефть" (согласована с Федеральным горным и промышленным надзором России, Министерством природных ресурсов РФ и др.). М., 1997 г. 3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
3.1 Обоснование и выбор основных параметров исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов (вертикальный или пологий ствол)
Вскрытие продуктивных пластов кизеловского горизонта с низким пластовым давлением (коэффициент аномальности 0,75 и ниже) предполагается провести в условиях депрессии с применением газожидкостной смеси. В качестве основы для газожидкостной смеси – исходного бурового раствора - предлагается загущенная УТЖ VIP местная товарная нефть. Плотность и свойства нефти приведены в табл. 3. Определение параметров исходного бурового раствора, обеспечивающих качественную очистку ствола вертикальной или пологой скважины Выбор необходимых показателей бурового раствора, обеспечивающих высокую транспортирующую и удерживающую способность и минимальные потери давления на трение, проводится на основании оценочных гидравлических расчетов. Расчет выполняется для кольцевого канала скважины. Критерием качественной очистки ствола скважины от шлама считается определенное соотношение между минимальной скоростью восходящего потока (V
теч
) и скоростью осаждения движущейся частицы (V
ос
). Для вертикальной скважины это соотношение равно 2, т.е. минимальная скорость восходящего потока рассчитывается по формуле: V
теч
= 2∙
V
ос
. Исходная информация для выполнения гидравлических расчетов в кольцевом канале: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (внутренний диаметр 150,1мм), БТ диаметром 88,9 мм, зазор кольцевого канала 30,6 мм, длина БТ 1230 м, соотношение диаметров скважины и инструмента приведено в табл. 4, механическая скорость бурения изменяется в интервале 1-3 м/ч, расход жидкости 6–10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы шлама 2500 кг/м3
. Плотность бурового раствора при 20 о
С в зависимости от концентрации загустителя может изменяться от 888 до 910 кг/м3
; для дальнейших расчетов взята плотность 900 кг/м3
. Таблица 4 Соотношение диаметров скважины и инструмента Диаметр инструмента, мм Гидравлические расчеты выполнены по усовершенствованной методике Уолкера (OilandGasJournal – Oct.4, Oct.18,1976) для жидкостей, реологическое поведение которых описывается степенным законом: t
= К (
g
)
n
, где t
- напряжение сдвига (Па), g
- скорость сдвига (с-1
), К
– коэффициент консистентности (Па сn
), n
– показатель поведения потока. Расчет проводится в следующей последовательности. Сначала определяются минимально допустимые значения К
и соответствующие им значения n
, при которых обеспечивается качественная очистка ствола скважины, т.е. выполняется соотношение V
теч
≥ 2∙
V
ос
. Расчет выполнен при расходе 6-10 л/с для колонны, кольцевой канал в которой имеет максимальный зазор и, следовательно, минимальную скорость течения. Результаты расчета приведены в табл. 5. Из приведенных данных следует, что у жидкости, имеющей определенный показатель n
,
для обеспечения очистки ствола вертикальной скважины при заданном расходе коэффициент консистентности К
должен бытьне ниже указанного в табл. 5. Например, загущенная жидкость, которую предполагается использовать при промывке с расходом 6 л/с, имеет следующие реологические характеристики: n
=0,9, К
= 0,02 Па∙сn
. Минимальное значение К
, обеспечивающее выполнение условия V
теч
≥ 2∙
V
ос
,
должно быть не ниже 0,042Па∙сn
(см. табл. 5). Затем определяются параметры жидкости, обеспечивающие поддержание во взвешенном состоянии частиц шлама при отсутствии циркуляции неочищенного бурового раствора. Расчетные значения скорости осаждения (Vн
) сферической частицы шлама диаметром 0,004 м в неподвижной жидкости приведены в табл. 6. Таблица 5 Минимальные значения К
