Министерство образования Российской Федерации

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовой проект

По дисциплине "Заканчивание скважин"

Выполнил: ст. гр. ГБ-99-01

Калёнов С.А.

Проверил: Профессор, д.т.н.

Алексеев Л.А.

Уфа 2003г.

Содержание

Введение

1. Исходные данные для проектирования

1.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

1.2 Водоносность месторождения

1.3 Нефте - газоносность

1.4 Давление и температура по разрезу скважины

1.5 Возможные осложнения в процессе бурения

1.6 Поглощения бурового раствора

1.7 Осыпи и обвалы стенок скважины

1.8 Возможные нефтегазоводопроявления

1.9 Прочие возможные осложнения

1.10 Давление и температура по разрезу скважины

2. Обоснование и проектирование конструкции скважин

2.1 Профиль ствола скважины

2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот

3. Расчёт обсадной колонны

3.1 Расчёт на внутреннее давление, действующее на колонну

3.2 Расчёт на наружное давление, действующее на обсадную колонну

3.3 Определим внутренние избыточные давления действующие на обсадную колонну

3.4 Определим наружные избыточные давления

3.5 Подбор обсадных труб обсадной колонны

4. Обоснование типоразмера ПВО

5. Обоснование режима спуска ОК

6. Обоснование способа цементирования, параметров и вида тампонажных материалов

7. Обоснование способа контроля качества цементирования

8. Выбор и обоснование способа освоения скважины

9. Вопросы ОТ, ОС и ТБ при заканчивании скважин

10. Спец. тема: Обоснование состава и свойств промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов

Литература

Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Заканчивание скважин " и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.

1. Исходные данные для проектирования

Исходными данными для составления курсового проекта является Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины, которые представлены в таблицах.

1.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 1

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности в интервале
От (верх)	До (низ)	Название	Индекс
0	112	Четвертичные отложения	Q	1,30
112	362/370	Мел	K	1,30
362/370	552/580	Юра	I	1,30
552/580	932/990	Триас	T	1,30
932/990	1187/1295	Пермь	P	1,30
1187/1295	2057/2225	Силур	S	1,30
2057/2225	2137/2315	Ордовик	O	1,30
2137/2315	2200/2380	Кембрий	E	1,30

Примечания:

1) Коэффициент кавернозности рассчитан по фактическим замерам диаметров разведочных скважин.

2) Интервалы залегания стратиграфических подразделений приведены к вертикали.

Таблица 2 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс страти-графи-ческого подраз-деления	Интервал, м	Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п)
	От (верх)	До (низ)
Q	0	112	Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности
K	112	362/370	Алевролиты, пески, глины, мергели, мергели глины.
I	362/370	552/580	Глинистые пески, углестые глины, песчаники, глинисто-известковые алевролиты
T	552/580	932/990	Глины, мергели, солитовые известняки, песчаники, алевролиты
P	932/990	1187/1295	Ангидриты, каменная соль
S	1187/1295	2057/2225	Аргиллит, мергели, известняки
O	2057/2225	2137/2315	Известняки, песчаники, аргиллиты, мергели
E	2137/2315	2200/2380	Мелкозернистые кварцевые песчаники

Примечание. Интервалы залегания стратиграфических подразделений приведены к вертикали.

1.2 Водоносность месторождения

Таблица 3 Водоносность по разрезу и химический состав пластовой воды

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плот-ность, г/см?	Химический состав воды, мг/л
				Анионы	Катионы	Минирали-зация, г/л
	от	до			Cl-	SО4--	HCО3-	Na+ К+	Mg++	Ca++
Q	0	112	Поровый	1000	+	-	-	-	-	+	-
K	112	370		1030	-	+	-	+	-	+	0.3-0.67
I	370	580		1060	+	-	-	-	-	+	16.5
P	990	1295		1060	-	-	+	-	-	+	135
E-O	2225	2380		1125	-	-	-	-	-	-	193.6

1.3 Нефте - газоносность

Сведения о содержании нефти и газа в разрезе сведены и представлены в виде таблице 4.

Таблица 4

Индекс стратиграфичподразделения	Интервал, м.	Тип кол- лектора	Плотность, г/cм?.	Содержание серы,% по весу	Газовый фактор, м?/т
	от	до		В пласте	После дег-и
E	2137/2315	2142/2560	Пор. Пор.	0.82	0,87	0,7 0,7	15

Примечание: Газовых залежей нет.

1.4 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 5

Индекс стратегр подраз-деления	Интервал, м	Градиент
	от	до	Пластового давления	Гидроразрыва пород	Горного давления	Геотермический
			Величина кгс/см2 на м	Источник получе-ния	Величина, кгс/см2 на м	Источник получе-ния	Величина, кгс/см2 на м	Источник получе-ния	Величина град. С на 100 м	Источник получения
Q-P3/2	0	450	Рпл=Ргр	расчет	0,20	расчет	0,22	расчет	2,5	РФЗ
Р3/2-К2	450	1130	0,100	расчет	0,20	расчет	0,22	расчет	2,5	РФЗ
К2-К1	1130	1740	0,100	расчет	0,17	расчет	0,22	расчет	3,0	РФЗ
К1	1740	2700	0,099	расчет	0,17	расчет	0,22	расчет	3,0	РФЗ

1.5 Возможные осложнения в процессе бурения

Под осложнением понимают нарушение нормального процесса строительства скважины, которое требует принятия безотлагательных и эффективных мер для его устранения и продолжения бурения. В отличие от аварий осложнение, как правило, не связано с перерывом в процессе проходки скважины.

На месторождениях, разбуриваемых КМУБР наиболее распространены следующие осложнения: поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы стенок скважины, приток в скважину пластового флюида, посадки и затяжки бурильной и обсадной колонн.

