Бурение нефтяных и газовых скважин

Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем выше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, порой более важных функций промывки скважины.

Итак, комплексный подход к выбору свойств бурового раствора и режимных параметров циркуляции позволит обеспечить выполнение основных функций технологического процесса промывки скважин.

Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:

жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;

концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенная по объему величина плотности твердой/ фазы -- максимальной;

буровые растворы должны быть недиспергирующимися под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;

буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание;

буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования, их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;.

смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.

Плотность. В зависимости от характера проводимых при бурении операций требования к плотности бурового раствора могут быть разными. Для обеспечения оптимальной работы долота плотность бурового раствора должна быть минимальной. Однако современная технология проходки скважин такова, что плотность бурового раствора выбирают из условия недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород.

Статическое напряжение сдвига. Для работы долота вода -- лучшая жидкость, но отсутствие тиксотропных свойств резко ограничивает ее применение. Воду невозможно утяжелить грубодисперсными тяжелыми порошками, а при больших глубинах бурения, когда цикл циркуляции через скважину соизмерим с длительностью работы долота на забое, она не способна выполнить главную функцию -- удерживать оставшийся в скважине шлам во взвешенном состоянии в перерывах циркуляции. В результате этого в стволе возникают прихваты бурильной колонны так называемыми сальниками -- пробками, образующимися из шлама.

Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Очевидно, в целях улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проходке же проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продуктивных горизонтов величина показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется.

Вязкость. Требование к величине вязкости раствора однозначное: она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости отмечается всеобщий

положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве.

Динамическое напряжение сдвига. Очистка скважины от шлама определяется главным образом двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидротранспорта шлама из скважины на дневную поверхность

ламинарным потоком, а также для предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига 15--20 дПа. Дальнейшее увеличение динамического напряжения сдвига не приводит к сколько-нибудь заметному улучшению очистки скважины от шлама.

Исходя из опыта бурения эксплуатационных скважин на Сорочинско-Никольском месторождении, выбираем 4 вида бурового состава:

1. Глинистый нестабилизированный раствор. Интервал 0 - 450 м

2. Глинистый соленасыщенный нестабилизированный раствор.

Интервал 450 - 1135 м

3. Техническая вода. Интервал 1135 - 2050 м

4. Хлоркалиевый раствор. Интервал 2050 - 2530 м.

ИНТЕРВАЛ 0-30м. (НАПРАВЛЕНИЕ) 426мм.

ТИП РАСТВОРА: Бентонитовый.

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 1,08-1,12 г/см³

Условная вязкость 35-60 сек

РН 8-9

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 50кг/м ³

Na OH 2 кг/м³

Na₂СО₃ 3 кг/м³

Графит 10 кг/м³

ИНТЕРВАЛ 30-280м. (КОНДУКТОР) 324мм.

Представлен отложениями меловой, юрской, триасовой и верхнего отдела пермской систем (татарский ярус). Литологический разрез сложен в верхней части интервала суглинками, глинами, плотными алевролитами, песками разнозернистыми, ниже глинами известковистыми, плотными с прослоями алевролитов, мергелей, песчаников. Породы склонны к осыпям и обвалам, возможны поглощения бурового раствора.

Раствор для данного интервала должен закреплять стенки скважины, предотвращать поглощение бурового раствора.

ОСЛОЖНЕНИЯ

Обвалы 0-280м

ТИП РАСТВОРА: Бентонитовый (объем 200м³ )

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 1,12г/см³

Условная вязкость 35-60 сек

РН 8-9

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 80кг/м ³

Na OH 5 кг/м³

Na₂СО₃ 5 кг/м³

ФК-2000+М 5л/м³

ИНТЕРВАЛ 280-1135 (ТЕХНИЧЕСКАЯ КОЛОННА) 245мм.

Представлен отложениями верхнего отдела пермской системы (татарский ярус). Разрез сложен известковистыми глинами с прослоями алевролитов, мергелей, песчаников. Породы казанского и уфимского ярусов и нижнего отдела пермской системы кунгурского яруса (иреньский и филипповский горизонты)- каменная соль, ангидриты с прослоями доломитов.

Бурение интервала песчано-глинистых пород осложнено осыпями и обвалами, возможно частичное поглощение бурового раствора.