, обеспечивающие качественную очистку вертикального ствола. n
0,2 0,3 0,5 0,6 0,7 0,9 K
, Па·сn
Таблица 6 Параметры жидкости Расчет скорости осаждения (Vн) в неподвижной жидкости выполнен по формуле: Vн
= {(rч
-r)gdч
n+1
/[18K(3)n-1
]}1/n
, ( 1 ) где r, rч
– плотность жидкости и породы частицы, соответственно, кг/м3
; dч
– диаметр частицы, м; g – ускорение свободного падения, м/с2
. Из результатов, приведенных в табл. 6, следует, что системы с К < 0,12
Па∙сn
при n
> 0,7
имеют пониженную удерживающую способность: скорость осаждения на 46-105% выше, чем у систем с n
= 0,7 и n
= 0,6, а тем более, у систем cn
> 0,6. Поэтому использование жидкостей с К < 0,12
Па∙сn
при n
> 0,7
не рекомендуется. Таким образом, исходный буровой раствор, обеспечивающий очистку ствола скважины и обладающий достаточной удерживающей способностью, должен иметь следующие характеристики: показатель поведения потока n
< 0,7
и коэффициент консистентности К > 0,12
Па∙сn
. Далее необходимо оценить величину потерь давления на трение при течении в кольцевом канале жидкостей с выбранными параметрами. Поскольку определяющим является течение в кольцевом канале колонны, а не в зоне продуктивного пласта, то оценочные расчеты выполнены для интервала колонны от 0 до 1230 м. Результаты расчетов приведены в табл. 7. Из полученных результатов следует, что потери давления на трение во всем диапазоне изменения параметров n
и К
невысоки, минимальные – при К
= 0,12Па·сn
и n
= 0,7. Более высокие потери (на 15-20%) наблюдаются при значениях К
> 0,96 Па·сn
и соответствующих им n
(n
£
0,3), поэтому их можно исключить из рассмотрения. При этом необходимо учесть, что это значение К
относится к интервалу высоких и средних скоростей сдвига, которые наблюдаются при течении в кольцевом канале. Таким образом, качественная очистка ствола скважины с незначительными потерями давления на трение достигается при следующих реологических характеристиках исходного бурового раствора: 0,3 <
n
< 0,7
К > 0,12
Па∙сn
во всем интервале изменения скоростей сдвига К < 1,0
Па∙сn
при высоких и средних скоростях сдвига. Таблица 7 Гидравлический расчет для кольцевого канала. Примечания ЭПРж, кг/м3
902,9 902,7 902,4 902,1 ЭПРш, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 2,03 6,23 2,01 6,19 2,02 6,22 2,03 6,24 ЭПРоб, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 904,9
909,1
904,7
908,9
904,4
908,6
904,1
908,3
суммарная эквивалентная плотность ЭПРж, кг/м3
903,1 903,0 902,8 902,58 ЭПРш, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 1,34 4,09 1,33 4,08 1,33 4,09 1,34 4,10 ЭПРоб, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 904,5
907,2
904,3
907,1
904,1
906,9
903,9
906,7
суммарная эквивалентная плотность ЭПРж, кг/м3
3,25 3,24 3,15 3,02 ЭПРш, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 1,0 3,05 0,99 3,04 1,0 3,05 1,0 3,05 ЭПРоб, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 904,25
906,3
904,2
906,3
904,1
906,2
904,0
906,1
суммарная эквивалентная плотность во всех случаях при расходе 6, 8 и 10 л/с Методика расчетов движения псевдопластичных и аэрированных псевдопластичных жидкостей приведена в Приложении 1. В табл. 7 использованы следующие обозначения и расчетные формулы: ЭПРж - эквивалентная циркуляционная плотность, кг/м3
: ЭПРж = r + DРтр
/gH ЭПРш – рост эквивалентной плотности за счет накопления шлама, кг/м3
: ЭПРш = V Dк
2
(rч
- r)/ [(Dк
2
– Dт
2
)(Uср
– Vос
)]; ЭПРоб – суммарная эквивалентная плотность, кг/м3
: ЭПРоб = ЭПРж + ЭПРш; DРтр – потери давления на трение при течении в канале, Па : DРтр
= 4tL/(Dк – Dт), Uср
, Vос
– средняя скорость течения и скорость осаждения частицы в движущейся жидкости соответственно, м/с: Uср
