34

Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет нефтетехнологический

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Курсовой проект по дисциплине:

«Буровые растворы»

Выбор, обоснование и расчет промывочной жидкости

для бурения скважины

Студент: Наиленко М.А. 4-НТФ-2

Руководителель: доцент Ермолаева Людмила Владимировна

Оценка:

Самара 2011

ВВЕДЕНИЕ

Промывочные растворы выполняют ряд функций, которые определяют успешность, скорость бурения, а также ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Поэтому роль промывочной жидкости очень велика, особенно для глубокого и сверхглубокого бурения, которое распространено в нашей стране. Функции промывочной жидкости:

• Разрушать забой;

• Очищать забой от шлама и транспортировать шлам на дневную поверхность;

• Компенсировать избыточное пластовое давление флюидов;

• Предупреждать обвалы стенок скважины;

• Сбрасывать шлам;

• Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование.

Задача курсовой работы состоит в том, чтобы подобрать параметры, тип бурового раствора и химические реагенты для его обработки, с учётом следующих требований:

1. снижение до минимума отрицательного воздействия бурового раствора на продуктивность объектов;

2. снижение до минимума техногенной нагрузки на окружающую природную среду;

3. предупреждение осложнений в процессе бурения и крепления;

4. доступность и технологическая эффективность химреагентов;

5. экономически приемлемая стоимость бурового раствора.

Выбор буровых растворов определяется, прежде всего, геологическими условиями проходки скважины.

1. Геологический раздел

Сугмутское месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, в Пуровском районе. Освоение началось в 1995 году. Среднегодовая температура -6 ^оС. Рельеф местности равнинный, слабо всхолмленный.

1.1. Геологический разрез скважины

Стратиграфия	интервал		Литологический разрез
	от	до
Четвертичные отложения	0	60	Суглинки, глины, пески.
Журавская свита	60	120	Пески серые р/зернистые, глины серые песчанистые.
Новомихайловская свита	120	220	Чередование глин серых с песками и прослоями бурых углей.
Атлымская свита	220	300	Глины серые,з/серые, пески с/серые мелко-зернистые.
Чеганская свита	300	365	Глины з/серые вязкие
Люлинворская свита	365	590	Глины опоковидные серые вверху диатомовые, опоки серые.
Талицкая свита	590	740	Глины алевритистые т/серые с включениями алеврита.
Ганькинская свита	740	900	Глины з/серые, серые однородные пластичные.
Березовская свита	900	1075	Глины серые опоковидные, опоки пепельно-серые.
Кузнецовская свита	1075	1100	Глины серые до темных с голубовато-зеленым оттенком массивные.
Покурская свита	1100	1940	Чередование песков, песчаников, глин, алевролитов. Песчаники серые м/з, глины плотные серые.
Алымская свита	1940	2140	Аргиллиты серые, з/серые с тонкими прослоями алевролита.
Вартовская свита	2140	2780	Песчаники серые м/з, аргиллиты серые, з/серые.
Мегионская свита	2780	2900	Песчаники серые м/з, аргиллиты серые, з/серые.

Интервалы продуктивных пластов

1. К1(БС₉²)

Глубина кровли: по вертикали – 2825 м

по стволу – 2850 м

Мощность – 25 м

1.2. Зоны осложнений

Поглощение бурового раствора

Стратиграфия	Интервал		Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия
	от	до
Четвертичные отложения	0	60	До 5	Отклонение параметров бурового раствора от проектного, нарушение скорости СПО
Журавская свита	60	120
Новомихайловская свита	120	220
Атлымская свита	220	300
Чеганская свита	300	365
Люлинворская свита	365	590

Осыпи и обвалы

Стратиграфия	Интервал		Интенсивность осыпей и обвалов	Условия возникно-вения
	от	До
Четвертичные отложения	0	60	интенсивные	Нарушение технологии бурения, превыше- ние скорости СПО, организационные про- стои (ремонтные работы, ожидание инст- румента, материалов), несоблюдение пара- метров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотдачи, вязкости и др., несвоевремен- ная реакция на признаки осложнений.
Журавская свита	60	120
Новомихайловская свита	120	220
Атлымская свита	220	300
Чеганская свита	300	365
Люлинворская свита	365	590
Талицкая свита	590	740	слабые
Ганькинская свита	740	900
Березовская свита	900	1075
Кузнецовская свита	1075	1100
Покурская свита	1100	1940	слабые
Алымская свита	1940	2140
Вартовская свита	2140	2780
Мегионская свита	2780	2900

Нефтеводопроявления

Стратиграфия	интервал		Вид проявляемо-го флюида	Условия возникновения
	от	до
Покурская свита	1100	1940	вода	Снижение гидростатического давле- ния в скважине из-за: - снижения уровня бурового раствора при бурении или жидкостей глуше- ния при испытании при СПО инст- румента и отсутствии долива сква- жины; - подъема бурильной колонны при наличии сифона или поршневания – требования по устранению в соответ- ствии с п. 2.7.7.16 “Правил безопас- ности…” ПБ 08-624-03 [4]; - снижения плотности бурового рас- твора или жидкостей освоения, за- полняющей скважину ниже допус- тимой величины, определяемой в со- ответствии с требованиями п. 2.7.3.3 “Правил безопасности…” ПБ 08-624- 03 [4]
Мегионская свита	2825	2850	нефть
Мегионская свита	2855	2860	вода

Прихватоопасные зоны

Стратиграфия	Интервал		Условия воникновения
	от	до
Четвертичные отложения	0	60	отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
Журавская свита	60	120
Новомихайловская свита	120	220
Атлымская свита	220	300
Чеганская свита	300	365
Люлинворская свита	365	590
Покурская свита	1100	1940
Алымская свита	1940	2140
Вартовская свита	2140	2780
Мегионская свита	2780	2900

Прочие возможные осложнения

Интервал, м			Вид	Характеристика (параметры)
от (верх)	до (низ)		(название	осложнения и условия
			осложнения)	возникновения
1	2		3	4
0	50	ММП		Растепление пород, кавернообразование, частичная потеря циркуляции, затяжки бурильного инструмента. Условия возникновения: превышение температуры бурового рас­твора от регламентируемых (проектное -табл. 7.2.1); увеличение длительности контакта бу­рового раствора с ММП (времени буре­ния и крепления, в т. ч. простои и т. п.); -некачественное цементирование кондук­тора.
100	350	ММП
1100	1940	Разжижение бурового раствора		Отклонение свойств и параметров буро­вого раствора от проектных, в том числе снижение гидростатического давления на проявляющие пласты за счет снижения плотности (п. 2.7.3.3 "Правил безопасно­сти..." ПБ 08-624-03 [4].
2140	2900	Сужение ствола скважины		Естественный процесс набухания глин, зависящий от времени контакта с буровыми растворами на водной основе и отклонений свойств и параметров раствора от проектных, в том числе уровня фильтрации воды (водоотдачи).