Промыслово-геологические задачи бурения на шельфе Арктических морей

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Техника и технология строительства скважин»

на тему«Оценка качества вскрытия продуктивных пластов методом прямых керновых испытаний»

 

Выполнил студент группы __14 – НМ – НД3 Бериша Денис____

^Ф.И.О.

 

 

Допущен к защите______

Руководитель (нормоконтролер) проекта ______________/Е.Ф. Филиппов/

 

Защищен___________________ Оценка_____________________

 

Члены комиссии __/С.В.Усов/

 

__/О.В. Савенок/

 

 

2015 г.

 

ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет»

Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна

Институт нефти, газа и энергетики

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой НГД

Д.Г. Антониади

__________________

(подпись, дата)

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу

 

студенту ___Бериша Денис_____

факультета: ИНГиЭ

специальности 131000 «Нефтегазовое дело»

Тема курсовой работы: «Оценка качества вскрытия продуктивных пластов методом прямых керновых испытаний»

Содержание задания: выполнение технико-технологических расчетов для Лигносульфонатного бурового раствора «ИРГИС».

 

Объем работы:

а) пояснительная записка _____ стр.

б) графическая часть:__2__ л. формата А 4

Рекомендуемая литература:

1) РД 39-0147001-742-92: «Методика комплексной оценки качества вскрытия продукутивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов», Краснодар, 1992, 82с.

 

Срок выполнения с 09.02.2015 г. по 30.04.2015 г.

Срок защиты с 04.05.2015 г. г.

Дата выдачи задания 09.02.2015 г. г.

Дата сдачи проекта на кафедру 30.04.2015 г.

Руководитель проекта ________________________/Е.Ф. Филиппов/

Задание принял студент ______________________/______________/

Содержание

Введение……………………………………………………………………..5

1.Теоретическая часть на тему «Выбор типа бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов»……………………………………...6

1.1 Лигносульфонатные реагенты………………………………………….6

1.2 Общие требования организации работ на шельфе Арктических морей……………………………………………………………………………7

1.3 Промыслово-геологические задачи бурения на шельфе Арктических морей……………………………………………………………………………8

1.4 Основы управления информативностью геофизических исследований в скважинах……………………………………………………………………12

1.5 Итоги поисково-разведочных работ на шельфе Арктических морей……………………………………………………………………………15

2.Расчеты показателей качества вскрытия продуктивного пласта на буровом Лигносульфонатном буровом растворе «ИРГИС»………………………..16

2.1 Общее положение……………………………………………………….17

2.2 Технологические факторы управления продуктивностью скважины……………………………………………………………………………..18

2.3 Критерии оценки качества пласта……………………………………...19

2.4 Комплексная оценка воздействий на продуктивность скважины……20

2.5 Лабораторные исследования на кернах………………………………..21

2.6 Расчеты показателей качества вскрытия пласта………………………24

Заключение…………………………………………………………………..29

Список использованных источников………………………………………30

Приложения:

Приложение 1 «Установка для исследования блокирующих свойств технологических жидкостей на натурных кернах (на базе УИПК)» (Техническое описание и инструкция по эксплуатации).

Приложение 2 «Протокол определения параметров бурового раствора»

Введение

Помимо требований, обеспечивающих безаварийную проводку скважин с высокой скоростью в различных горно-геологических условиях, буровой раствор должен максимально сохранять естественную проницаемость продуктивных пластов при их вскрытии.

Качество вскрытия пласта определяется степенью уменьшения продуктивности скважины вследствие роста гидродинамических сопротивлений в зонах проникновения фильтратов и твердой фазы рабочих жидкостей при установившемся отборе пластовых флюидов.

Показателем качества первичного вскрытия продуктивных пластов бурением является отношение фактической продуктивности скважины к потенциальной (ОП – показатель относительной продуктивности), который определяется по данным лабораторных исследований на натурных кернах и по результатам геофизических и гидродинамических исследований приствольной части пласта.

Критерии качества первичного вскрытия пласта:

· ОП меньше 0,7 - неудовлетворительное;

· ОП 0,7 … 0,8 - удовлетворительное;

· ОП 0,8 … 0,9 - хорошее;

· ОП больше 0,9 - высококачественное.

Комплексная оценка качества вскрытия продуктивного пластов для конкретного типа бурового раствора в курсовой работе проводится на основе прямых керновых испытаний согласно РД 39-0147001-742-92: «Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов», Краснодар, 1992, 82с.

 

1. Лигносульфонатный буровой раствор «ИРГИС» для первичного вскрытия продуктивных пластов.

