Выбор состава бурового раствора

 

Состав бурового раствора принимаем в соответствии с рекомендациями.

Интервал 0-353 м. Для бурения интервала был выбран пресный полимерно-глинистый раствор. В соответствии с величинами пластового давления и давления поглощения раствор должен иметь плотность 1180 кг/м³. Дисперсионной средой глинистого раствора будет являться пресная вода. Активной твердой фазой глинисто­го раствора будет глинопорошок марки ПББ и частично разбуриваемая глина. Также будем использовать следующие реагенты:

• для понижения водоотдачи будем использовать реагент-полимер КМЦ-600,

• для регулирования щелочности NaOH,

 

Состав раствора:

Значительная часть глинистого раствора, необходимого для бурения интервала, получается за счет диспергирования выбуренной породы со смешанным составом поглощенных катионов. Для улучшения гидратации и облегчения диспергирования выбуриваемой глины раствор следует обрабатывать кальцинированной содой. Этот реагент необходим и для связывания катионов Са²⁺, попадающих в буровой раствор с пластовыми водами.

 

Таблица 10.1

Компонентный состав бурового ратвора

 

№ п/п	Компонентный состав бурового раствора	Расход химических реа­гентов и материалов, кг/м3
	Вода пресная, кг/м3	остальное
	Глинопорошок марки ПББ
	КМЦ-600
	Nа2СО3

 

 

Интервалы 353-690м и 1158 – 1661м.

Для бурения интервала была выбрана техническая вода. В соответствии с величинами пластового давления и давления поглощения раствор должен иметь плотность 1020 кг/м³.

 

Интервалы 690-1158м и 1661 – 1686м.

Геологический разрез этого интервала представлен известняками. Для бурения этого интервала был выбран полимер-карбонатный раствор плотностью 1250 кг/м³.

Состав раствора:

Таблица 10.2

№ п/п	Компонентный состав бурового раствора	Расход химических реа­гентов и материалов, кг/м3
	Глина
	КМЦ-600
	Nа2СО3
	Мел (кислорастворимый карбонатный)
	Смазывающие добавки (графит)
	Вода	остальное

 

Интервал1686-1697м. Продуктивный пласт

Геологический разрез этого интервала представлен песчаниками. Для бурения этого интервала был выбран полимерный раствор плотностью 1020 кг/м³.

Состав раствора:

Таблица 10.3

№ п/п	Компонентный состав бурового раствора	Расход химических реа­гентов и материалов, кг/м3
	КМЦ-600
	Nа2СО3
	ПАА (PRAESTOL – 25400)
	Al2(SO4)3	0, 4
	Вода	остальное

 

Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках

 

Общий расход компонентов бурового раствора:

М = m · V, (10.3)

где m – содержание компонента, кг/м³

V – объём бурового раствора, м³

Интервал 0-353 м.

• Потребность в глинопорошке

М = 293 · 73 = 21, 4 т

• Потребность в КМЦ-600

М = 3 · 73 = 0, 2 т

• Потребность в Nа₂СО₃

М = 6 · 73 = 0, 4 т

 

Интервалы 690 -1158м и 1661 – 1686м.

· Потребность в глинопорошке

М = 81 · 195 = 15, 8 т

· Потребность в КМЦ-600

М = 5 · 195 = 0, 97 т

• Потребность в Nа₂СО₃

М = 5 · 195 = 0, 97 т

· Потребность в меле

М = 82 · 195 = 16 т

• Потребность в графите

М = 10 · 195 = 1, 95 т

 

Интервал 1686-1697 м.

• Потребность в Al₂(SO₄)₃

М = 0, 4 · 196 = 0, 08 т

• Потребность в КМЦ-600

М = 5 · 196 = 0, 98 т

• Потребность в ПАА

М = 3 · 196 = 0, 6 т

• Потребность в Nа₂СО₃

М = 5 · 196 = 0, 98 т

 

Регулирование технологических свойств бурового раствора в процессе бурения

 

Регулирование свойств раствора производится реагентами входящими в состав раствора.

1. При возрастании показателя фильтрации раствор обрабатывается КМЦ в количестве 0, 05-0, 2% (при СП более 750) от объема бурового раствора.

2. При снижении рН менее 8 - раствор обрабатывается кальцинированной содой в количестве 0, 1-0, 2% от объема бурового раствора.

