Проектирование технологического регламента на промывочные растворы для бурения скважины глубиной 3800 м на месторождении «Тамарлы»

style="text-align:justify">

 

КСАНТАН  ГАМ  Д 

 

 

МИЛ-ПАК ЛВ

 

 

БИО-ЛОЗ

 

 

БАКЦИД

 

 

КЛЭЙ ТРОЛ

 

5.Биополимерный.

NaOH

 

Na₂CO₃

 

KCl

 

 

Биополимер(флоузан)

 

Биополимер(БИО-ПАК)

 

КЕМТРОЛ Х

 

DFE 806

 

DFE 805

 

КАРБОНАТ КАЛЬЦИЯ

 

Бакцид

 

КЛЭЙ-ТРОЛ

 

ФИЛЬТРЕКС

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Выбор и обеспечение технологии приготовления и химической обработки промывочной жидкости 

Процесс приготовления бурового раствора включает в себя три технологические  операции:

а) приготовление исходного раствора;

б) обработка его реагентами для  обеспечения требуемых параметров;

в) обеспечение требуемой плотности  в случае разбуривания пластов с аномальным давлением.

Исходный  раствор готовится по требуемой  плотности смешением дисперсной среды (вода) и дисперсной фазы (глинопорошок).

Технология  обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров должны производиться согласно регламенту.

9. Организация контроля параметров бурового раствора на буровой.

В процессе бурения скважин параметры  буровых растворов выходят за  пределы регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов и т. д. Это  приводит к дестабилизации промывочной  жидкости.

Такого негативного влияния  необходимо избегать. Это достигается  путем:

• периодического контроля  параметров бурового раствора;
• выбора технологии и средств очистки бурового раствора;
• выбора средств повторных химических обработок раствора.

Показатели свойств  бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей  буровому мастеру результатов и  рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.

Перед и после вскрытия пластов с АВПД, при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости. Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны)  должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

В данном случае можно  руководствоваться таблицей 9.1.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 9.1

Периодичность контроля параметров бурового раствора

Параметр	Частота измерений параметров
	Неосложненное бурение	Бурение в осложненных  условиях	При начавшихся осложнениях  или выравнивании раствора
Плотность, УВ	Через 1 ч	Через 0,5 ч	Через 5-10 мин
ПФ	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 ч
СНС	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 ч
Температура	–	2 раза в смену	Через 2 ч
Содержание песка	2 раза в смену	2 раза в смену	–

10.Гидравлический расчет циркуляционной системы.

Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах бурения мало отличаются друг от друга.

При расчете дополнительно  лишь необходимо учитывать перепад  давления в турбобуре, а также  между ним и стенками скважины. Имея ввиду изложенное выше, проделаем гидравлический расчет в конспективной форме.

10.1. Вторая проверка подачи жидкости

Рассчитанную по формуле (4.5) подачу Q проверим на соответствие второму условию, из которого следует, что давление промывочной жидкости в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления, необходимого для гидроразрыва данного пласта. Второе условие можно записать следующим образом

 

где   ρкр≤ -   критическая   плотность,   при   которой   может   произойти гидроразрыв кг/м3; Рr, - давление гидроразрыва (поглощения) пласта. Па;   - потери давления при движении  промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; Ln - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м;

 

содержание жидкости в  шламожидкостном потоке.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости. Определим  критическую плотность промывочной  жидкости, при которой может произойти  гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал по формуле (10.1).

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры  и Значение рассчитаем по формуле (10.2) с помощью найденных в п. 7.5 скорости механического бурения:

 и в п. 7,3 расхода  Q = 0,032 м³/с:

 

 

т.е. содержание шлама в  потоке   т.к. скорость мала.

 

10.2 Расчет потерь давлении в элементах циркуляционной системы.

Общий потери давления ΔР при движении промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы определяется из выражения

ΔР = ∑ (ΔРi) = ∑ (ΔРТ) + ∑ (ΔРкп) + ΔРмт + ΔРмк + ΔРо + ΔРтб +

+ ΔРд + ΔРг,                                                (10.3)

 

где ∑ (ΔРТ), ∑ (ΔРкп) - потери давления на трении по длине в трубах и кольцевом пространстве. Па; ΔРмт ,ΔРмк потери давления в местных сопротивлениях в трубах и кольцевом пространстве, Па; ΔРо - потери давления в наземной обвязке. Па; ΔРтб - перепад давления в турбобуре. Па; ΔРд - потери давления в промывочных отверстиях долота. Па; ΔРг -разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах, Па.

Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной  жидкости в трубах и кольцевом  канале необходимо определить режим  течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные  формулы. Для этого вычисляется  значение критического числа Рейнольдса течения промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному.

Это число для вязкопластичных жидкостей определяется по формуле

 

Reкр =2l00 +7,3 Не0,58,                  (10.4)

где: Не = ρ d2r τ/η2 - число Хедстрема; η - пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с; τ0 - динамическое напряжение сдвига. Па. При течении жидкости внутри бурильной колонны значение dr принимается равным внутреннему диаметру бурильных труб dв. В затрубном пространстве dr, определяется как разность между диаметром скважины dc и наружным диаметром бурильных труб dн.