1.1 Лигносульфонатные реагенты в бурении — соли лигносульфоновых кислот и их модификации, используемые преимущественно как понизители вязкости различных минерализованных и ингибированных буровых растворов. Лигносульфонатные реагенты — отходы целлюлозно-бумажного производства. Основные лигносульфонатные реагенты, применяемые при бурении: окисленный и хромзамещённый лигносульфонат (окзил), феррохром-лигносульфонат (ФХЛС), сульфит-спиртовая барда (ССБ), сульфит-дрожжевая бражка (СДБ), конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ). Наиболее эффективны окзил и ФХЛС. Окзил (продукт взаимодействия лигносульфоната с дихроматом натрия или калия в кислой среде) — жидкость (pH 3,5-4,5) плотностью 1120-1140 кг/м3 с содержанием сухих веществ 25-27%. Применяется в виде водно-щелочного 5-10%-ного раствора (pH 9-10), соотношение окзила к щелочи 1:0,1 — 1:0,3 (в расчёте на сухое вещество). ФХЛС (продукт взаимодействия лигносульфоната с сульфатом железа и дихроматом натрия или калия) — порошок с влажностью, до 10%; для химической обработки используется так же, как и окзил: в виде 5-10%-ного водно-щелочного раствора с pH 9-10. Эти реагенты применяются для регулирования реологических свойств слабоминерализованных, гипсовых и пресных буровых растворов при температуре до 180°С. Оптимальная концентрация их в растворе 0,5-1%. В известковых буровых растворах, а также растворах, загрязнённых цементом, для снижения вязкости используют исходные технические лигно-сульфонаты ССБ или СДБ, представляющие собой порошки или водные растворы 50%-ной концентрации (плотность 1260-1280 кг/м3 при pH 5-6). Применяют в виде 5-10%-ного водно-щелочного раствора при pH 9-10. Оптимальная концентрация реагента 1-2%. Широко распространена в бурении КССБ — продукт конденсации ССБ с формалином и фенолом в кислой среде. КССБ применяется в основном для регулирования фильтрационных свойств минерализованных и ингибированных растворов при температурах до 150°С (КССБ-2) и до 180°С (КССБ-4). Представляет собой порошок влажностью до 10% или водный раствор 20-25%-ной концентрации при pH около 7. В зависимости от степени минерализации и температуры концентрация КССБ в буровом растворе поддерживается на уровне 2-5%. Недостаток лигносульфонатных реагентов — способность к пенообразованию, поэтому их применяют совместно со специальными пеногасителями.

1.2 Общие требования организации работ на шельфе Арктических морей

Повышение общей экономической эффективности геологоразведочных работ определяется как качеством самого процесса бурения, так и качеством проводимых в скважине промыслово-геологических исследований. Качество строительства скважин определяется уровнем заложенных проектных решений, совершенством используемой техники и технологических процессов. В совокупности все это должно обеспечить безаварийность бурения, плановые сроки выполнения работ, минимальные затраты материальных средств.

При бурении на новых и малоизученных площадях главная проблема строительства скважин связана с непредсказуемостью литологического состава вскрываемых горных пород, фактическими условиями их залегания, конкретными значениями пластовых и поровых давлений, свойствами вскрываемых коллекторов и пластовых флюидов.

Особую опасность при бурении на новых площадях представляют неустойчивые горные породы. В зависимости от состава, строения и условий залегания этих пород и применяемых систем буровых растворов наблюдаются многочисленные осложнения. Затраты времени на борьбу с осложнениями деформационного характера в таких случаях могут достигать 25% от общего календарного времени бурения. При этом отрицательные последствия диспергирования шлама вызывают дополнительные осложнения технологического характера, перерасход химических реагентов, рост объемов технологических отходов и затрат на их утилизацию в условиях нулевого сброса.

Процесс поисково-разведочных работ на шельфе Арктических морей осуществляется в исключительно сложных климатических условиях. Безледовый период работ ограничен 2 – 4 месяцам, есть опасность прохожде ния айсбергов. Все это осложняет работу буровых комплексов и флота снабжения. Поэтому используемые системы буровых растворов должны комплексно решать вопросы длительной устойчивости горных разрезов, гарантировать безаварийность бурения освоенными в практике приемами управления скважиной, использовать доступный ассортимент химических реагентов и традиционные средства контроля технологических параметров. Также необходимо обеспечивать экологическую безопасность и технико-экономическую эффективность проводки скважины.

 

Промыслово-геологические задачи бурения на шельфе Арктических морей

 

Основные положения закона РФ «О недрах» предусматривают обеспечение полноты геологического изучения, рационального использования и охрану недр при осуществлении всех поисково-разведочных работ. В частности, недопустимо использовать технологии и режимы проводки скважин, исключающие выполнение обязательного комплекса геолого-геофизических исследований в скважинах, либо снижающие их информативность. При этом регламентируются виды, объемы, стадийность и порядок проведения, контроля и использования результатов геолого-геофизических исследований в скважинах. Для поисково-разведочных скважин Арктического шельфа обязательными являются следующие геолого-технологические требования к бурению и ГИС:

· достоверная интерпретация полных комплексов геологических, геофизических, технологических исследований вскрываемых разрезов горных пород;

· высокий уровень достоверности геолого-геофизических заключений по нефтегазоносности обнаруженных коллекторов;

· исключение из опробования непромышленных объектов;

· исключение геологически необоснованного спуска обсадных колонн;

· длительная устойчивость ствола скважины, обеспечивающая успешное выполнение промыслово-геологических и технологических проектных решений;

· обеспечение высокой, до 150-180 ⁰С, термостабильности ингибирующих, консолидирующих, фильтрационных, реологических, триботехнических свойств буровых растворов при получении информативных геолого-геофизических материалов.