ОСЛОЖНЕНИЯ

Нефтегазоводопроявления	537-542м 1046-1056м
Размыв солей Обвалы Поглощения	326-376м 670-1046м 280-326м 380-515м 623-670м

ТИП РАСТВОРА: Глинистый - соленасыщенный (объем 250м³)

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 280-450м 1,12г/см³

450-1135м 1,18г/см³ (допускается до1,25г/см³ )

Условная вязкость 35-45 сек

Фильтрация не регламентировано

РН 8-9

СНС не регламентировано

Корочка не регламентировано

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 80кг/м³

Na OH 6 кг/м³

Na₂CО₃ 3 кг/м³

ФК- 2000+М 5 кг/м³

NaCL 55кг/м³

Пеногаситель 0,5кг/м³

ИНТЕРВАЛ БУРЕНИЯ 1135-2050м (Эксплуатационная колонна) 146 мм.

Бурение производится на технической воде 1.02-1.04г/см³ с обработкой ПАА в количестве 5-7 кг (на одно долбление) для выноса выбуренной породы.



	Интервал бурения, м 1135-2050
Плотность, кг/м3	1,02
Водоотдача	Не регламентируется
Размер сеток вибросит, меш	Согласно регламенту на буровые растворы

ИНТЕРВАЛ БУРЕНИЯ 2050-2530м (Эксплуатационная колонна) 146 мм.

Бурение производится хлоркалиевым раствором.

СВОЙСТВА БУРОВОГО РАСТВОРА:

Плотность 1,14 г/см³

Условная вязкость 30-40 сек

Фильтрация 6см³/30мин

Пластическая вязкость 8-15дПа

Динамическое напряжение сдвига 15-20 Па СНС (1/10мин) 15-30 мгс/см2 МВТ не более 25кг/м³

Содержание песка не более 1

РН 8,5-9,5

К=0,5 мм.

СОСТАВ БУРОВОГО РАСТВОРА:

Бентонит 100кг/м ³

Na OH 3 кг/м³

Na₂СО₃ 3 кг/м³

КМЦ-85/900 5 кг/м³

Полипак ЮЛВ 2 кг/м³

Полипак Р 2 кг/м³

Дуовиз 1 кг/м³

Флокгель 10 кг/м³

СаСО₃ 150 кг/м³

Бактерицид 0,5 л/м³

ФК 2000+М 15кг/м³

Пента465 0,5л/м³

KCL 55кг/м³

2.6 Проектирование режима бурения

Под режимом бурения понимается совокупность управляемых с поверхности факторов, обеспечивающих достижение наилучших показателей бурения и высокой эффективности работы долота.

К этим факторам относятся:

1. Частота вращения долота.

2. Нагрузка на долото.

3. Количество и качество промывочной жидкости.

На эффективность работы долота влияют следующие показатели:

1. Механическая скорость бурения

2. Проходка на долото.

3. Рейсовая скорость.

Частота вращения долота.

Механическая скорость бурения определяется не только силовым

воздействием на горную породу, но и скоростью взаимодействия вооружения долота, с забоем скважины. В ходе перекатывания шарошки по забою, частота вращения долота определяет время контактирования зуба с горной породой и кинематическое воздействие на частицы разрушенной породы. Эти два фактора конечном счете создают предпосылки для формирования интенсивности углубления забоя скважины.

Опыт бурения показывает, что частота вращения долота определяет интенсивность изнашивания, как вооружения шарошек, так и опорных элементов долота. Установлено, что при турбинном бурении, где частота вращения долота превышает 600--700 об/мин, стойкость долота на порядок ниже, чем при бурении роторным способом со скоростью 50--100об/мин. Поэтому при выборе частоты вращения долота необходимо учитывать как эффективность процесса бурения, так и стойкостные качества породоразрушающего инструмента. В нашей стране до настоящего времени турбинный способ бурения является основным, Этот способ оказался чрезвычайно эффективным при разбуривании нефтяных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири, где нефтяные пласты залегают на малых и средних глубинах. В этом случае реализуется преимущество турбинного, способа бурения, характеризующееся высокими механическими скоростями при повышенных частотах вращения долота. Небольшие затраты времени на спускоподъемные операции позволяют получить высокие рейсовые скорости, определяющие стоимость буровых работ.