На борьбу с осложнениями затрачивается в среднем 20-25% календарного времени. Ликвидируются они силами бригады.

Для профилактики осложнений рекомендуется:

глубокая проработка и обоснование конструкции скважины с учетом всех специфических особенностей разреза;

правильный подбор циркуляционных агентов по составу и свойствам для каждого интервала, ограничения гидродинамических давлений;

прогнозирование опасных зон по данным геофизических исследований;

уменьшение времени непроизводительных простоев.

1.6 Поглощения бурового раствора

Таблица 6

Индекс стратигра-фического подразделе-ния	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения при вскрытии, МПа*м	Условия возникновения	Рекомендации по предотвращению
	от	до
K	112	370	Частичное	Да	0,018	При превышении давления столба бурового раствора выше пластового давления на величину большую, чем допустимая репрессия	Соблюдение проектных параметров бурового раствора
I	370	580	Частичное	Да	0,014	При превышении давления столба бурового раствора выше пластового давления на величину большую, чем допустимая репрессия	Ограничение скорости СПО, соблюдение проектных параметров раствора

1.7 Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 7

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип раствора	Плотность, кг/м3	Причины возникновения осложнения	Мероприятия по ликвидации последствий
	От	До
Q	0	112	Глинистый на водной основе	1140-1160	Влияние бурового раствора на неустойчивые четвертичные породы	Производится промывка, проработка ствола скважины, в случае прихвата - расхаживание инструмента, установка ванн с использованием различных химреагентов (НТФ, ФК-2000 и пр.). Установка нефтяных ванн не предусматривается
K	112	370	Глинистый на водной основе	1210-1230	Влияние бурового раствора на неустойчивые глины склонные к разбуханию и обвалам
I	370	580	Глинистый на водной основе	1210-1230	Влияние бурового раствора на неустойчивые глины склонные к разбуханию и обвалам
S	1298	2225	Глинистый на водной основе	1170-1240	Влияние бурового раствора на неустойчивые глины, склонные к разбуханию и обвалам

1.8 Возможные нефтегазоводопроявления

Таблица 8

Индекс стратигра-фического подраз-деления	Интервалы возможных нефтеводо-проявлений, м	Вид проявляемого флюида	Плотность смеси при проявлении для расчёта избыточного давления, кг/м3	Данные по объекту, содержащему свободный газ	Условие возникновения	Характер проявления
	От	До			Температура, °
					Устье скваж	В пласте
K	112	370	Вода	1030/1030	-	-	Подъем без долива и наличие сальников, когда PПЛ>PГ	Увеличение водоотдачи Пленка нефтяная, пузырьки газа, нефтепроявления
I	370	580	Вода	1060/1060	-	-
E	2325	2360	Вода	1125/11250	-	-
E	2315	2320	Нефть	840/840	-	-

1.9 Прочие возможные осложнения

Таблица 9

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид осложнения	Характеристика осложнения и условия возникновения
	От	До
T	580	990	Кавернообразования	Несоблюдение технологиии
P	1060	1210	Засолонение раствора
S	1295	2225	Кавернообразования
O-E	2225	2360	Коркообразования

Примечание. В случае посадок инструмента, при спуске бурильной колонны, проработать места сужений ствола скважины со скоростью не более 100м/ч.

1.10 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 10

Индекс стратегр подразделения	Интервал, м	Градиент
	от	до	Пластового давления	Гидроразрыва пород	Горного давления	Геотермический
			Величина кгс/см2 на м	Источник получения	Величина, кгс/см2 на м	Источник получения	Величина, кгс/см2 на м	Источник получения	Температура в конце интервала	Источник получения
Q	0	112	0.1	РЗ	0,19	РЗ	0,21	РЗ	71	Глубинный манометр
K	112	370	0,1	РЗ	0,19	РЗ	0,21	РЗ
J	370	580	0,11	РЗ	0,20	РЗ	0,21	РЗ
T	580	990	0,11	РЗ	0,20	РЗ	0,22	РЗ
P	990	1295	0.11	РЗ	0,20	РЗ	0,22	РЗ
S	1295	2225	0.11	РЗ	0,20	РЗ	0,22	РЗ
O	2225	2315	0.11	РЗ	0,20	РЗ	0,22	РЗ
E	2315	2380	0.11	РЗ	0,20	РЗ	0,22	РЗ

2. Обоснование и проектирование конструкции скважин

Конструкция скважины определяется заданием заказчика и геологическими условиями района работ.

В нашем случае профиль состоит из четырех участков:

1. Вертикальный участок

2. Интервал набора кривизны

3. Интервал стабилизации зенитного угла

4. Интервал спада зенитного угла

Рис 1 Профиль 4-х интервальной скважины

2.1 Профиль ствола скважины

Таблица 11

Интервал по вертикали, м	Длина интервала по вертикали,м	Зенитный угол, °	Горизонтальное отклонение,м	Длина по стволу, м
От(верх)	До		В начале интервала	В конце интервала	На интервал	Общее	Интервала	Общая
0	150	150	0	0	0	0	150	150
150	360	40	0	30	56,3	56,3	218	368
360	560	100	30	30	115,5	171,8	231	599
560	2200	80	30	12	629	800	1756	2380

Дополнительные рекомендации. При бурении скважин со смещением 800м и более целесообразно применение забойных телесистем, так как, при существующих в данное время компоновках, затруднительно выдерживать продолжительные участки стабилизации с большими зенитными углами. При корректировании ствола скважины применять забойную телесистему ЗТС-172 или её зарубежные аналоги.

