В настоящее время гидравлическую программу промывки скважин составляют заблаговременно перед началом бурения, Однако предварительная программа составлена на основе многих предположений и поэтому в процессе бурения должна корректироваться. [2]
Заключая изложение задачи расчета гидравлической программы промывки скважин , следует иметь в виду, что прямая связь параметров промывки с процессом углубления ( механического разрушения горных пород) выражается только через зависимости механической скорости от скорости движения раствора в затрубном пространстве и мощности турбобуров от величины подачи буровых насосов. Этот, на первый взгляд, упрощенный подход вызван тем. По мере накопления знаний о процессах углубления и промывки скважин принятая достаточно грубая модель может совершенствоваться. [3]
Системный подход к расчету гидравлической программы промывки скважин в США, Канаде и ряде других стран включает следующие этапы. [5]
Наличие указанных работ позволило составить оптимизированную гидравлическую программу промывки скважин , однако для производственных расчетов необходимо применение ЭВМ. [7]
Обман При Бурении Скважин На Воду
В зарубежной литературе все чаще появляются публикации, посвященные разработке оптимальных гидравлических программ промывки скважин и основанные на принципах системного подхода. Ламмис [74] в 1969 г. отнес к элементам гидравлической программы, которая обеспечивает эффективную промывку скважин, подачу буровых насосов, давление на входе в циркуляционную систему, зависимость подачи насосов от их мощности, а также свойства буровых растворов. Подобная программа разработана фирмой Милхем. Обычно эти программы рассчитывают на ЭВМ. [8]
Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки скважины , но и создание условий для качественного вскрытия продуктивного пласта. [9]
Управление режимными показателями этого процесса предполагает возможность регулирования структурно-реологических параметров буровых растворов с целью достижения оптимальной гидравлической программы промывки скважин . При этом обоснование критерия цели, а также разработка принципов контроля и регулирования вязко-пластичных и тиксотропных свойств буровых растворов являются важнейшими условиями совершенствования технологии бурения. [10]
Обоснованные принципы системного выбора показателей свойств раствора и характеристик промывки по существу представляют собой принципы проектирования оптимизированной гидравлической программы промывки скважин . [12]
В результате вычислений на ЭВМ получена информация, приведенная в табл. 19, 20, в которых представлены гидравлическая программа промывки скважины и оптимальный долевой состав бурового раствора. [13]
Таким образом, цели физико-химической обработки должны быть увязаны не только с обеспечением устойчивости бурового раствора и приданием ему требуемого уровня ингибирующей активности, но и с решением гидравлических задач. Понятие гидравлическая программа промывки скважин приобретает в настоящее время вполне конкретный смысл. В отличие от гидравлического расчета программа должна определять, кроме режимных параметров процесса циркуляции бурового раствора, его состав, обеспечивающий требуемые показатели, в том числе структурно-реологические, а также технологию приготовления и регулирования его свойств. Причем эти свойства должны быть выбраны ( а не подобраны) в результате системного анализа всех технико-технологических требований, обеспечивающих качественное проведение процесса бурения. [15]
Промывка скважины
Источник: www.ngpedia.ru
Промывка скважин
ПРОМЫВКА СКВАЖИН (а. flushing; н. Воhrlochspulung; ф. lavage de sondage; и. lavado de pozo, limpieza de sondeo) — циркуляция (непрерывная или периодическая) промывочного агента (газа, пены, воды, бурового раствора) при бурении с целью очистки забоя от выбуренной породы (шлама) и транспортирования её на поверхность или к шламосборникам, передачи энергии забойным двигателям, охлаждения и смазки породоразрушающего инструмента. При роторном бурении в мягких и средних породах за счёт действия промывочного агента (при скорости истечения жидкости 200-250 м/с) достигается также гидромониторное разрушение пород на забое.
Различают общую прямую, общую обратную, призабойную (местную) и комбинированную схемы циркуляции. При общей прямой циркуляции (рис.) буровой раствор подаётся насосами из ёмкости через гибкий шланг, вертлюг и ведущую трубу в бурильную колонну; затем он проходит через гидравлический двигатель и насадки долота, очищает забой и транспортирует шлам вверх по кольцевому каналу между бурильной колонной и стенкой скважины (или обсадной трубы). На поверхности буровой раствор поступает в систему очистки, где последовательно проходит через желоба, вибросита, отстойники, вспомогательные насосы, гидроциклоны и центрифуги. При бурении в твёрдых непроницаемых породах, в верхних и средних интервалах разреза система очистки упрощается — используется меньшее количество очистных агрегатов.
Общая обратная циркуляция применяется в тех случаях, когда очистка забоя и транспортировка шлама невозможны из-за недостаточной мощности насосов, увеличенного диаметра скважины, а также при бурении шахтных стволов. При общей обратной циркуляции промывочный агент поступает на забой по кольцевому пространству между стенкой скважины (обсадной колонной) и бурильными трубами и обогащённый шламом возвращается по бурильным трубам на поверхность к очистным устройствам и насосу.
Высокие скорости восходящего потока обеспечивают гидротранспорт керна и вынос тяжёлого шлама. При герметизированном устье циркуляция обеспечивается буровым насосом, нагнетающим промывочный агент в скважину.
Основные недостатки общей обратной промывки скважин: невозможность использования забойных двигателей, забивание каналов породоразрушающим инструментом, необходимость герметизации устья скважины, возможность возникновения гидроразрыва пластов из-за высоких давлений. Для снижения недостатков в большинстве случаев для обратной циркуляции используется эрлифт. Для этого в бурильную колонну через трубы малого диаметра (воздушные трубы) по отдельной магистрали нагнетается сжатый воздух, который аэрирует буровой раствор в кольцевом пространстве между воздушной и бурильной трубами и подаёт его через пульпоотводящий тройник и сливной патрубок в отстойник и далее самотёком снова в скважину. В мелких, главным образом водозаборных, скважинах обратная циркуляция осуществляется с помощью вакуумного насоса. Обратная циркуляция по сравнению с прямой характеризуется более высокой скоростью восходящего потока, возможностью увеличения диаметра скважин при надёжной гидровыдаче крупнокусковой разрушенной породы, лучшей очисткой забоя, повышенным выходом керна и возможностью его непрерывной подачи на поверхность.
При наличии в геологическом разрезе сильно поглощающих пластов используется призабойная (местная) циркуляция. Циркуляция бурового раствора осуществляется с помощью погружного насоса с электрическим или механическим приводом, выбуренная порода скапливается в шламоуловителях, включённых в компоновку бурильной колонны.
Комбинированная циркуляция проводится по различным схемам. Для повышения выхода и качества керна используется энергия нагнетаемого с поверхности по колонне бурильных труб промывочного агента, создающего местную, как правило, обратную циркуляцию. При этом применяют пакерные, эжекторные и эрлифтные устройства, а также различные погружные насосы.
При двойной (совмещённой) комбинированной циркуляции, используемой при бурении шахтных стволов, буровой раствор подаётся в ствол скважины самотёком и одновременно в бурильную колонну буровым насосом. При этом бурильная колонна имеет не менее 3 отдельных каналов, по одному из которых раствор подаётся за забой, по второму подаётся сжатый воздух для эрлифта, по третьему поднимается пульпа.
Такая промывка обеспечивает качественную очистку забоя и хорошее охлаждение породоразрушающего инструмента. В схеме совмещённой циркуляции в качестве обратного канала может использоваться нижняя часть опережающей скважины малого диаметра, пробуренной на проектную глубину и сбитой у забоя со специальной эрлифтовой скважиной.
Для расширения верхней части опережающей скважины применяют турбобуры, работу которых обеспечивает прямая циркуляция промывочного агента. Крупный шлам оседает в забое опережающей скважины, а остальной выносится через эрлифтную скважину. При значительном диаметре форшахты скорость восходящего потока прямой циркуляции в ней резко падает и крупные фракции породы, поднявшиеся с забоя опережающей скважины до форшахты, далее на поверхность подняться не могут. Для их подъёма в форшахте монтируется эрлифт, не совмещённый с колоннами бурильных и обсадных труб опережающей скважины.
При промывке скважин возможны потери промывочного агента за счёт частичного или полного поглощения пластами. Иногда при внезапном вскрытии крупных трещин или каверн наблюдаются катастрофические потери бурового раствора, что обычно заканчивается аварией. Процесс промывки скважин также нарушается при интенсивном поступлении в скважину пластовых вод и при газовых выбросах.
Управление процессом промывки скважин при заданных конструкциях скважины и определённых геолого-технических условиях осуществляется изменением свойств промывочного агента и режима его циркуляции. В общем случае регулируемыми параметрами, определяющими выбор оборудования, служат плотность и реологические свойства промывочного агента; расход и подача насосов, определяющих скорость восходящего потока; гидравлическая мощность, срабатываемая на долоте и турбобуре; дифференциальное давление на забое и т.п. См. также Буровой раствор.
Источник: www.mining-enc.ru
Гидравлическая программа промывки скважины
Глубина скважины Н = 3000 м, диаметр долота D = 215,9 мм, диаметр УБТ dубт = 178 мм, внутренний диаметр УБТ d0убт = 90 мм, длина УБТ 154 м, диаметр БТ dбт = 127 мм, внутренний диаметр БТ d0бт = 113 мм, бурение ведется роторным способом, установлено два насоса БРН-1 с коэффициентом наполнения н = 0,85.
Напорная линия включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 мм, буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,1 м. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19,6 МПа.
Плотность бурового раствора ?=1050 кг/м3, реологические свойства раствора: ?0=2.5Па, =0,014 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 3000 м ргр=30,2МПа.
1) Определение расхода промывочной жидкости:
где ? — скорость восходящего потока промывочной жидкости в м/с, Dскв и d — диаметр скважины и наружный диаметр эксплуатационной колонны, соответственно.
2) Режим течение промывочной жидкости:
Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:
где Re — критерий Рейнольдса.
При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:
— для бурильных (утяжеленных) труб:
где Q — объемный расход бурового раствора в м3/с, ? — плотность промывочной жидкости, d0 — внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, — динамический коэффициент вязкости в Пас.
— для кольцевого пространства:
где D — диаметр скважины в м, d — внешний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.
Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Reкр, то режим течения будет турбулентным, если меньше критического — ламинарный.
В случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную жидкость, в формулах (53) и (54) величину следует заменить на пластическую вязкость и определить режим течения промывочной жидкости.
При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема:
— для бурильных труб:
где ?0 — динамическое напряжение сдвига в Па, — пластическая вязкость в Пас.
— для кольцевого пространства:
При Re > Reкр критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:
(50)
где Не — критерий подобия Хедстрема.
3) Баланс давления:
где р0=(0,65-0,85)рmax — рабочее давление буровых насосов, рmax — максимальное (паспортное) давление бурового насоса, рм — потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, pб.к — потери давления в бурильной колонне, рк.п — потери давления в кольцевом пространстве, рд — потери давления в насадках долота, рдв — потери давления в забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).
а) Потери в элементах наземного оборудования:
где — плотность промывочной жидкости в кг/м3, Q — расход промывочной жидкости в м3/c, ам — суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.
месторождение скважина промывка нефть
где амi -коэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).
б) Потери давления в бурильной колонне:
где рт — потери давления в гладкой части БТ, рубт — потери давления в УБТ, рзам — потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.
— потери давления в бурильных трубах:
где ?т(убт) — коэффициент гидравлического сопротивления, Li — длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d0i — внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.
— потери давления в замках:
где n — число замковых соединения по длине колонны, — коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения.
где l — длина колонны бурильных труб, ln — длина одной секции.
(58)
где dmin — минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении в м.
в) Потери давления в кольцевом пространстве:
где — потери давления в кольцевом пространстве (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), — дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве.
— потери давления в кольцевом пространстве:
где ?к.п. — коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости ? от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), ?к.п. — плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (?к.п. = ? + [34%]?).
— дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:
где к.п. — сумма коэффициентов местных сопротивлений i в кольцевом пространстве скважины.
4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:
Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:
где ргд — гидравлическое давление на пласт, ргр — давление гидроразрыва,
где Н -глубина забоя скважины по вертикали в м.
5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:
Перепад давления на долоте:
Расчетный диаметр насадки
где Qд — действительный расход промывочной жидкости, z — число гидромониторных насадок в долоте, рд — перепад давления на долоте.
1) Определение расхода промывочной жидкости:
Для обеспечения расхода промывочной жидкости используются два насоса БРН-1 с диаметром втулок 140 мм:
Q0 = 20,018 = 0,036 м3/с,
Рабочее давление принимается равным 0,85:
р0 = 0,8514,6 = 12,4 МПа.
2) Режим течение промывочной жидкости:
Промывка скважин осуществляется вязкопластичными буровыми растворами следовательно критерий Рейнольдса зависит от критерия Хедстрема:
— для бурильных труб и убт:
— турбулентный режим течения.
— турбулентный режим течения.
— для кольцевого пространства для обсаженной и необсаженной части ствола скважины:
для обсаженной части:
— турбулентный режим течения.
для необсаженной части:
— турбулентный режим течения.
— турбулентный режим течения.
3) Баланс давления:
а) Потери в элементах наземного оборудования:
б) Потери давления в бурильной колонне:
— потери давления в бурильных трубах и убт:
— потери давления в замках:
в) Потери давления в кольцевом пространстве:
— дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:
4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:
5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:
Перепад давления на долоте:
Расчетный диаметр насадок:
Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемые промышленностью, получается фактический размер насадки для этого интервала бурения .
Определение фактического перепада давления на долоте:
Тогда действительное значение давления на буровых насосах в конце интервала бурения (3000 м) составит:
что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать 19,6 МПа.
Производство спускоподъемных операций
Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб, поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.
После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки, входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной схеме талевой оснастки.
Для бурения применяется буровая установка Уралмаш 3000БЭ, в состав которой входит лебедка У2-2-11, имеющая шесть скоростей подъема при оснастке талей 56: ?п1 = 0,316 м/с, ?п2 = 0,592 м/с, ?п3 = 0,776 м/с, ?п4 = 0,822 м/с, ?п5 = 1,45 м/с, ?п6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м,. Мощность на барабане лебедки 654,6 кВт.
1) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:
где N — мощность на подъемном валу лебедки в кВт, т — КПД талевой системы, ?пi — скорость подъема крюка при i-ой скорости в м/с, ? — коэффициент перегрузки для электродвигателя, ? = 1,3.
2) Определиение длины бурильных труб, или глубины скважины с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъема при весе 1 м бурильных труб 310 Н.
где qпр — вес 1м КБТ в Н/м.
3) Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:
где li-1 — длина бурильных труб, начиная с которой подъем ведется на скорости ?i-1, li — длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость ?i подъема в м, lсв — длина свечи в м.
Результаты расчета приводятся в виде графика рационального режима подъема бурового инструмента (рис 7):
Рис. 7 График рационального режима подъема бурового инструмента.
Источник: studentopedia.ru