В то же время в глубоком бурении турбинный способ не дает желаемой эффективности проводки скважин. Попытки повысить проходку на долото регулированием подачи бурового раствора, а, следовательно, частоты вращения вала турбобура не дали желаемых результатов. Снижение подачи бурового раствора в турбобур не приводит к устойчивой работе турбины в области низких скоростей, так как частота вращения пропорциональна расходу промывочной жидкости, а крутящий момент пропорционален квадрату расхода. Снижение подачи жидкости приводит к резкому падению момента и, следовательно, восприимчивости двигателя к осевым нагрузкам, В результате осуществление низкооборотного бурения турбинным способом затруднено. Создание и внедрение низкооборотных забойных двигателей показало, что их применение экономически целесообразно только в ограниченных условиях бурения, определяемых соотношением механической скорости и проходки на долото. Например, в условиях Татарии экономически оправдан переход на бурение винтовыми забойными двигателями с глубины 1400--1500 м. Подобная практика наблюдается и в Башкирии. Создание долот с герметизированными маслонаполненными опорами расширило область применения низкооборотного бурения, так как повышение стойкости долот позволило значительно увеличить длительность рейса. В результате стоимость бурения 1 м скважины была снижена практически во всех нефтяных районах нашей страны.

В настоящее время в ряде нефтяных районов не определены рациональные области применения высокооборотных и низкооборотных забойных двигателей, а также экономически обоснованные условия применения роторного способа бурения. Поэтому необходимо для выбора рациональной частоты вращения долота использовать следующие рекомендации.

В очень твердых карбонатных породах, обладающих невысокой абразивностью, при уменьшении частоты вращения от 600 до 60 об/мин проходка за рейс увеличивается в 1,5--2 раза, а механическая скорость падает в 3--4 раза. Следовательно, снижение частоты вращения в подобных условиях приведет к росту стоимости бурения скважин.

В карбонатных малоабразивных породах средней твердости изменение частоты вращения в тех же пределах приводит к росту проходки на долото в 3 раза при таком же снижении механической скорости бурения. В таких случаях изменение проходки за рейс подчиняется гиперболической закономерности и рекомендуемая частота вращения долот с изменением глубины скважины и продолжительности спуско-подъемных операций может принимать любые значения от способа бурения. Так, роторное бурение рекомендуется в нижней части разреза, турбинное и электробурение (до 1000 об/мин ) в верхних стратиграфических подразделениях.

В глинистых породах кратное увеличение проходки за рейс при переходе на роторный способ в глубинных интервалах сопровождается незначительным снижением механической скорости проходки. Особенно ярко данная зависимость выявляется при бурении с промывкой утяжеленными растворами при высоких высоких забойных температурах. В этих условиях для улучшения работоспособности опор и вооружения долот эффект эффективны низкооборотные способы бурения, включая роторный.

Алмазные долота позволяют многократно увеличить проходку за рейс. Если охлаждение алмазного долота оптимальное, то рекомендуемые частоты вращения инструмента могут быть доведены до 500 об/мин. и выше. С увеличением абразивности горных пород и уменьшении подачи бурового раствора частоту вращения алмазного долота рекомендуется снизить.

Нагрузка на долото.

Влияние осевой нагрузки на механическую скорость проходки зависит от характера разрушения породы и имеет зоны поверхностного разрушения, объемного разрушения и переходную зону. Частота вращения и осевая нагрузка взаимосвязаны между собой. С увеличением частоты вращения осевые нагрузки, которые обеспечивают объемное разрушение породы, также увеличиваются. Общие закономерности параметров режима бурения, особенно величины частоты вращения и осевых нагрузок, конкретизируются при рассмотрении работы различных породоразрушающих инструментов и свойств горных пород, для разрушения которых они предназначены.

Лопастные долота применяют для бурения в мягких пластичных горных породах и частично пород средней твердости. Такие породы характеризуются хорошей буримостью. При бурении образуется много шлама. Высокие показатели бурения достигаются при небольших осевых нагрузках и высоких частотах вращения. Эффективность бурения в основном определяется величиной развиваемого крутящего момента и степенью очистки скважины от шлама. Потребности в больших крутящих моментах, несмотря на родство характеристик турбобуров требованиям эффективного разрушения при применении лопастных долот, ограничивают применение турбинного бурения лопастными долотами.