Обоснование конструкции проводится в два этапа. На первом этапе выбирается метод вхождения в пласт, число обсадных колонн и глубины их спуска. На втором - размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования.

Рассчитаем индексы давления по следующей формуле из [ 1 ]:

.

Рисунок 2. График индексов давлений пластового и гидроразрыва пласта.

2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот

Проектом разработка предусмотрено использовать эксплуатационную колонну диаметром 146 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под заданную колонну определяют по формуле:

Dд=Dм+2·?,

где Dм - диаметр муфты обсадной колонны, мм.

?=5…40 мм - минимальный зазор.

Диаметры кондуктора и направления можно рассчитать по формуле:

Dк=Dд+2·?,

где ?=3…5 мм - зазор.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Dдэ=166 + 2·20=206 мм. По ГОСТ 20-692-75 выбираем Dдэ=215.9 мм.

Диаметр кондуктора :

Dк=215,9+2•5=225,9 мм, Выбираем Dк=244,5 мм.

Диаметр долота под кондуктор :

Dдк=270+2•10=290 мм. Выбираем Dдк=295,3 мм.

Диаметр направления :

Dн=295,3 +2•5=305,3 мм. Выбираем Dн=323,9 мм.

Диаметр долота под направление :

Dдн=351+2•10=371 мм. Выбираем Dдн=393,7 мм.

Колонна направления нужна для перекрытия водных горизонтов во избежании перемешивания их вод, попадания раствора и твердой фазы в них, которые приводят к экологическим проблемам, а также для исключения обвалов стенок скважины.

3. Расчёт обсадной колонны

Основными расчётами обсадных колонн, являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление и расчёт на растяжение.

3.1 Расчёт на внутреннее давление, действующее на колонну

Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью:

Определим давление опрессовки на забое

Где - опрессовочное давление на устье скважины

Определим давление в конце эксплуатации

Построим график внутренних давлений

Рисунок 3. График внутренних давлений.

3.2 Расчёт на наружное давление, действующее на обсадную колонну

В не зацементированном интервале заполненным промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости.

В зацементированном интервале до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора.

В нашем случае эксплуатационная колонна зацементирована на 300 метров выше башмака предыдущей колонны.



Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента:

.

Определим наружное давление после затвердения цемента:

где - гидростатическое давление столба промывочной жидкости;

- гидростатическое давление жидкости содержащейся в порах затвердевшего цемента.

Построим график наружных давлений.

Рисунок 4. График наружных давлений

3.3 Определим внутренние избыточные давления действующие на обсадную колонну

В общем случае внутренние давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

При определении внутреннего избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца - К. Это обусловлено допущениями которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

3.4 Определим наружные избыточные давления

Наружные избыточные давления определяются как разность наружных и внутренних давлений на момент когда они достигают максимальных значений. Как правило это относится к моменту эксплуатации скважины.

При определении наружного избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца - К. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

Построим график внутренних и наружных избыточных давлений.

Рисунок 5. График наружных и внутренних избыточных давлений.

3.5 Подбор обсадных труб обсадной колонны

Расчёт начинаем снизу вверх подбирая колонну исходя из расчёта на наружное давление и проверяем полученные данные расчётами на внутреннее давление и растяжение.

Выбираем трубы из [2], для 1 секции d=146мм, =9,5мм, []=33,8 МПа, []=43,1МПа, []=1000кН, q=0,320кН, группы прочности Д, где

d - диаметр обсадной колонны;

- толщина стенки обсадной трубы;

[] - допустимое сминающее давление;

[] - допустимое внутреннее давление при котором возникает предел текучести материала трубы;

[] - допустимая страгивающая нагрузка определённая по формуле Яковлева

q - вес одного погонного метра трубы.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу первой секции.

Основой расчёта является следующее уравнение:

,

где - коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанной и допускаемой;

- расчётное сминающее давление в сечении z по длине обсадной колонны.

Из [3] получим, что в интервалах продуктивных пластов , в зависимости от устойчивости коллектора, примем . В остальных интервалах .

.

Определим длину первой секции: .

Определим вес первой секции: .

Рассчитаем на разрыв от внутреннего давления верхнюю трубу первой секции.

Данную трубу не проверяем, так как все трубы выдерживают это давление.

Выбираем трубы для второй секции: d=146мм, =8,5мм, []=28,4МПа, []=38,6МПа, []=872кН, q=0,288кН, группы прочности Д.

Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой секции.

В основе расчёта используется уравнение:

,

где [np] и np допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [np]=1,3.

, условие выполняется.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу второй секции.

Подбираем трубы для третьей секции: d=146мм, =7,0мм, []=20.1МПа, []=31,8МПа, []=696кН, q=0,240кН, группы прочности Д.

Проверим нижнюю трубу третьей секции на действие совместных нагрузок.



Уточненная длина с 1910м

Подбираем трубы для четвертой секции: d=146мм, =6,5мм, []=17,4МПа, []=29,5МПа, []=627кН, q=0,223кН, группы прочности Д.

Установлена с глубины 1650м

уточнен с глубиной 1700

Допускаемая длина этой секции составит

Подбираем трубы для пятой секции: d=146мм, =8,5мм, []=872кН, группы прочности Д.

Допускаемая длина этой секции составит

Таблица 13

№ секции	Длина, Li, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес погонного метра,кН	Вес секции, кН
1	150	Д	9,5	0,320	48
2	170	Д	8,5	0,288	96,96
3	210	Д	7,0	0,240	147,360
4	1394	Д	6,5	0,223	311
5	456	Д	8,5	0,288	131,328

4. Обоснование типоразмера ПВО

Из расчетов, проведенных для построения рисунок 3, устьевое давление. . Рабочее давление ПВО определяется:

.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК1-14-146245 [1, с. 241].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа, и диаметр долота 215,9 мм - схема монтажа ПВО изображена на рисунке 5. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2-23035, включающее в себя: превентор универсальный ПУ1-23035; плашечный превентор ППГ-23035; манифольд МПБ2-8035. Масса комплекта 16000 кг.