3. При возрастании вязкости раствора и его плотности в связи с увеличением содержания выбуренной породы, буровой раствор обрабатывается 0, 3%-ми водными растворами КМЦ и кальцинированной соды.

Все рекомендуемые химические реагенты соответствуют «Перечню химреагентов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли», составленному Государственным центром по сертификации химреагентов для нефтяной промышленности (ГЦСС «Нефтепромхим»).

Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубины

Роторный способ бурения.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал, по формуле:

где ρ _кр – критическая плотность, при которой может произойти гидроразрыв, кг/м³;

Р_г – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, МПа;

∑ (Δ Р_кп) – потери давления в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, МПа;

L_n - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м;

φ – содержание жидкости в шламожидкостном потоке.

Исходные данные:

Механическая скорость бурения,

Производительность насоса, Q =0, 016 м³/с;

Гидравлическое сопротивление на стояке α _с =0, 4·10⁵ м^-4;

Гидравлическое сопротивление в буровом рукаве α _ш =1, 2·10⁵ м^-4;

Гидравлическое сопротивление в вертлюге α _в =0, 44·10⁵ м^-4;

Гидравлическое сопротивление в ведущей трубе α _к =0, 4·10⁵ м^-4;

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и ∑ (Δ Р_кп).

 

Значение φ рассчитаем по формуле:

где Q - производительность насоса, м³/с;

υ - механическая скорость бурения, м/с;

d_c – диаметр скважины.

то есть содержание шлама в потоке (1-φ )=0, так как скорость мала.

Для определения величины ∑ (Δ Р_кп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле для течения в кольцевом канале:

где

η – пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с;

τ _о – динамическое напряжение сдвига, Па;

d_r – определяется как разность между диаметром скважины и наружным диаметром бурильных труб;

ρ – плотность промывочной жидкости.

За УБТ:

 

 

За ТБПВ:

Определим действительные числа Re при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

За УБТ:

За ТБПВ:

Так как полученные значения Re_кп< Re_кр , то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим числа Сен-Венана по формуле:

За УБТ:

 

 

Для ТБПВ:

Находим значения β по формулам:

За УБТ:

Для ТБПВ:

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле:

где d_м – наружный диаметр замка;

l_Т – средняя длина трубы, в данной колонне, м.

тогда

Потери давления на участке за УБТ:

Суммируя значения Р_кп получим ∑ ( Р_кп) необходимую для вычисления ρ _кр больше принятого ρ =1020 кг/м³.

По формуле:

Так как ρ _кр> ρ, то условие не допущение гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (11.3):

В УБТ:

В ТБПВ:

Находим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну, по формуле:

 

В УБТ:

В ТБПВ:

В бурильной колонне везде действительные числа Re_т< Re_кр , следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

 

где λ _Т – коэффициент гидравлического сопротивления трению в трубах.

Вычисляем значения λ _Т по формуле:

где К – шероховатость для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства равной 3·10^{-4 м, а для необсаженных участков затрубного пространства 3·10-3 м.}

 

В УБТ:

 

В ТБПВ:

Потери давления внутри ТБПВ, УБТ определяем по формуле (11.12):

В УБТ:

В ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП - 127 в колонне определяем по формуле:

где d_зв – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.

где υ _Т – средняя скорость жидкости в трубах.

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее определены для участка длиной 1076м. Перечислим это значение на полную длину ТБПВ L = 1597м.

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах, циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте:

Рассчитываем резерв давления Δ Р_р – для потерь в долоте по формуле (11.18) при в=0, 8:

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле при µ=0, 95:

Так как υ _д> 80 м/с и перепад давления Δ Р_д=8, 837 МПа < Δ Р_кр=12 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ _д.=80 м/с, найдем перепад давления по формуле:

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе:

Площадь промывочных отверстий вычисляем по формуле:

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле:

Бурение гидравлическими забойными двигателями (турбобур и ВЗД)

Методика гидравлического расчета при роторном и турбинном бурении мало отличаются друг от друга.

При расчете дополнительно лишь необходимо учитывать перепад давления в турбобуре (ВЗД), а также между ними и стенками скважины. Имея ввиду вышеизложенное, проделаем гидравлический расчет в конспективной форме.