Шарошечные долота различных типов предназначены для широкой гаммы пород с различными физико-механическими свойствами. В соответствии со свойствами разбуриваемых пород изменяются и рациональные параметры режима их бурения. В мягких пластичных породах высокие показатели бурения достигаются при больших частотах вращения и невысоких осевых нагрузках. С ростом твердости пород частоты вращения для эффективного их разрушения снижаются, а осевые нагрузки возрастают. Твердые и вязкие породы для эффективного разрушения требуют небольших частот вращения и высоких осевых нагрузок.

В соответствии с требованиями эффективного разрушения мягкие, средней твердости и частично твердые горные породы эффективно разбуривать турбобурами, твердые и крепкие породы -- с использованием роторного бурения. Область бурения винтовыми двигателями находится между турбинным и роторным бурением.

Алмазные долота эффективно разрушают породу при высоких частотах вращения и меньших осевых нагрузках, чем шарошечные долота, в аналогичных по твердости породах. Следовательно, их более эффективно применять при турбинном бурении.

Общие закономерности позволяют ориентировочно выбирать области применения способов бурения, типы породоразрушающих инструментов и параметры режима бурения или их уточнение производят опытным путем на основе анализа практически получаемых данных. Для ускорения определения рациональных параметров режимов бурения в конкретных условиях в настоящее время предусматривается бурение опорно-технических скважин. На основании показателей их бурения разрабатывают рекомендации по эффективному разбуриванию данной площади.

При бурении на твердые полезные ископаемые свойства горных пород изменяются в меньшем диапазоне, чем при бурении скважин на нефть или газ. Поэтому разработаны более точные рекомендации по применяемым параметрам режима бурения.

Осевую нагрузку при бурении твердосплавными коронками определяют из расчета 1200--1500 Н на один восьмигранный резец, 300--500 Н -- на тонкопластинчатый резец и 500--800 Н -- на резец прямоугольной формы.

При использовании ударно-вращательного способа бурения частоту вращения и осевую нагрузку обычно снижают в 2-- 3 раза.

Для успешного применения алмазного бурения осевую нагрузку поддерживают в пределах 400--1000 Н на 1 см² торца коронки.

Количество и качество промывочной жидкости.

По данным промысловых и лабораторных исследований наилучшие показатели работы породоразрушающих инструментов достигаются при своевременном удалении с забоя разрушенной породы. Чем быстрее удаляются продукты разрушения, тем выше механическая скорость проходки. Скорость удаления продуктов разрушения зависит от количества бурового раствора, его свойств и скорости истечения из отверстий долота.

Многолетний опыт бурения показал, что при увеличении количества прокачиваемого бурового раствора механическая скорость возрастает до определенного предела при прочих постоянных параметрах бурения и свойствах пород. По достижении определенного предела она остается постоянной. Следовательно, скорость очистки забоя от шлама с увеличением расхода бурового раствора увеличивается до определенной величины, а затем стабилизируется.

Влияние качества бурового раствора на показатели бурения имеет более сложный характер. Например, с увеличением вязкости буровой раствор приобретает способность удалять более крупный шлам. Однако увеличение вязкости часто приводит к увеличению плотности бурового раствора, который создает большее давление на забой, увеличивая сопротивление породы разрушению, а также приводит к резкому росту гидравлических сопротивлений. По мнению ряда известных отечественных и зарубежных ученых, наилучшие показатели бурения достигаются при использовании промывочных агентов малой плотности и вязкости, а увеличение способности очистки забоя и выноса шлама из скважины следует достигать увеличением расхода раствора.

Одним из количественных показателей прокачиваемого раствора является скорость его истечения из отверстий долота на забой. При больших скоростях истечения шлам лучше удаляется с забоя и тем самым может быть уменьшено количество прокачиваемого раствора. Высокие скорости истечения бурового

раствора из сопел струйных долот (более 100 м/с) не только улучшают очистку забоя от шлама, но и способствуют разрушению пород малой твердости, а также удаляют с забоя частицы породы, не полностью отделенные от забоя в результате воздействия породоразрушающего инструмента.

Количество прокачиваемого раствора должно быть достаточно не только для удаления шлама с забоя, но и транспортирования его на поверхность.

Скорость восходящего потока бурового раствора должна быть не меньше скорости осаждения частиц в буровом растворе, находящемся в покое.