Рисунок 7 Схема монтажа ПВО

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а следовательно в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

5. Обоснование режима спуска ОК

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения

Рс = Ргст +Ргд Ргр

где: Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

при ламинарном течении по формуле :

Ргд=

где - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на - том участке; - скорость течения жидкости на - том участке; n - количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, 0 - динамическое напряжение сдвига, - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Коэффициент является функцией параметра Сен-Венана - Илюшина , где ?=(0,236+0,033Sen)/(1+0,036Sen)

Наиболее слабый пласт кг=кгmin=0.0173 МПа/м под башмаком технической колонны.

Зададимся скоростью спуска U=0.5 м/с, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:

Uжi= U·()

Где Dc,Dт - соответственно диаметр трубы и наружный диаметр обсадных труб, К - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчетов можно принять К=0.5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки технической колонны будет ламинарный, тогда:

Uжi=0.5()=0.67 м/с.

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

Uкр=25,

При плотности промывочной жидкости 1150 кг/м3 и

?0=8.5·10-3·?пр.ж.-7=2.8 Па, критическая скорость составит:

Uкр=25=25=1.23 м/с,

Так как Uж<Uкр, то режим течения ламинарный.

Тогда :

==18.35, тогда ?=0.51.

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Ргд==0.85 МПа.

Результаты аналогичных расчетов для различных скоростей спуска эксплуатационной колонны приведены в таблице 4.1. Зависимость гидродинамических давлений от скорости спуска.

Таблица 14

Uсп,м/с	Uж,м/с	Uкр,м/с	Sen	?	Re	?	Pгд,МПа
0,5	0,67	1,23	18,35	0,51	-	-	0,85
1	1,34	1,23	-	-	4382	0,0258	1,44
2	2,68	1,23	-	-	7668	0,0245	3,9
3	4,02	1,23	-	-	13444	0,023	8,3
4	5,36	1,23	-	-	19577	0,0218	13,9
5	6,7	1,23	-	-	25904	0,0211	21

Гидростатическое давление на глубине 2200 м составит:

Ргст=?ж·g·L=1190·9.8·2200=30,4 МПа.

Давление гидроразрыва на глубине 2200 м:

gradРгр·Н=0.0173·2200=46,7 МПа.

Тогда: Ргд<Ргр-Рс , Ргд<16,3 МПа.

Допустимая скорость спуска эксплуатационной колонны 5,7 м/с.

Рисунок 8. Зависимость гидродинамических давлений от скорости спуска обсадной колонны.

6. Обоснование способа цементирования, параметров и вида тампонажных материалов

Исходные данные для расчёта цементирования эксплуатационной колонны.

Таблица 15

Наименование	Размерность	Условное обознач	Числ знач
Расстояние от устья скважины: - до башмака колонны - до башмака предыдущей колонны - до уровня цементного раствора - до уровня жидкости в конце эксплуатации - до кровли продуктивного пласта Плотность: - опрессовочной жидкости - бурового раствора за колонной - цементного раствора за колонной - жидкости в колонне Длина участка цементного раствора по вертикали Длина участка глиноцементного раствора по вертикали Давление опрессовки на устье Пластовое давление в кровле продуктивного пласта	м м м м м г/см3 г/см3 г/см3 г/см3 м м МПа МПа	L L0 h hкэ hпп роп рж рцр рн H1 H2 Pоп Рпл	2200 1120 740 1200 2187 1.05 1.19 1.85 0.84 1460 740 12,5 24,0

Для качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-100, процесс цементирования производится в одну ступень.

Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле:

;

где ц = 3000 кг/м3 - плотность цемента;

- для цементного раствора:



Найдем необходимый объем:

- цементного раствора:

Vц.р.=

Vц.р.= м3;

- продавочной жидкости:

=(-+0,5) =(0.0134·2200-0,5+0,5)1,05=31,

S=(0.1461-2·0.0077)2=0.0134

- буферной жидкости:

Объем буферной жидкости должен быть таким, чтобы высота столба его в межколонном пространстве составляла 200-500 м.

==4 м3

Объем воды для приготовления:

Vв=, где кц -коэффициент запаса тампонажного материала

- для цементного раствора:

кг;

Vв= м3;

Реологические параметры растворов. Для расчета воспользуемся следующими формулами

Цементный раствор:

;

.

Буферная жидкость:

;

.

Буровой раствор: так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью) и коагулирует, при этом образуется высоковязкая масса. Примем, что параметры раствора

;

.

Определим необходимое количество смесительных машин.

,

где - насыпная плотность цемента; - вместимость одного бункера смесительной машины.

Количество машин для цементного раствора:

Общее число смесительных машин и цементировочных агрегатов:

nсм=3 -количество цементно-смесительных машин

Рисунок 9. Схема обвязки агрегатов при цементировании.

1- цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2- цементировочный агрегат ЦА-320М; 3- блок- манифольда БМ-700; 4- станция контроля цементирования СКЦ-2М; 5- цементировочная головка; 6- ЦА для подачи воды; 7- ЦА для начала продавки.

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с;

Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320).

Так как производительность смесителя по цементному раствору 20,1 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

для закачки цементного раствора.

Определим продолжительность закачки агрегатом ЦА-320М.