Если число Рейнольдса Re движения жидкости в трубах Reт или кольцевом пространстве Reкп больше вычисленного значения, то режим течения турбулентный. В противном случае движение происходит при ламинарном режиме.

Значение Reт и Reкп определяются по формулам

 

 

 

 

 

где   cредняя  скорость

жидкости в трубах и  кольцевом канале; dB и dH - внутренний и наружный диаметры секций бурильной колонны, состоящей из труб одного размера, м.

При турбулентном режиме течения  потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси-Вейсбаха: внутри труб

 

в кольцевом пространстве

 

где - длина секции бурильных труб одинакового диаметра dB или участка затрубного пространства с одинаковыми dв и dc, м; и коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах и кольцевом пространстве. Их значения следует вычислять по формулам:

 

 

Шероховатость К примем для стенок трубного и обсаженных участков отрубного пространства равной 3·10-4 м, а для необсаженных участков затрубного просгранства  3·10-3 м.

В случае ламинарного режима течений вязкопластичных жидкостей формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид:

 

 

где коэффициенты, значения которых можно определить по графику предварительно вычислив число Сен-Венаиа для труб Seт или кольцевого пространства Seкп, по формулам:

 

 

Значения  можно также найти из выражения:

1-4/Se (1.2+0.5Se-1)                  Se ≥ 10 

β=     Se/(12+1.3Se)   Se < 10     

                                           (10.15)                              

По формулам (10.8) и (10.12) определяются потери давления в кольцевом канале между стенками скважины и турбобуром. При этом значениям dн и l в формулах будут соответствовать наружный диаметр корпуса турбобура dт, и его длина lт,.

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются из выражения

 

где lт - средняя длина трубы в данной секций бурильной колонны, м; l - длина секции бурильных труб одинакового размера, м; dм - наружный диаметр замкового соединения, м.

Для секции бурильной колонны, состоящей из труб, имеющих диаметр  проходного отверстия в замковом соединении меньше диаметра канала труб, потери давления в местных сопротивлениях внутри труб вычисляется по формуле:

 

где dзв - наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м;

Если нет конкретных промысловых  данных при выполнении расчетов в  курсовом проекте значение lт можно принять равным 12м.

Потери давления в наземной обвязке определяется из выражения

ΔPi =(αс+αш+αв+αк) ρQ2       

где   αс ,αш ,αв ,αк -   коэффициенты   гидравлических   соггротивлений различных элементов обвязки, взятые из табл. 10.1.

Элемены Обвязки	Условный размер, мм	Диаметр проходного сечения, мм	Обозначение по формуле (10.18)	Значение α·10-5, м-4
Стояк	114 140 168	-	αс	3,4 1,1 0,4
Буровой рукав		38 76 80 90 102	αш	38,0 1,2 0,93 0,52 0,3
Вертлюг		32 75 80 90 100	αв	27,0 0,9 0,7 0,44 0,3
Ведущая труба. (квадрат)	65 80 112 140 155	32 40 74 85 100	αк	11,0 7,0 1,8 0,9 0,4

Перепад давления в турбобуре  ΔPтб вычисляется по формуле

 

,                            (10.19)

где -   справочные значения перепада давления в турбобуре, подачи и плотности жидкости.

Перепад , определяется но формуле

 

                                                           (10.20)

В промывке без углубления, когда плотность раствора на входе  и выходе скважины сравняется ΔРт станет равным нулю. При выполнении расчетов в курсовом проекте значение ρш можно принять 2500 кг/м3.

Действительные числа   в кольцевом пространстве определим по формуле (10.6). При этом внутренний диаметр последний обсадной колонны примем равным диаметру долота dc = 0,2159 м.

 

Для определения величины найдем линейные и местные потеридавления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвыслабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдсапромывочной жидкости ,  при котором происходит переходламинарного режима в турбулентный, по формуле (10.4) для течения вкольцевом канале:

За УБТС2-178

 

 

 

За УБТС2-146

 

 

За ТБВК

 

 

Определим действительные числа  Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле (10.6): между ТБВК и необсаженным

стволом, диаметр которого  примем равным  внутреннему диаметру последней обсадной колонны d_c = 0,245 м:

За ТБВК:

 

заУБТС2-178:

 

заУБТС2-165:

 

Так как полученные значения Re_кн < Re_кр то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Вычислим числа Сен-Венана по формуле:

За ТБВК:

 

За УБТС2-178:

 

За УБТС2-165:

 

За ТБВК:

 

За УБТС2-178:

 

За УБТС2-165:

 

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства на участке за ТБВК до глубины слабого пласта по формуле (10.12):

 

 

 

 

Местные потери от замков ЗУК-155 в кольцевом пространстве определяем по формуле (6.16). Согласно табл. 5.7 dM = 0,155м. Примем Ст= 12м.

 

Потери давления на участке  за УБТ:

 

 

Суммируя значения Ркп, получим , необходимую для вычисления кр больше принятого= 2080 кг/м, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычисляем потери давления внутри бурильной колонны. Для этого  определяем критические числа Рейнольдса по формуле (10.4):