2.7 Гидравлический расчет циркуляционной системы

Целью гидравлических расчетов при промывке скважины в процессе бурения является нахождение оптимального расхода жидкости, обеспечивающего работу забойных механизмов для успешного разрушения горной породы при гидравлических сопротивлениях в циркуляционной системе, не превышающих возможности буровых насосов.

Гидравлические потери при движении промывочной жидкости зависят от многих факторов. К ним относятся реологические показатели и плотность жидкости, скорость течения, геометрические характеристики канала, тип долота, применяемого для бурения (с центральной промывкой или гидромониторное), гидравлическая характеристика турбобура.

Предварительная разбивка ствола скважины на интервалы зависит от диаметра ствола. Как правило, минимальное число интервалов определяется количеством обсадных колонн: бурение под кондуктор, бурение под промежуточные колонны, бурение под эксплутационную колонну. При необходимости интервал с равным диаметром ствола разделяется на самостоятельные интервалы, если внутри него меняются способ бурения (турбинный или роторный), тип турбобура или долота, плотность и реологические показатели промывочной жидкости. Кроме этого, длина интервала не должна превышать 1500-2000 м для лучшего использования гидравлической мощности насосов.

Интервал 280 - 800 м.

1.Определение диаметра скважины

Наиболее точно диаметр скважины характеризуется данными кавернограммы. Для гидравлического расчета можно найти диаметр скважины по формуле:

2. Выбор плотности промывочной жидкости

Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании данного интервала, определяется из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов:

Рассчитанное значение плотности необходимо проверить с тем, чтобы не допустить слабого пласта гидростатическим давлением жидкости:

3. Расчет коэффициентов потерь давления в элементах бурильной колонны

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны ТБПК с наружным и внутренним диаметрами соответственно 114,3 мм и 105,7 мм.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по таблице в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами. При буровой установке с глубиной бурения до 5000 м и базовыми трубами диаметром 114 мм коэффициент А равен 0,1074.

Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле:

Найдем значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве, предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:

Так как используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определяется, так как в дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.

4. Определение расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости определяем из условий создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (условная твердость «Т»).

Установив по таблице величину равную 0,4 м³/c/м², определяем:

5. Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса

По наибольшему значению выбираем втулки бурового насоса У8-7м из таблицы. Принимаем втулки диаметром 180 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения составляет 0,0303 м³/c, а допустимое давление нагнетания равно 18 MПа.

6. Выбор типа турбобура

По справочным данным выбираем турбобур, исходя из условий:

- имеет диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

- имеет расход жидкости при номинальном режиме работы , близкий к принятой подаче насосов;

- развивает крутящий момент не менее величины , необходимого для разрушения породы ().

Для выбора турбобура предварительно находим момент , потребный для вращения долота диаметром 295,3 мм и разрушения породы с условной твердостью «Т» по формуле:

Необходимые коэффициенты , , выбираются по таблице в зависимости от условий твердости пород и диаметра долота.

Принимаем турбобур типа 3ТСШ-240 с числом ступеней 318, который при работе в оптимальном режиме на промывочной жидкости плотностью создает момент при расходе и перепаде давления .

Находим крутящий момент у выбранного турбобура при принятом расходе и плотности жидкости :

Момент на турбобуре больше момента потребного для разрушения породы.

Следовательно, турбобур 3ТСШ-240 может использоваться для бурения данного интервала. Находим коэффициент потерь давления в этом турбобуре:

Найдем перепад давления в турбобуре :

что значительно меньше допустимого давления нагнетания насоса У8-7м на втулках 180 мм.

7. Определение коэффициентов гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве.

Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве .

Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБПК):

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса с учетом заданных показателей промывочной жидкости:

Поскольку число , то режим течения турбулентный и величину находим по формуле:

Вычисление также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве, зная, что наружный средневзвешенный диаметр :



Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле:

Полученное значение , следовательно, режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле:

8. Нахождение эквивалентной длины бурильной колонны.

Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБПК) и их замков входят три типоразмера УБТ с замками:

Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБПК с наружным диаметром 114,3 мм (для соединения таких труб применяются замки ЗП-159-76 длиной и минимальным внутренним диаметром ):



Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала , используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны:

L_эк=165+496,45(0,1057/0,01057)⁵+50(0,1057/0,09)⁵+1,06(165/12)⁵+50 (0,1057/0,08)+16(0,1057/0,071)= 1152,095м

L_э = 165 + 50 (0,1057 /0,09)⁵ + 50 (0,1057 / 0,08)⁵ + 1,06 (165 / 12) + 16 (0,1057 / 0,071) = 609,645м

9.Определение потерь давления в конце и начале интервала

Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле:

Р_к=(0,1074*0,029+0,000626*1152*0,029+ 0,0000078*800*0,935+0,0459)*1068*0,0303²*10²=7,431МПа

Р_нач=(0,1074*0,029+ 0,000626*609*0,029+ 0,0000078*280*0,935+0,0459)*10²*0,0303²*1068=6,09МПа

10. Определение потерь давлений на долоте и выбор гидромониторных насадок.

Рассчитаем резерв давления на долото:

Вычислим возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота:

Вычислим потери давления в долоте:

По графику определяем утечки Q_y в зависимости от полученного значения Р_д=10,569 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота Q_y=0,008м³/с

Диаметр насадок (принимаем их количество n=3) находим по значению f₀ :

Полученный размер насадки сравниваем с имеющимся стандартным у долота 295,3 мм. Выбираем ближайший диаметр, равный 13 мм и определяем скорость движения жидкости в насадке нового диаметра:

Также возникающий перепад давления:



11.Определение суммарных потерь давления в циркуляционной системе.

Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:

Вычисляем коэффициент нагрузки насосов в начале и конце интервала:

Величина К_к1,15 и является допустимой.

Интервал 2050 - 2530 м

1 .Определение диаметра скважины

Наиболее точно диаметр скважины характеризуется данными кавернограммы. Для гидравлического расчета можно найти диаметр скважины по формуле:

2. Выбор плотности промывочной жидкости

Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании данного интервала, определяется из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов:



3. Расчет коэффициентов потерь давления в элементах бурильной колонны

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны ТБПК с наружным и внутренним диаметрами соответственно 114 мм и 103,4 мм.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по таблице в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами. При буровой установке с глубиной бурения до 5000 м и базовыми трубами диаметром 114 мм коэффициент А равен 0,1074.

Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле:

Найдем значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве, предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:

Так как используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определяется, так как в дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.

4. Определение расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости определяем из условий создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (условная твердость «Т»).

Установив по таблице величину равную 0,61 м³/c, определяем:

5. Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса

По наибольшему значению выбираем втулки бурового насоса У8-7м из таблицы. Принимаем втулки диаметром 180 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения составляет 0,0323 м³/c, а допустимое давление нагнетания равно 18 MПа.

6. Определение коэффициентов гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве.

Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве .

Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБПК):

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса с учетом заданных показателей промывочной жидкости:

Поскольку число , то режим течения турбулентный и величину находим по формуле:

Вычисление также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве, зная, что наружный средневзвешенный диаметр м:

Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле:



Полученное значение , следовательно, режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле:

7. Нахождение эквивалентной длины бурильной колонны.

Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБПК) и их замков входит один типоразмер УБТ с замками:

Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБПК с наружным диаметром 114 мм (для соединения таких труб применяются замки ЗП-159-76 длиной и минимальным внутренним диаметром ):

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала , используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны:

L_эк=1826+207,5(0,106/0,071)⁵+16,6(0,1034/0,057)+0,95(2310/12)+

+480*(0,1034/0,1034)⁵= 4354м

L_э= 1826+ 207,5(0,106/0,071)⁵ +16,6(0,1034/0,057)+0,95(1826/12)⁵= 3836м

8.Определение потерь давления в конце и начале интервала

Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле:

Р_к=(0,1074*0,0288+0,000699*4354*0,0288+0,0000546*2530*0,231)*1025*0,0323² *10²= 13,1МПа

Р_нач = (0,1074 * 0,0288 + 0,000699 * 3836 * 0,0288 + 0,0000546 * 2050 * 0,231) * 10² * 0,0323² * 1025 = 11,34МПа

9. Определение потерь давлений на долоте и выбор гидромониторных насадок.

Рассчитаем резерв давления на долото:

Р_д=Р_н-Р_к=18-13,1=4,89 МПа

Вычислим возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота:

V_д=

Вычислим потери давления в долоте:



Р_д=

По графику определяем утечки Q_y в зависимости от полученного значения Р_д=4,89 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота Q_y=0,001м³/с

f₀=

Диаметр насадок (принимаем их количество n=3) находим по значению f₀ :

Полученный размер насадки сравниваем с имеющимся стандартным у долота 215,9 мм. Выбираем ближайший диаметр, равный 12 мм и определяем скорость движения жидкости в насадке нового диаметра:

Также возникающий перепад давления :

10.Определение суммарных потерь давления в циркуляционной системе.

Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:

Рнач =Р_нач +Р_д=11,34+4,84= 16,18 МПа

Р_к=Р_к+Р_д=13,1+4,84= 17,9 МПа

Вычисляем коэффициент нагрузки насосов в начале и конце интервала:

Величина К_к1,15 и является допустимой.

3. Четырехступенчатая система очистки бурового раствора

Экологическая обстановка во многих нефтяных провинциях определяется, прежде всего, высокой концентрацией нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих, нефтехимических предприятий. В поверхностные воды ежегодно сбрасывается около 20,3 млн.м³ загрязненных стоков, а в атмосферу - около 1.7 млн.т. вредных выбросов. На сегодняшний момент некоторые предприятия безусловно осуществляет природоохранные мероприятия и не только на практическом уровне (решение комплекса вопросов по герметизации оборудования, утилизации отходов), но и на более высоком организационном (разработка экологических программ). Так, при строительстве нефтедобывающих скважин, ведется безамбарное бурение, с использованием четырехступенчатой системы очистки бурового раствора, что значительно улучшает экологическую обстановку региона.

Сравнительный анализ трехступенчатой и четырехступенчатой системы очистки

При общепринятой технологии бурения на буровых предприятиях используются трех- и четырехступенчатые системы очистки бурового раствора.

При трехступенчатой системе очистке зашламленный выбуренной породой буровой раствор, вышедший из скважины, подвергается грубой очистке на вибросите. Затем шламовым насосом подается в блок гидроциклонов, где из него удаляются частицы песка. Третья ступень очистки - илоотделитель и далее раствор поступает обратно в скважину. Все отходы бурения скапливаются в шламовом амбаре. Применение данной технологии очистки бурового раствора не позволяет исключить загрязнение природной среды, так как из шламовых амбаров происходит поступление содержащихся в них веществ в грунтовые воды в результате отсутствия или некачественной гидроизоляции стенок и дна амбара, а отсутствие надежной гидроизоляции технических площадок влечет за собой загрязнение почвы.

Данная схема имеет ряд недостатков, так как из-за большого перепада давления в выкидной линии снижается очистная способность гидроциклонов, а небольшой объем емкостей приводит к потерям раствора в процессе бурения.

В последнее время, исключив эти недостатки, стали применять четырехступенчатую систему очистки, имеющую в своем составе вибросито (1-ая ступень), пескоотделитель (2-ая ступень), илоотделитель (3-я ступень), центрифугу (4-ая ступень), по желанию заказчика в систему очистки включается блок коагуляции и флокуляции.

Интенсивная работа системы очистки позволяет использовать безамбарный сбор буровых отходов в процессе бурения скважины.

Количество отходов бурения при очистки бурового раствора

Вид отходов	Количество отходов, м3
	3-х ступенчатая система	4-х ступенчатая система
БСВ	900	400
ОБР	600	100
БШ	160	180

Размер частиц твердой фазы после очистки бурового раствора

Ступень очистки	Размер частиц, мкм
	3-х ступенчатая система	4-х ступенчатая система
1-ая ступень (вибросито)	150	74
2-ая ступень (пескоотделитель)	70	50-74
3-я ступень (илоотделитель)	24	10-25
4-ая ступень (центрифуга)	-	2-5

При безамбарном способе бурения обеспечивается

- Организованный сбор всех видов отходов бурения и их локализацией в строгом отведенном месте

- Очистка загрязненных стоков (БСВ) до нормативного уровня, определяемого областью их утилизации (использование в системе оборотного водоснабжения буровой, откачка в нефтепромысловый коллектор или разрешенный сброс на рельеф местности)

- Обезвреживанием отработанных буровых растворов и бурового шлама методом отверждения или загущения с последующим сбросом такой экологически безвредной консолидированной массы в траншеи, сооружаемые в теле насыпи буровой площадки, и засыпкой последних естественным минеральным грунтом.

Четырехступенчатая система очистки с использованием комплекса оборудования компании «SWACO GEOLOGRAPH»

С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении эксплуатационных скважин, осуществляется многоступенчатая система очистки бурового раствора.