Определяется планируемое время цементирования:

сек,

1скорость-Q=2,3л/с

2скорость-Q=4,3л/с

3скорость-Q=8,1л/с

4скорость-Q=14,5л/с

Для закачки используется агрегат ЦА-320М 125:



мин;

мин;

мин;

t=tзак+(10?15)=4,5+11+3,45+6,34+5,8+3,37+14,2+(10?15)=60 мин. - время цементирования.

Рисунок 9. Участие цементировочных агрегатов в цементировании эксплуатационной колонны.

Следует учесть, что при больших скоростях закачки тампонажного раствора при параллельной работе смесительных машин давление на цементировочной головке может превысить допустимое давление цементировочных агрегатов из-за чрезмерного роста гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве.

Расчет процесса закачки выполнен на ЭВМ и прилагается к курсовому проекту.



Далее приведем расчеты, сделанные в программе Zement.exe

7. Обоснование способа контроля качества цементирования

Для определения глубины кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта между камнем, обсадной колонной и стенками скважины широко применяется способ акустической цементометрии (АКЦ). При акустической цементометрии измеряют амплитуды звуковых волн, распространяющихся от спущенного в скважину источника по обсадной колонне и по горным породам, в разных точках по глубине. Амплитуда колебаний, распространяющихся по колонне, окруженной промывочной жидкостью, значительно больше амплитуды на том участке, где она плотно прижата к камню, а амплитуда сигнала, прошедшего по горным породам, тем больше, чем плотнее контакты между колонной, камнем и стенками скважины.

Способ позволяет достаточно правильно найти глубину кровли камня, если плотность промывочной жидкости меньше плотности тампонажного раствора не менее чем на 200 кг/м3. Кривую АКЦ первый раз следует регистрировать до замены продавочной жидкости в колонне жидкостью меньшей плотности и опрессовки. Если записать кривую АКЦ повторно после уменьшения давления в колонне, можно по изменению амплитуды выявить те участки, на которых между колонной и камнем мог нарушиться контакт при радиальном сжатии обсадных труб.

Герметичность обсадной колонны проверяют опрессовкой. Предварительно в эксплуатационной колонне, а также в тех промежуточных колоннах и кондукторах, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование, уточняют положение цементного стакана. Если длина его велика, излишнюю часть стакана до посадочного седла для разделительной пробки разбуривают. Для проверки герметичности эксплуатационной колонны продавочную жидкость в ней заменяют водой и на устье создают избыточное давление Р0П, которое должно на 10 % превышать наибольшее ожидаемое в этом сечении в период опробования, испытания или эксплуатации скважины; давление опрессовки должно быть не меньше 6.48 МПа.

Колонну признают герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не возникают перелив последней и выделение газа на устье и если в период выдержки колонны под давлением снижение последнего в течение 30 мин не превышает 0,5 МПа . Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.

Если внутреннее давление в обсадной колонне после образования тампонажного камня будет существенно больше того, при котором он формировался, камень может растрескиваться в результате радиального расширения обсадных труб, тогда крепь станет негерметичной. Опасное повышение давления в колонне возможно как при опрессовке, так и при эксплуатации скважины. Предотвратить растрескивание камня можно, если опрессовывать колонну до начала формирования цементной оболочки, а на период эксплуатации в обсадную колонну спускать НКТ с пакером внизу и в межколонном пространстве после пакеровки поддерживать давление не выше того, при котором шло формирование камня.

8. Выбор и обоснование способа освоения скважины

Основным работающим объектом является продуктивный пласт БС16-22. С учетом этого фактора в качестве основного принимается перфоратор типа ПК-105:

плотность перфорации - 10 отв/м;

мощность интервала перфорации - 50м;

количество одновременно спускаемых зарядов - 20 шт.

Перфорация производиться при заполнении эксплутационной колонны, от искусственного забоя на 150 м выше интервала перфорации, водным раствором хлористого кальция (для колонны ? 146мм объем 2м3).

Опробование скважины испытателем пластов представляет, в сущности, закачивание скважины, при котором исследуемая зона некрепленого ствола скважины изолируется, разгружается от гидростатического столба жидкости и может давать приток через колонну труб.

Перед началом опробования в течении некоторого времени создают циркуляцию, чтобы удалить из скважины выбуренною породу, а раствор должен быть доведен до необходимых удельного веса и вязкости. Пакер должен быть установлен на участке ствола скважин, где диаметр близок к номинальному, и в наиболее плотных и устойчивых породах.

В процессе бурения без установки цементных мостов проектируется испытать на приток с помощью пластового испытателя КИИ-146 с получением гидродинамических параметров.

Вызов притока осуществляется свабированием. Свабирование осуществляется со стандартного подъемника А-50 и с использованием геофизического подъемника, оснащенного стальным каротажным кабелем.

Величина депрессии на пласт при вызове притока находиться в пределах 100-140 атм. В проекте принимается величина депрессии равна 100 атм, что соответствует снижению уровня до 1000 м.

При вызове притока свабированием необходимо выполнять следующие основные требования:

1. Торцевые части НКТ, предназначенных для спуска для спуска в интервал свабирования, должны быть отрайбированы.

2. До начала работ должны быть опрессованы:

фонтанная арматура на давление опрессовки обсадной колонны;

межтрубное пространство эксплутационной колонны и кондуктора на 90 кгс/см2;

лубрикатор и его сальник на 100 кгс/см2.

3. При спуске в скважину одноразмерной колонны НКТ 73 мм. В нижней части колонны НКТ устанавливается безопасная муфта-воронка с внутренним диаметром 50 мм.

4. Накопительная емкость, куда поступает поднятая из скважины свабом жидкость, должна быть оборудована указателем объема жидкости в ней.

5. Трубные и затрубные задвижки фонтанной арматуры в процессе свабирования должны быть открыты.