= 4Q/ [p(Dк
2
– Dт
2
)], Vос
= 0,268 tч
[dч
jч
/(r)0,5
], где V – механическая скорость бурения, м/с; H – глубина кровли пласта по вертикали, м; L – длина канала, м; Dк
– внутренний диаметр ЭК, м; Dт
– наружный диаметр трубы (БТ), м; t, tч
- напряжение сдвига жидкости и частицы соответственно, Па; Q – расход жидкости, м3
/с; jч
– скорость сдвига частицы, 1/с. В качестве основы исходного бурового раствора предполагается использовать местную товарную нефть с плотностью 876 кг/м3
. При лабораторных исследованиях состав бурового раствора подбирался для нефти, близкой по плотности (890 кг/м3
). Реологические характеристики определялись по результатам замеров на 12-ти скоростном вискозиметре "Реотест-2". Концентрация УТЖ VIP изменялась от 2 до 10% мас. Результаты приведены в табл. 8. Помимо параметров n
и К
, для разработанной системы определялись традиционно измеряемые характеристики: динамическое напряжение сдвига (t
о
), пластическая вязкость (h
) и условная вязкость. Таблица 8 Реологические характеристики загущенных систем при Т = 20 о
С Плотность, кг/м3
Концентрация, VIP, % tо
, дПа h
, мПа·с Как определено ранее, при лабораторных исследованиях исходный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта должен подбираться таким образом, чтобы его параметры находились в следующих границах: 0,3<
n
<0,7
и К>0,12
Па∙сn
во всем интервале изменения скоростей сдвига, а при высоких и средних скоростях сдвига К< 1,0
Па∙сn
. Следовательно, составы с концентрацией 2, 8,10% можно сразу отбросить. Остаются составы с интервалом изменения концентрации УТЖ VIP 4 – 6% мас., которые хорошо описываются одним участком во всем интервале изменения скорости сдвига. Системы с более высокой концентрацией характеризуются двумя участками, описываемыми степенным законом, точка перехода – j = 81 с-1
. В качестве исходного бурового раствора отобраны системы с концентрацией VIP 4- 6%мас., которые имеют следующие характеристики: n
= 0,69-0,65 и К
= 0,58-0,78 Па·сn
, t
о
= 125-136 дПа, h
= 52-62 мПа·с и условную вязкость, равную 150-180 с. Гидравлические расчеты для кольцевого канала колонны, аналогичные предыдущим, были выполнены при тех же исходных данных: внутренний диаметр ЭК и наружный БТ соответственно 150,1 и 88,9 мм, длина 1230 м, механическая скорость бурения 1-3 м/ч, расход жидкости 6 – 10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы частицы 2500 кг/м3
. Результаты расчетов для выбранных загущенных систем приведены в табл. 9. Для сравнения там же приведены результаты расчетов для систем с концентрацией VIP 8%. Кроме того, выполнен гидравлический расчет для течения выбранных жидкостей в БТ (толщина стенки 9,35 мм, внутренний диаметр 70,2 мм) длиной 1230 м (см. табл. 9). Во всех случаях режим течения и осаждения ламинарный. Как следует из табл. 9, все системы обеспечивают высокую степень очистки ствола скважины (V
теч
/
V
ос
>
8,5) и имеют хорошую удерживающую способность (скорость осаждения частицы в неподвижной жидкости от 0,09 до 0,05 м/мин). Но при этом система с концентрацией VIP 8% (при К
>1 Па сn
)действительно имеет потери давления на трение значительно выше (на 28-49%), чем выбранные системы, как это и было определено в предварительном расчете. Таблица 9 Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP. ППРш, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 1,48 4,45 1,46 4,38 1,40 4,21 1,08 3,23 1,06 3,19 1,03 3,10 0,85 2,54 0,84 2,51 ЭПРоб, кг/м3
V = 1 м/ч V = 3 м/ч 911,2 914,2 912,4 915,3 915,5 918,3 913,0 915,1 914,3 916,4 918,0 920,1 914,7 916,4 916,1 917,8 2,75
3,06
3,94
3,36
3,70
4,73
3,92
4,27
Скор.осажден. в непод- вижной жидк., м/мин 0,087 0,055 0,013 0,087
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||