Исключительно важная роль в комплексе геологоразведочных работ на новых площадях принадлежит геолого-геофизическим исследованиям разрезов скважин (ГИС).

Информативность методов ГИС в значительной степени определяется свойствами используемых буровых растворов. При поисково-разведочном бурении на шельфе Арктических морей геологические службы требуют использовать традиционные, успешно зарекомендовавшие себя в промысловых условиях, методы исследований. Первостепенное значение при этом имеет исходная база данных, обеспечивающая достоверную интерпретацию результатов измерений и возможность получения качественных и информативных промыслово-геологических заключений. В полной мере этим требованиям удовлетворяют пресные глинистые буровые растворы. Однако при вскрытии неустойчивых горных разрезов применение таких растворов не обеспечивает безаварийность бурения

В основе разупрочнения глинистых пород, как правило, лежат процессы гидратации глинистых минералов. Обеспечение устойчивости ствола скважины в таких случаях достигается применением специальных типов буровых растворов ингибирующего действия. В тоже время установлено, что ингибирующие буровые растворы могут создавать специфические условия, изменяющие или искажающие геолого-геофизические характеристики разрезов скважин [1, С.31]. В результате этого снижается инфор мативность электрометрических, радиометрических, акустических методов каротажа. Проведение некоторых видов исследований становится вообще невозможным. По этой причине резко падает достоверность геофизических заключений по стратиграфическому расчленению разреза скважины, выявлению геофизических коррелятов, литологическому строению пород, обнаружению коллекторов и оценке их продуктивности. Осуществляется неоправданный спуск обсадных колонн без должного перекрытия несовместимых интервалов вскрываемых пород.

Внедрение в практику бурения на площадях Арктического шельфа известкового раствора на основе органической коллоидной фазы в значительной степени повысило устойчивость глинистых разрезов. Однако, был выявлен целый ряд факторов, ограничивающих применение таких систем в условиях морского бурения:

· большие расходы химреагентов на первичное приготовление, высокая тиксотропия, седиментационная неустойчивость, неоднородность состава при остановках циркуляции, слипание шлама в агрегаты – все это демонстрирует нетехнологичность бурового раствора;

· при испытании продуктивных объектов скважины, пробуренной на известковом растворе, дебит газа оказался в 5-6 раз меньше, чем при вскрытии аналогичного интервала на глинистом лигносульфонатном растворе;

· высокая минерализация известкового раствора не обеспечивает информативность электрометрических исследований, наблюдаются скачки электропроводности во времени и по стволу скважины из-за колебаний компонентного состава;

· образование непроницаемой алюмосиликатной корки на стенках скважины недопустимо искажает акустическую характеристику пород;

· блокирование алюмосиликатной коркой проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласты приводит к совпадению показаний разноглубинных методов каротажа в коллекторах;

· по заключению геолого-геофизических служб применение известкового раствора на основе органической коллоидной фазы ведет к потере 60% информации ГИС.

В настоящее время наибольшее распространение имеют буровые растворы, ингибированные калийсодержащими реагентами (хлористый калий, алюмокалиевые квасцы). Специально выполненные геофизические исследования в опытных скважинах при поэтапном вводе в буровые растворы нарастающих концентраций таких ингибиторов позволили нам выявить следующие количественные закономерности снижения радиометрической и электрометрической информативности ГИС [1, С.36-46]:

· ингибирование 0,3-0,5% алюмокалиевыми квасцами (АКК) в сочетании с 0,5 – 1,0 % КОН снижает удельное электрическое сопротивление (УЭС) на 56-65%, кажущиеся сопротивления пород (КС) на 18-29%, потенциалы самопроизвольной поляризации (ПС) на 60-70%;

· ингибирование 3-5% КСl вызывает снижение УЭС на 80-85%, КС на 50-75%, потенциалы ПС исчезают или меняют полярность;

· радиоактивные изотопы К⁴⁰, присутствующие в калиевых ингибиторах, вызывают значительный рост интенсивности излучения, в результате чего разрезы пластов практически не расчленяются по данным гамма-каротажа (ГК);

· собственная радиоактивность буровых растворов при химобработках калийсодержащими ингибиторами достигает 5-8 мкр/ч., что в 7-11 раз превышает допустимую погрешность радиометрических методов измерений.

В результате такого снижения информативности электрометрических и радиометрических методов ГИС происходит значительная потеря геоло гической информативности при оценке глинистости, пористости, нефтегазонасыщенности вскрываемых пород, возможен пропуск коллекторов. По нашим оценкам в таких условиях подтверждаемость геолого-геофизических заключений не более 48%.