Предварительно вычислим параметры (φ ).

Значение φ рассчитаем по формуле (11.2):

Для турбинного способа бурения

υ _м=5, 19·10^-3 м/с – для турбобура.;

υ _м=2, 59·10^-3 м/с – для ВЗД;

то есть содержание шлама в потоке (1-φ )=0.

Для бурения ВЗД:

то есть содержание шлама в потоке (1-φ )=0.

Определим действительные числа Re при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (11.5):

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

 

Учитывая, что для технической воды τ =0 найдем критические числа Рейнольдса по формуле (11.3):

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ И ТБПВ:

Таким образом, в кольцевом канале за УБТ, ТБВК, турбобуром и ВЗД режим течения жидкости турбулентный.

Потери давления в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

Рассчитаем коэффициенты λ _кп по формуле (11.24)

За турбобуром и ВЗД:

За УБТ:

За ТБПВ:

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала по формуле (11.10):

За турбобуром и ВЗД:

 

За УБТ:

За ТБПВ:

 

Вычислим потери давления по формуле (11.23):

За турбобуром:

За ВЗД:

 

За УБТ для турбинного способа бурения:

 

За УБТ для бурения ВЗД:

За ТБПВ для турбинного способа бурения:

 

 

За ТБПВ для бурения ВЗД:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (11.9):

Для турбинного способа бурения:

Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (11.9):

Для бурения ВЗД:

Суммируя значения Р_кп получим ∑ ( Р_кп) необходимую для вычисления ρ _кр:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

По формуле найдем ρ _кр:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Так как ρ _кр> ρ, то условие не допущение гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнольдса по формуле (11.3):

В турбобуре, ВЗД, УБТ и ТБПВ Re_кр=2100

Действительные числа Рейнольдса определим по формуле (11.11):

В УБТ:

В ТБПВ:

 

В бурильной колонне везде действительные числа Re_т> Re_кр , следовательно, течение жидкости в колонне турбулентное:

 

Вычисляем значения λ _Т по формуле (11.13):

 

В УБТ:

В ТБПВ:

 

 

Потери давления внутри ТБПВ и УБТ определяем по формуле (11.12):

Для турбинного бурения:

В УБТ:

В ТБПВ:

Для бурения ВЗД:

В УБТ:

В ТБПВ:

Местные потери от замков ЗП – 127 в колонне определяем по формуле (11.14):

 

Для турбинного способа бурения:

Местные потери от замков ЗП - 127:

Для бурения ВЗД:

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле (11.16):

Перепад давления в турбобуре и ВЗД найдены в подразделе 10.2 и равны Δ Р_тб= 7, 497 МПа, Δ Р_взд= 4, 44 МПа, соответственно.

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах, циркуляционной системы по формуле (11.17), за исключением потерь давления в долоте:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Рассчитываем резерв давления Δ Р_р – для потерь в долоте по формуле (11.18) при в=0, 8:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (11.19) при µ=0, 95:

 

Для турбинного способа бурения:

 

Для бурения ВЗД:

Так как в обоих случаях υ _д> 80 м/с и перепад давления Δ Р_д < Δ Р_кр=7МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υ _д.=80 м/с, найдем перепад давления по формуле (11.20):

Расчетное рабочее давление в насосе составит:

Для турбинного способа бурения:

Для бурения ВЗД:

Находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (11.21)

В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (11.22):

 

Строим график распределения давления в циркуляционной системе.

 

 

Р, МПа

 

Рис. 11.1. График распределения давления в циркуляционной системе.

 

 

12. Обоснования выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки Выбор средств для размещения, приготовления, очистки, дегазации, перемешивания и обработки промывочной жидкости.

При выборе буровой установки необходимо предусмотреть следующие факторы:

- глубина скважины;

- конструкция скважины;

- способ бурения;

- возможные осложнения;

- рельеф местности и климатические условия.

Исходные данные:

Проектная глубина бурения 1697 м.

Конструкция скважины:

- шахта 508х11, 1мм;

- направление 426х10, 0 мм;

- кондуктор 324х8, 5 мм;

- промежуточная колонна 245х7, 9мм

- эксплуатационная колонна 168х8, 9 мм;

- открытый ствол.