6. Не допускается опорожнение колонны ниже уровня, указанного в плане на свабирование.

7. Все участники и производители работ должны быть инструктированы по технологическим правилам и мерам безопасности проведения операции вызова притока свабированием.

8. Свабирование должно производиться до получения фонтанного притока жидкости из пласта или до снижения уровня в колонне до проектной глубины в соответствии с планом освоения скважины.

9. Вопросы ОТ, ОС и ТБ при заканчивании скважин

Спуск и цементирование обсадных колонн в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.

Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.

В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.

При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления и одна из опасностей - это наличие сероводорода. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы - газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискрового инструмента.

При освоении скважины:

· для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение;

· вторичное вскрытие должно производится при обвязке устья скважины превенторной установкой для перфорации;

· при перфорации скважина заполняется взрывобезопасной жидкостью- солевым раствором;

· вызов притока флюидов осуществляется с использованием взрывобезопасной пенной системой;

· устье скважины, манифольдный блок и выкидные линии обвязываются с емкостями для сбора флюидов только жесткими трубопроводами.

Выбор рациональной конструкции скважины является основным этапом проектирования , обеспечивающим качество строительства скважины. Проектная конструкция несет в себе следующие природоохранные функции:

-обеспечивает охрану от загрязнения поверхностных грунтовых вод обязательным спуском направления и подъемом ЦР за ним до устья;

- обеспечивает охрану недр надежным разобщением флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки;

- предупреждает возникновение нефтегазоводопроявлений и открытых выбросов путем использования рационального количества обсадных колонн, расчета глубин их спуска, изоляции нефтегазоводоносных горизонтов тампонажными растворами за всеми обсадными колоннами, а также обязательной установкой на предыдущую колонну противовыбросового оборудования при наличии в разрезе скважины напорных нефтяных горизонтов;

для улучшения сцепления цементного камня со стенками обсадных труб и стенками скважины в проекте предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, разрушающей глинистую корку.

Все выборы по цементированию обсадных колонн осуществляются с установкой техники на специальной площадке у устья скважины. Не допускаются разливы жидких отходов цементирования. Перевозка сухих цементов, глинопорошка и их смесей до буровой площадки предусматривается спецтранспортом и в спецтаре.

10. Спец. тема: Обоснование состава и свойств промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов

Введение. Горно-геологические условия проводки скважины

Многолетняя практика показывает, что осложнения и аварии, обусловленные нарушениями устойчивости стенок скважин, приурочены, главным образом, к интервалам залегания глинистых пород. При этом степень влияния на устойчивость таких пород гидростатического противодавления, гидродинамического воздействия потока промывочной жидкости и ее физико-химического воздействия характеризуется соотношением 8:18:74 [8].

Физико-химическое воздействие промывочной жидкости на глинистые породы, как ее неотъемлемое свойство, принято называть ингибирующей способностью. Ингибирующая способность - это способность промывочной жидкости предупреждать или замедлять деформационные процессы в околоствольном пространстве скважин (кавернообразование, сужение ствола и т.п.), представленном легкогидратирующимися, набухающими и размокающими глинистыми породами. При этом под глинистыми породами понимаются не только собственно глины, но и глинистые сланцы, аргиллиты, породы на глинистом цементе (глинистый песчаник, мергель, алевролит и др.).

Согласно современным представлениям, основные причины потери устойчивости глинистый и глиносодержащих пород связаны с нарушением их естественного влажностного равновесия при взаимодействии с дисперсионной средой промывочной жидкостей и обусловленным этим ростом дополнительных внутренних напряжений в поровом пространстве.

Глинистые породы обладают целым рядом специфических свойств, в частности, высокой гидрофильностью, способностью к адсорбции, набуханию и ионному обмену, в силу чего они способны впитывать в себя несвязанную жидкую фазу промывочной жидкости даже при отсутствии перепада давления в системе "ствол скважины - пласт" (отсутствии гравитационной фильтрации)

В природных условиях глина находится под действием горного давления, температуры и влажности окружающей среды. В земной коре влажность глины зависит от величины горного давления. Со вскрытием глины в процессе бурения величина давления, оказываемого на них, снижается, глины слагающие стенки скважины начинают впитывать воду из состава буровых растворов для восстановления содержания воды в своем составе в соответствии с оказываемым на них новым понижением давления.

Поскольку при одинаковой степени увлажнения толщина гидратных оболочек, а следовательно, и величина гидратационных напряжений выше у глинистых пород с малой удельной поверхностью, в частности, у аргиллитов и глинистых сланцев, то деформационные процессы протекают в них интенсивнее, чем в породах, представленных преимущественно глинистыми минералами (монтмориллонитом, гидрослюдой, хлоритом, каолинитом), и завершаются хрупким разрушением этих пород, то есть их осыпями и обвалами (кавернообразованием). Для типичных глинистых пород с высокой удельной поверхностью характерны пластические деформации, следствием которых является сужение ствола скважины.

Набухание и диспергирование глинистого базиса пород-коллекторов, а также миграция диспергированных глинистых частиц в их поровом пространстве являются одной из главных причин снижения естественной проницаемости продуктивных водонефтегазоносных пластов. Кроме этого, диспергирование шлама и осыпающихся в ствол скважины глинистых и глиносодержащих пород ведет к аккумуляции глинистых частиц в самой промывочной жидкости. В результате этого происходит интенсивное изменение ее функциональных свойств, регенерация которых требует разбавления промывочной жидкости водой, дополнительной обработки ее химическими реагентами и применения многоступенчатых систем очистки. Очевидно, что регенерация свойств промывочных жидкостей неизбежно связана с увеличением их общего объема и объема потребления химических реагентов, что влечет за собой не только увеличение затрат на бурение скважин, но и техногенной нагрузки на окружающую среду.

Для предупреждения или максимального снижения интенсивности проявления всех перечисленных выше процессов, обусловливающих нарушение устойчивости стенок скважин в породах глинистого комплекса и диспергирование этих пород, промывочная жидкость должна обладать высокой ингибирующей способностью.

Анализ процессов взаимодействия воды и различных химических реагентов показал, что уменьшают активность воды и предотвращают доступ воды в глину соединения типа: отдельные представители высокомолекулярных продуктов переработки целлюлозы, полиакриламид, различные типы углеводородов, соли 9.

Буровые растворы, основанные на полигликолях, обычно используются в сочетании с другими ингибирующими добавками. Это обуславливающие полимеры акрильного ряда и ингибирующей соляной фазой на основе соли KCl. При правильном сочетании компонентов эти буровые растворы - устойчивы, высоко ингибирующие и достаточно экономичны.

Гликоль-полимерный ингибирующий буровой раствор (ПГ ИБР) представляет собой водную суспензию, в которой вода находится в максимально связанном состоянии и минимально допустимым содержанием свободных мономеров воды. Все это уменьшает активность воды по отношению к глине. ПГ ИБР предназначен для управления поведением вскрытых в процессе бурения глинистых отложений и сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

В сравнении с другими растворами ПГ ИБР необходимы в меньшем объеме. Также имеют ряд других положительных эффектов, таких как смазка бурильной колонны, противодействия образования сальников.

В настоящее время, ингибирующая способность буровых растворов на основе полигликолей, то есть снижения скорости набухания глин, привлекает наибольшее внимание, так как буровой раствор, имеющий меньшую тенденцию гидратации или дисперсии разбуренного шлама, обычно дает более высокую эффективность контроля на твердой фазой. Эффективность контроля содержания твердой фазы бурового раствора, а именно процентное отношение извлекаемого шлама к объему шлама попадающего в систему бурового раствора в процессе бурения, один из основных моментов эффективности бурения в целом и устойчивости системы бурового раствора в частности. Макромолекулы полигликоля состоят из чередующихся гидрофильных и гидрофобных звеньев. Гидрофильные звенья представлены эфирными атомами кислорода, гидрофобные - фукциональными алкильными группами. Вследствие взаимодействия эфирного атома кислорода с молекулами воды, оксиэтиленовые и оксипропиленовые цепи, растворяясь в воде, образуют истинные растворы. Имея достаточную длину, наряду с гидратно-связанной водой, образуют в растворе клубки, связывая воду также за счет энтропийного эффекта.

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 и газов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора: обвалами, затяжками и прихватами бурильных колонн, течением и растворением хемогенных горных пород, оттаиванием вечной мерзлоты и т.д.

Механизмы повышения устойчивости ствола скважин

При проектировании процесса бурения в глинистых и глиносодержащих отложениях следует учитывать, что стенки скважины, сложенные из глинистых и содержащих их пород, обладают естественной, иногда длительной (многодневной) устойчивостью, которая зависит от четырех главных причин:

физико-химический природы глинистых пород, условий их значения, влаго-

насыщенности;

изменения характера напряженного состояния пород, вызванного строительством ствола скважины;

механического и эрозионного воздействия на породы бурового инструмента и восходящего потока бурового раствора;

гидратации глинистых и глиносодержащих пород под влиянием фильтра бурового раствора.

Осложнения, вызванные, упомянутыми выше причинами, как правило, предупреждаются, в основном управлением свойствами буровых растворов и режимом их течения.

Для неосложненного бурения в данном случае, очевидно, целесообразно реализовать следующие мероприятия:

сохранение ламинарного режима течения в открытом стволе скважины изменением средней скорости течения и реологических показателей в целях увеличения эффективной вязкости;

регулирование дифференциального давления, чтобы минимизировать, как репрессию на пласт, обуславливающую интенсивность отфильтровывания в него жидкой фазы раствора, так и пульсацию противодавления, приводящую к осыпанию неустойчивых отложений;

- управление фильтрационными процессами в системе скважина - пласт, которые в данном конкретном случае для данного типа породы режима течения бурового раствора определяются его физико-химическими свойствами (ингибирующими, антифильтрационными и коркообразующей способностями, величиной и направлением осмотических потоков).

Наиболее распространенные в буровой технологии глинистые растворы при ингибировании становятся более защищенными от агрессии солей, содержащихся в горных породах или в пластовых флюидах. В то же время, ингибирование раствора позволяет, в определенной мере, защищать глинистые горные породы стенок ствола от проявления неустойчивости, набухания глин, сужения ствола, иногда и от осыпания пород, улучает качество вскрытия продуктивных пластов. Сущность ингибирования заключается в частичной регулируемой коагуляции глинистых частиц, приводящей к образованию агрегатов при сохранении общей связности, структурной сетки в растворе.

При этом ингибированный раствор не обязательно должен быть глинистым. В последние годы наиболее широкое распространение получили безглинистые ингибированные раствора типа гидрогелей магния и кальция, полимерсолевые и полимер-гелевые растворы. Использование в качестве ингибиторов минеральных солей приводит к снижению толщины двойных электрических слоев, дегидратации элементарных частиц горных пород, особенно глинистых, усилению прочности связей между ними, а возможно и к уплотнению пород. Поэтому в качестве первых ингибиторов наиболее широкое распространение получили соли кальция, диссоциированный катион которых, имея повышенный электрический заряд и две свободные валентности, активно связывает глинистые частицы между собой. Используя указанный механизм, в буровой технологии применяются и алюминатные ингибированные промывочные растворы, диссоциированный катион которых, (алюминий) имеет более мощный электрический заряд и три свободные валентности 10.

Особое место в ингибированных промывочных растворах занимают калиевые системы. Благодаря отрицательной гидратации ион калия способен глубоко проникать в межплоскостные пространства глинистых пород, тем самым, повышая энергию межпакетной связей. Ингибированные калием глинистые и безглинистые промывочные жидкости наиболее гарантированно позволяют успешно разбуривать неустойчивые терригенные горные породы, включая глинистые сланцы, аргиллиты.

При существующей технологии строительства скважин, определяющие влияние на качество вскрытия продуктивных пластов оказывают буровые растворы и технологические жидкости на стадиях первичного и вторичного вскрытия. Многочисленные исследования показывают, что наиболее интенсивное загрязнение продуктивных горизонтов происходит за счет проникновения в поры коллекторов фильтратов и части твердой фазы промывочной жидкости. По-видимому, характер и продолжительность ухудшения проницаемости пористой среды, при прочих разных условиях, существенно зависит от эффективности кольматации в период мгновенной фильтрации, продолжающейся в течение нескольких секунд с момента контакта ювенильной поверхности пород с промывочной жидкостью. Фильтрация быстро затухает, если фракционный и вещественный состав раствора позволяет за непродолжительное время создавать плотный непроницаемый экран. Дисперсная фаза способна хорошо закупоривать проницаемые пласты, но при освоении продуктивных пород - коллекторов они легко удаляются из них в результате растворения (разложения) кольматанта нефтью или специальными составами. В качестве подобных закупоривающих материалов используются отсортированные по крупности частицы нефтерастворимые воски и смолы, специально подготовленная крупнозернистая соль, а также карбонатные материалы. Карбонатные материалы нашли применение, как при бурении, так и при капитальном ремонте скважин. Они относительно дешевы и пригодны для работы с продуктивными пластами любого типа. Имеется большой положительный опыт применения разбуривания газовых и нефтяных горизонтов и коллекторов малой проницаемости, солевых и межсолевых отложений, сложенных аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Правильный выбор фракционного состава частиц дисперсной фазы раствора позволяет исключить глубокую кольматацию призабойной зоны, повысить качество вскрытия продуктивного пласта по сравнению с глинистыми системами. В целом накопленный большой положительный опыт применения ингибированных систем. Их механизм ингибирования коренным образом отличаются от методов, связанных с изменением энергии взаимодействия в пакетах глинистых частиц, использованием катионов различной валентности в обменном комплексе. Это буровые растворы, основанные на полигликолях. Они получили достаточное влияние в 80-ые годы, в связи с изменением отношения к безопасности окружающей среды, безопасности труда и технологии бурения нефтяных и газовых скважин. При правильном сочетании компонентов буровые растворы на основе полигликолей достаточно устойчивы, высоко ингибирующие и эффективность контроля над твердой фазой. Эффективность контроля твердой фазы бурового раствора, процентное соотношение извлекаемого шлама к общему объему шлама попадающего в систему бурового раствора в процессе бурения, один из перспективных направлений повышения эффективности бурения в целом и устойчивости открытого ствола скважины и целостности выносимого буровым раствором разбуренного шлама. При этом полигликоли позволяют улучшить фильтрационные характеристики бурового раствора, адсорбции их на глине гидрофобизируют ее поверхность, способствует снижению межфазного натяжения фильтрата на границе раздела фаз горная порода - углеводородная фаза пласта, что существенно сказывается на коэффициенте восстановления проницаемости кернов. Механизм действия полигликолей основан на оказании ими воздействия на количество свободной воды и понижения ее активности.

Разработка и оптимизация составов буровых растворов

Наличие в разрезе большого количества глинистых пород верхний интервал разреза целесообразно разбуривать на ингибированной технической воде. При необходимости увеличения плотности воды вводятся хлористый калий или хлористый кальций дополнительно.

Интервалы бурения под кондуктор, эксплуатационную колонну представлены переслаиванием глинистых пород, песчаников и солей. В отдельных участках песчаники проницаемые. Горные породы верхних интервалов склонны к осыпям, обвалам.

Основными критериями оптимизации состава промывочной жидкости при бурении данных интервалов являются:

низкие значения показателя фильтрации;

оптимальные значения статического напряжения сдвига;

высокая ингибирующая способность;

качественная очистка забоя от выбуренной горной породы.

Для правильного подбора состава ингибирующего бурового раствора на основе полигликолей необходимо рассмотреть взаимодействие в системе глинистая частица - вода. В природных условиях частицы глины в глинистых отложениях находятся под действием горного давления. С вскрытием глинистых отложений в процессе бурения величина давления, оказываемого на них, снижается, и они начинают впитывать воду из состава буровых растворов для восстановления содержания воды в своем составе в соответствии с оказываемым на них давлением. Первоначально вода адсорбируется на глине под действием дисперсионных и электростатических сил, как самых быстродействующих. Оболочка глины, состоящая из силикагеля, заполненного водой, способствую тем самым ее первоначальному набуханию. В последующем происходит уже донорно-акцепторное взаимодействие воды с гидратированной силикагелевой поверхностью глины. Однако вода одновременно испытывает действие не только реализующихся гидратных связей, но и дисперсионных сил. В силу этого мономеры воды после заполнения силикагелевой оболочки глины и образования гидратной сетки воды наполняют ее для повышения устойчивости гидратного полимера. Плотность воды на глине может достигать значений до 1500 кг/м3 и более. Подобная сетка будет характеризоваться пониженными значениями диэлектрической проницаемости (=4-20 - в глинистой пасте против =80-82 - для свободной воды).