Общие сведения. Методические указания

Методические указания

По курсовому проектированию

Дисциплина «Промывка скважин в осложненных условиях»

Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Краснодар 2015

Общие сведения

При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит эффективность буровых работ.

Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими.

Проблема устойчивости стенок скважины в процессе ее углубления является многофакторной и до настоящего времени не имеет универсального решения. Минимизация физико-химических причин набухания и диспергирования глинистых пород за счет применения ингибирующих буровых растворов повышает устойчивость стенок скважины в интер­валах высококоллоидальных глинистых пород. Однако не исключаются геомеханические причины осыпания фрагментов пород, отделенных тре­щинами и прослойками пониженного сцепления от монолита горного разреза. В этом случае необходима консолидация таких фрагментов с монолитом горных пород за счет обеспечения специальных крепя­щих свойств у буровых растворов

С увеличением глубины скважин повышаются температуры и давления, скважина вскрывает горизонты с различными по химической природе флюидами (газ, нефть, пластовая вода), минералогический состав пород также разнообразен, поэтому бурение все больше становится физико-химическим процессом. Этот процесс протекает в среде бурового раствора и других специальных жидкостей.

Название «буровой промывочный раствор», или «буровой раствор», не отражает физико-химической сущности этих систем, и использование его в дальнейшем связано лишь с традициями в нефтяной и газовой промышленности. По составу эти системы должны быть отнесены к сложным полиминеральным дисперсиям, стабилизированным поверхностно-активными веществами (ПАВ). Необходимо отметить, что в сложных горно-геологический условиях, используются и другие промывочные агенты - воздух, природный газ, азот, пена (двух и трехфазная) и др.

2. Гидродинамические расчеты при бурении скважин ОБОснование рабочего интервала производительности буровых насосов

Задача выбора рабочего интервала производительности буровых насосов для выбора оптимального режима промывки в осложненных условиях бурения сводится к следующему алгоритму.

1. Определяют минимально необходимый расход бурового раствора (БР) для транспортировки шлама от забоя на дневную поверхность.

2. Определяют минимально необходимый расход БР для очистки забоя от сколотых долотом частиц породы.

3. Определяют верхнее ограничение на производительность буровых насосов с позиции недопущения гидравлического разрыва пласта (ГРП) или катастрофического поглощения БР.

4. Оценивают возможность использования гидромониторного эффекта при работе на забое скважины. Если этот эффект возможен, то рабочую границу производительности буровых насосов приближают к верхней границе. В противном случае ее устанавливают в соответствии с рабочей характеристики забойного двигателя (ЗД), а при роторном бурении приближают к наибольшему из минимальных оценок.

Для выполнения пунктов 1 и 2 алгоритма используют формулы:

Q₁ = π /4 (d_c² – d_н² ) ν _к, (2.1)

где - Q₁ – расход промывочной жидкости, м³ /с;

- d_c – диаметр скважины, м; d_н – минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м;

- ν _к - средняя скорость течения жидкости в наиболее широкой части затрубного пространства, м/с.

Наряду с определением Q₁ следует найти второе значение расхода Q_2, обеспечивающего очистку забоя от шлама:

Q₂ = a π /4 d_c² (2.2)

где a = 0, 55 – 0, 5 м/с при роторном способе и электробурении;

a ≤ 0, 7 м/с при бурении гидравлическими забойными двигателями.

Считается, что отработка долот произведена при удовлетворительной очистке забоя и ствола скважины, и данными этой отработки можно воспользоваться для выбора лучшего типа долота и оптимальных режимов бурения, если подача насосов Q удовлетворяет условию Q₀ ≥ max { Q₁ , Q₂ } (2.3)

Пункты 3 и 4 требуют комплексного гидродинамического расчета. Смысл пункта 3 алгоритма сводится к выполнению условия:

L_пgφ ρ _кр + Σ (Δ Р_кп ) + (1 – φ) L_пgρ _ш ≤ Р_г , (2.4)

где ρ _кр – критическая плотность бурового раствора, эквивалентная градиенту ГРП, кг/м³ ;

- Р_г – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

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

- L_п – глубина залегания рассматриваемого пласта от устья, м.

- φ – содержание жидкости в шламожидкостном потоке, д.е.

φ = , (2.5)

где V_м – скорость шламожидкостного потока, м/с,

D = d_c² – диаметр скважины, м, Q – расход промывочной жидкости, м³/с.

Поскольку значение Σ (Δ Р_кп ) и φ зависят от расхода промывочной жидкости, то условие (2.4) можно проверить только после установления подачи насосов и механической скорости проходки.