К основному оборудованию системы очистки бурового раствора относятся (рис. 1):

- полнопоточное линейное вибросито (3шт.) фирмы "Swaco", в комплекте с приемной емкостью и емкостью под вибросито с гидравлической системой регулирования угла наклона сетки от - 15⁰ до + 5⁰; (3 шт.);

пескоотделители фирмы "Swaco",(2 шт.);

илоотделитель фирмы "Swaco",(1 шт.);

центрифуга "Swaco-518" с независимой плавной регулировкой скорости вращения барабана и шнека, автоматическим очищением и остановкой шнека, радиальным потоком.

кроме того, в схему очистки включены дегазатор и центробежные насосы, винтовой конвейер, ёмкости, лопастные перемешиватели, всасывающие и нагнетательные линии, запорная арматура и т.п.

Буровой раствор из скважины поступает на вибросита (Рис.3), на которых происходит отделение основной массы выбуренной породы (шлама) от раствора. Шлам с вибросит сбрасывается с помощью винтового конвейера в шламонакопитель, а буровой раствор через сетки вибросита стекает в приемную емкость, откуда центробежным насосом подается на пескоотделитель (Рис.4) ситогидроциклонной установки. На пескоотделителе буровой раствор разделяется на пульпу с повышенным содержанием песка и на основную массу раствора, содержащего твердые частицы размером менее 74мк. Основная масса раствора собирается в емкость для предварительной очистки. Концентрат песка сбрасывается с помощью конвейера в шламонакопитель, а жидкая часть пульпы, пройдя сетку вибросита, стекает в ёмкость для предварительной очистки раствора. Из этой емкости раствор с помощью центробежного насоса подается в илотделители (Рис.5) для тонкой очистки, где буровой раствор разделяется на два потока: пульпу и основную массу раствора. Пульпа стекает на сетку вибросита: концентрат частиц размером более 25мк сбрасывается на конвейер и далее в шламонакопитель, а жидкая часть раствора стекает в емкость для предварительной очистки раствора. Основная масса раствора с илоотделителей с помощью центробежного насоса направляется напрямую в активные емкости насосно-емкостного блока буровой установки (при отсутствии необходимости дальнейшего снижения твердой фазы в растворе) или в центрифугу. Типовая схема очистки показана на рис.

Рис. 1 Типовая схема очистки

Рис. 2 Вибросито «Swaco»

Рис. 3 Пескоотделитель «Swaco»

Рис. 4 Илоотделитель «Swaco»

Четырехступенчатая система очистки с использованием комплекса оборудования компании «SWACO GEOLOGRAPH» позволяет

Повысить проходку на долото до 10%

Сократить расход долот на 10-15%

Сократить время на обслуживание насосной группы на 20%

Сократить расход химреагентов на 20%

Сократить затраты на подготовку буровой площадки на 15-20%

Уменьшить количество отходов бурения

Сократить расходы на утилизацию отходов бурения

Вести, при необходимости, безамбарное бурение

Снизить до минимума отрицательное воздействие флюида бурового раствора на коллекторские свойства продуктивного горизонта.

Четырехступенчатая система очистки с блоком коагуляции и флокуляции

Качество очистки:

Вибросито - до 80 мкм

Пескоотделитель - 50 мкм

Илоотделитель - 20-30 мкм

Центрифуга - 2-5 мкм.

(качество очистки 92-95%)

Четырехступенчатая система очистки с блоком коагуляции и флокуляции позволяет добиться:

- увеличения долговечности работы породоразрушающего инструмента, ресурса забойных двигателей, бурильного инструмента.

- увеличения проходки на долото

- уменьшения количества СПО

- снижения расхода химреагентов

- уменьшения износа буровых насосов

- уменьшения времени на профилактические ремонтные работы оборудования

- снижения вероятности аварийных работ и их ликвидации

Список использованной литературы

1. Ермолаева Л.В., Побежимов Н.Ф., Андреев С.С. «Бурение нефтяных и газовых скважин».

2. Середа М.Г., Соловьев Е.Н. Бурение нефтяных и газовых скважин.

3. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. «Бурение наклонных скважин».

4. Э.А. Айзуппе. «Трубы нефтяного сортамента: конструкция и расчет».

Размещено на Allbest.ru