Максимальная масса:

· Бурильной колонны в воздухе – 70, 6т

· Обсадной колонны в воздухе – 49, 4т

Ниже приведён расчёт для установки БУ – 2900 /175ЭП (допускаемая нагрузка на крюке 175т).

В соответствии с п.2.5.6 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» необходимо соблюдение следующих условий:

1. G_max. бурильного инструмента ≤ 0, 6 G_доп. на крюке:

70, 6т < 175 · 0, 6т = 105т

2. G_max. обсадной колонны ≤ 0, 9 G_доп. на крюке:

49, 4 < 175 · 0, 9т = 157, 5т.

Возможно применение стационарной буровой установки типа

БУ-2900/175.

Приготовление буровых растворов осуществляется на участке централизованного приготовления УБР (на глинзаводах) и завозится в необходимом количестве на буровую.

В процессе бурении следует применять трехступенчатую систему очистки бурового раствора (вибросито, пескоотделитель, илоотделитель), так как многократное применение бурового раствора позволит компенсировать дополнительные затраты и, тем самым, повысит окупаемость раствора. Для поддержания свойств раствора в процессе бурения оброботкой химреагентами, по мере необходимости, дополнительно иметь на буровой химреагентами согласно ПСС.

Оборудовать устье скважины превентором типа ОП 230x350 с глубины 282 м.

Ниже приведена схема расположения оборудования.

 

 

 

Рис. 12.1. Схема расположения оборудования

 

Циркуляционные системы современных буровых установок представляют собой комплект металлических резервуаров, в которых размещается рабочий объём промывочной жидкости. Этот объём участвует в циркуляции во время бурения, проработки или промывки скважины. На резервуарах циркуляционной системы смонтировано оборудование для очистки, дегазации, перемешивания бурового раствора, а иногда и устройства для приготовления, утяжеления и химической обработки бурового раствора.

Минимальная вместимость рабочих ёмкостей должна обеспечивать долив скважины при подъёме бурильной колонны с любой глубины бурения скважины или полное вытеснение из обсадной колонны цементного раствора в условиях полного поглощения при цементировании.

Таким образом, вместимость рабочих ёмкостей циркуляционной системы зависит от глубины бурения и конструкции скважины. Исходя из этих соображений нормативными документами определен минимально допустимый объём резервуаров циркуляционных систем буровых установок различных классов.

Количество запасного раствора зависит от объёма скважины, а поскольку объём скважины меняется от интервала к интервалу, вместимость резервуаров должна обеспечивать размещение наибольшего при бурении данной скважины объёма запасного раствора.

 

 

Таблица 12.1

 

Комплектация циркуляционной системы буровой установки

производства АООТ ВЗБТ машиностроительный завод.

 

Оборудование	Циркуляционная система
ЦС-М2900ДЭПК
БУ2900/175ЭП
Блок очистки Комплектующее оборудование: вибрационное сито ВС-11 пескоотделитель ГЦК – 360М илоотделитель ИГ – 45М дегазатор Каскад – 40 Блоки приготовления и обработки бурового раствора Комплектующее оборудование: система приготовления жидких химреагентов из порошкообразных материалов система приготовления утяжеленного буровых растворов Блок хранения бурового раствора ( тип I) объемом
Продолжение табл. 12.1
46м3 в комплекте с подпорным насосом ГРА170/40 Блок хранения бурового раствора ( тип II) объемом 46м3 без подпорного насоса Блок хранения бурового раствора ( тип III) объемом 46м3 в комплекте с подпорным насосом ГРА170/40 Емкость объемом 3, 2 м3 для хранения жидких химреагентов Перемешиватели: лопастный гидравлический Емкость для объемом 50 м3 для хранения воды Емкость для объемом 10 м3 для долива скважины Емкость для сбора технологических сточных вод Насос ВШН – 150 для циркуляции бурового раствора при забуривании скважины Прибор контроля уровня и плотности бурового раствора в приемной емкости

 

 

 

Рис. 12.2. Схема циркуляционной системы

1-растворопровод; 2- трубопровод долива; 3- блок очистки; 4- шкафы электрооборудования; 5, 8- всасывающие трубопроводы; 6- подпорный трубопровод; 7- блок подпорных насосов; 9-укрытие.

⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒

Поделиться: