площадь насадок долота формула

Видео:Буровая Пятиминутка No.22. Выбор бурового долотаСкачать

Расчет диаметра насадок долот

2.7 Расчет диаметра насадок долот

Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото.

(56)

где: ρ_д – перепад давления в долоте, МПа;

μ – коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в промывочном узле лдолота;

Определяется диаметр насадок долот (9).

(57)

где: d_н – диаметр насадок долота, м;

К_н – число насадок долота , шт.

Интервал 0-716 м:

Расчет остальных интервалов аналогичен и результаты представлены в таблице 25.

Таблица 25 — Диаметр насадок долота по интервалам условно одинаковой буримости

2.8 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

При выборе типа бурового раствора необходимо, чтобы соответствие составов бурововых растворов разбуриваемых пород было на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Буровой раствор следует выбирать в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия горных пород с промывочной жидкостью.

Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:

1. направление и кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;

2. эксплуатационная колонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.

В соответствии с требованиями 3 плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.

Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:

(58)

где: ρ_БР— плотность бурового раствора, кгм 3 ;

К₃ – коэфициент запаса 12, таблица 5.1;

ρ_пл – пластовое давление, Мпа;

L_к – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления,м.

(59)

где: Р_ДИФ— допустимое дифференциальное давление в скважине, Мпа 11, таблица 5.1

Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) 11.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле:

(60)

Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:

(61)

Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.

Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная

Результаты использования методики 11 и расчетов представлены в таблице 26.

Таблица 26 — Рассчитанные параметры бурового раствора по интервалам условно одинаковой буримости

Видео:01 Что такое буровое долото What is an Oil & Gas Drill BitСкачать

Методические указания к выполнению лабораторно – практических работ (стр. 6 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

S к. п. = 0,785 * (0,39372 — 0,1142 ) * 1000 = 111,4 м2;

Q = 0.9 * 111.4 = 100 л /с;

S к. п. = 0,785 * ( 0,29532 – 0,1142 ) * 1000 = 58 м2;

Q = 0.9 * 58 = 52.2 л /с;

S к. п. = 0,785 * (0,21592 — 0,1142 ) * 1000 = 26,3 м2;

Q = 0.7 * 26,3 = 18,4 л /с.

3) Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама:

Q=Vкр*Smax + Sзаб * V мех * (Yп – Yж ) / Yсм — Yж, л/с ( 16 )

Где Vмех – скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м /с;

Smax – максимальная площадь кольцевого пространства, м2

Sзаб – площадь забоя скважины, м2

Vмех – механическая скорость бурения, м /с

Yсм – удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, г /см3

Yж – удельный вес промывочной жидкости, г /см3

Yсм – Yж = 0,01 – 0,02 г / см3. Проектом принято 0,02 г/см3

Задаются параметры и рассчитываются площади забоя :

Vмех = 0,05 м /с ; Vкр = 0,5 м /с ;Yп = 2,4 г /см3 ;

— на интервале 0 – 40 : Sзаб = 0,39372 * 0,785 = 0,121 м2;

— на интервале 40 – 450 метров : Sзаб = 0,29532 * 0,785 = 0,068 м2;

— на интервале 450 – 2400 метров : Sзаб = 0,21592 * 0,785 = 0,036 м2 ;

Максимальная площадь кольцевого пространства :

— на интервале 0 – 40 метров ; Sмах = (0,39372 — 0,1272 ) * 0,785 = 0,109 м2;

— на интервале 40 – 450 метров: Sмах = ( 0,29532 — 0,1272 ) * 0,785 = 0,055 м2;

— на интервале 450 – 2400 метров :Sмах = ( 0,21592 – 0,1272 ) * 0,785 = 0,024 м2 .

Подставляя полученные значения в формулу (16 )

найдем расходы промывочной жидкости при бурении под

направление , кондуктор, эксплуатационную колонну :

Q = 0,5 * 0,109 + 0,121 * 0,05 * ( 2,4 – 1,2 ) / 0,02 = 41 л /с

Q = 0,5 * 0,055 + 0,068 * 0,05 * ( 2,4 – 1,2 ) / 0,02 = 23 л /с

Q =0,5* 0,024 + 0,036 * 0,05 * ( 2,4 – 1,2 ) / 0.02 = 28 л /с

4) Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины :

Q = Smin * Vк. п.max, л /с ( 17)

где Smin – минимальная площадь кольцевого пространства, м2 ;

Vк. п.max – максимально допустимая скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м /с.

Принято Vк. п.max = 1,5 м /с.

Задаются минимальные диаметры при бурении

Ø под направление – 0,178 м,

Ø под кондуктор – 0,172 м ,

Ø под эксплуатационную колонну – 0,127 м.

Q = 0,048 * 1,5 = 70 л /с;

Q = 0,044 * 1,5 = 66 л /с;

Q = 0,019 * 1,5 = 28,5 л /с.

5) Расчет расхода промывочной жидкости для предотвращения прихватов :

Q = Smах * Vк. п.min, л /с ( 18 )

где Vк. п.min – минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве равная 0,5 м /с ;

Smax – максимальная площадь кольцевого пространства, м2

Q = 0,109 * 0,5 = 54,5 л /с;

Q = 0,055 * 0,5 = 27,5 л /с;

Q = 0,024 * 0,5 = 12 л /с.

Расчет по скорости истечения из насадок долота :

где Vд – скорость истечения из насадок равна 125 м/с;

Fm — площадь насадки равна 13,5 см2

Q = 0.00135 * 125 = 0,1687 м3/с ; Q = 16,7 л/с.

Ргр = 0.87 * Ргор, МПа ( 20 )

Ргор = Y * 0.01 * H, МПа ( 21 )

где Y – удельная плотность горных пород, г/см3 ;

H – глубина скважины, м .

Давление гидроразрыва по формулам ( 20 ) , ( 21 ) равно :

Ргор = 2,4 * 0,01 * 2800 = 67,2 МПа,

Ргр = 0,87 * 67,2 = 52,464 МПа.

Практическая работа №10

РАСЧЕТ КИСЛОТНОЙ ВАННЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТА

Приобретение практических навыков жидкостной ванны для ликвидации прихвата

3.1.Расчитать кислотную ванну для определенных условий

3.2. Ответить на вопросы

4. Требования к отчету

4.1. Номер работы

4.3. Ответы на вопросы

Исходные данные для решения задачи

Диаметр Долота, мм

Рассчитать нефтяную ванну для освобождения прихваченных 140-мм бурильных труб с толщиной стенки = 8 мм, если глубина скважины Н = 2300 м, диаметр долота = 295,3 мм, длина неприхваченной части колонны = 2000 м, плотность бурового раствора = 1,25 г/см., плотность нефти = 0,8 г/см.

Решение. Определим необходимое количество нефти для ванны

(1)

где D— диаметр скважины, м.

мм = 0,354 м.

Здесь к – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины за счет образования каверн, трещин и пр. (величина его колеблется в пределах 1,05 – 1,3); D = 0,140 м – наружный диаметр бурильных труб, м; — высота подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимают на 50-100 м выше места прихвата

(2)

м;

d – внутренний диаметр бурильных труб, м

мм = 0,124 м;

= 8 мм — толщина стенки бурильных труб; — высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического (через 1-2 ч) подкачивания нефти в затрубное пространство. Принимая = 200 м, находим

м.

Количество бурового раствора для продавки нефти

(3)

м.

Определим максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью

(4)

где — давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине ( в трубах и за трубами)

МПа.

— давление, идущее на преодоление гидравлических потерь. С достаточной для практических расчетов точностью

= 0,001Н + 8 = 0,001 · 2300 + 8 = 3,1 МПа.

= 10,3 + 3,1 = 13,4 МПа.

Считая, что нефтяная ванна будет проводиться при помощи агрегата ЦА-300, мощностью двигателя которого N = 120 кВт, можем определить возможную подачу насоса

дм/с,

где — кпд. насоса агрегата ЦА-300, равный 0,635.

П р и м е ч а н и е. Расчет водяной и кислотной ванн проводится аналогично расчету нефтяной ванны.

1.Назвать основные причины возникновения прихватов.

2. Способы ликвидации прихватов бурильных труб

3. Способы ликвидации прихватов обсадных труб

Практическая работа № 11

РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО ПРОФИЛЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СТВОЛА НА ПЛОСКОСТИ ИЗ ИНТЕРВАЛА СТАБИЛИЗАЦИИ ОСНОВНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПО МЕТОДИКЕ ТПУ, БНГС

Научиться рассчитывать профиль наклонной скважины

3.1. «Типовые задачи и расчеты в бурении» стр. 264- 289

4. Теоретическая часть

Траектории всех дополнительных стволов практически можно свести к трем основным типам: прямолинейным; криволинейным и комбинированным. В конкретных геолого-технических условиях бурения, возможно различное их сочетание.

При проектировании профиля дополнительного ствола необходимо решить следующие задачи: выбрать тип профиля, рассчитать параметры профиля дополнительного ствола или стволов и построить профиль многоствольной скважины на геологическом разрезе.

Видео:КАК ОНИ ЭТО ДЕЛАЮТ? Буровое долото PDC. Секреты изготовления.Скачать

Расчет гидродинамических потерь давления

Циркуляционная система скважины

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим полные потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке). На рис. 23 приведена схема циркуляционной системы скважины, а на рис. 24 – соответствующая схема, иллюстрирующая изменение площади сечений каждого интервала.

Интервалы циркуляционной системы перечислены в таблице ниже (принципиально, каждый интервал можно разделить на любое количество подинтервалов).

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

Потери = потери в наземном оборудовании + потери в бурильной колонне + потери на долоте + потери в кольцевом пространстве

Каждое из слагаемых можно подразделить еще на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений.

Потери давления в наземном оборудовании

Потери давления в наземном оборудовании – это потери в интервале между манометром стояка и бурильными трубами. Данный интервал охватывает следующее оборудование: стояк, рукав ведущей трубы (грязевой шланг), вертлюг, ведущая труба или верхний привод. Для расчета потери давления в наземном оборудовании следует использовать формулу API для расчета потерь давления в трубах. Стандартная геометрия для наземного оборудования приведена в таблице ниже. В таблице приняты обозначения: L – длина; D – внутренний диаметр.

Обвязка системы верхнего привода

В настоящее время не существует единого стандарта на обвязку верхнего привода. Обвязка большинства верхних приводов состоит из стояка длиной 86 футов и грязевого шланга длиной 86 футов с внутренним диаметром 3,0 дюйма либо 3,8 дюйма. Следует отметить, что почти все буровые установки используют различные S-образные стояки.

Потери давления в бурильной колонне

Для расчета потерь давления в бурильной колонне нужно суммировать потери во всех интервалах бурильной колонны, включая потери в бурильных трубах, утяжеленных бурильных трубах, забойном двигателе, в телеметрическом оборудовании (MWD/LWD/PWD), а также в любом другом внутрискважинном оборудовании.

Коэффициент гидравлического сопротивления труб

Перед вычислением потерь давления следует вычислить коэффициент гидравлического сопротивления труб (f_p), используя соответствующие формулы для ламинарного или турбулентного режимов течения. Коэффициент гидравлического сопротивления характеризует сопротивление труб течению жидкости. В данных расчетах для всех видов труб шероховатость внутренних стенок предполагается одинаковой.

Потери давления в бурильной колонне

Количество интервалов для расчета потерь давления в бурильной колонны (в том числе в УБТ) зависит от того, сколько типов труб с различным внутренним диаметром используется. Длиной интервала считается такая длина колонны труб, на протяжении которой внутренний диаметр колонны остается неизменным. Для расчета потерь давления в каждом интервале бурильной колонны используется следующее уравнение:

,

где: P_p – потери давления, фунт/дюйм 2 ;

V_p – средняя скорость потока, фут/мин;

r — плотность раствора, фунт/галлон;

D – внутренний диаметр труб, дюйм;

L — длина интервала, фут.

Потери давления в забойном двигателе и телеметрическом оборудовании

Если бурильная колонна содержит забойный двигатель, систему для измерений в процессе бурения (MWD), систему для каротажа в процессе бурения (LWD), то потери давления в этих элементах бурильной колонны следует включить в расчет суммарных потерь давления. Данные потери могут существенно изменить величину давления раствора на выходе из насадок долота и характер течения раствора вокруг долота.

Потери давления в системах MWD и LWD варьируются в широком диапазоне в зависимости от плотности бурового раствора, его реологических свойств, подачи насосов, конструкции и размеров данного телеметрического оборудования. Указываемые иногда на оборудовании величины потерь давления могут оказаться ниже фактических, так как обычно тарировка оборудования производится не на буровом растворе, а на воде.

Потери давления в забойном гидравлическом двигателе выше, чем потери в телеметрическом оборудовании, и зависят от еще большего количества факторов. Увеличение осевой нагрузки на долото приводит к увеличению крутящего момента и потерь давления на двигателе. Потери давления в турбине пропорциональны объемному расходу и плотности бурового раствора, а также количеству ступеней турбины. Потери давления в забойных гидравлических двигателях невозможно рассчитать по формулам — информацию о потерях давления можно получить у производителя оборудования.

Потери давления на долоте (потери давления в насадках долота)

Потери давления на долоте рассчитываются по формуле

,

где: P_bit – потери давления, фунт/дюйм 2

r — плотность раствора, фунт/галлон;

D_н – внутренний диаметр насадки №1, №2. в 1/32 дюйма.

Для расчета потерь давления в колонковых буровых долотах или алмазных долотах в расчетную формулу следует подставлять суммарную площадь проходного сечения долота /Total Flow Area/

,

где TFA измеряется в квадратных дюймах.

Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве

Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве скважины рассчитывается как сумма потерь давления во всех интервалах кольцевого пространства. Здесь под термином «интервал» подразумевается часть кольцевого пространства, с постоянным эффективным проходным сечением (гидравлическим диаметром). Изменение гидравлического диаметра может быть вызвано изменением наружного диаметра бурильной колонны и/или изменением внутренних диаметров обсадной колонны, хвостовика или диаметра открытого ствола скважины. Как и в случае расчета потерь давления в бурильной колонне, сначала для каждого интервала вычисляются значения коэффициента сопротивления кольцевого пространства ( ), а затем потери давления.

Коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства

Потери давления в интервале кольцевого пространства

Сначала рассчитываются потери давления в каждом интервале. Полученные величины суммируют и получают полные потери давления в кольцевом пространстве скважины. Потери давления в каждом интервале вычисляются по следующей формуле:

где: P_a – потери давления, фунт/дюйм 2 ;

V_a – средняя скорость потока, фут/мин;

r — плотность раствора, фунт/галлон;

L — длина интервала, фут.

D₂ — внутренний диаметр скважины или обсадной колонны, дюйм;

D₁ — наружный диаметр бурильных труб или УБТ, дюйм.

Эквивалентная циркуляционная плотность

Для расчета давления, которое циркулирующий буровой раствор оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале от интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на данной глубине. Давлению циркулирующего бурового раствора на пласт можно поставить в соответствие его так называемую эквивалентную циркуляционную плотность ECD /Equivalent Circulating Density/. Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора на заданной глубине равна (эквивалентна) плотности раствора, который в отсутствие циркуляции создает на данной глубине такое же давление. Другими словами, если приготовить новый раствор с плотностью, равной ECD исходного раствора, то гидростатическое давление на пласт нового раствора будет равняться полному давлению циркулирующего исходного раствора.

,

где TVD – глубина по вертикали /True Vertical Depth/.

Величину ECD раствора удобно сравнивать с градиентом давления гидроразрыва пласта. Реологические характеристики бурового раствора должны быть оптимизированы таким образом, чтобы его эквивалентная циркуляционная плотность не превышала величину градиента давления гидроразрыва пласта.

Расчет гидродинамического режима работы долота

Помимо расчета потерь давления на долоте, для оптимизации технологического режима бурения используются и другие гидродинамические расчеты, а именно: расчет гидравлической мощности на долоте, расчет силы гидроудара и расчет скорости истечения струи из насадок долота.

Рекомендуемый диапазон значений гидравлической мощности для большинства долот равен 2,5 – 5,0 лошадиных сил на квадратный дюйм площади долота /Horsepower per Square Inch/. Низкая гидравлическая мощность на долоте может привести к низкой скорости проходки и нерациональной эксплуатации долота.

Гидравлическая мощность на долоте

Гидравлическая мощность на долоте рассчитывается по формуле

,

где: hhp_b /hydraulic horsepower at bit / — мощность на долоте, л.с.;

Q — расход (галлон/мин);

P_bit — потери давления на долоте (фунт/дюйм 2 ).

Гидравлическая мощность на квадратный дюйм площади долота (HSI)

,

где D_bit – диаметр долота, дюйм.

Гидравлическая мощность циркуляционной системы

Гидравлическая мощность на долоте не может превышать гидравлическую мощность всей циркуляционной системы, рассчитываемую по формуле

,

где: P_Total — полные потери давления в циркуляционной системе (давление «на стояке»), фунт/дюйм 2 );

Q — расход, галлон/мин.

Скорость истечения из насадок долота

Так как на долоте возможна установка насадок разного диаметра, рассчитывается усредненное значение скорости истечения раствора из насадок по следующей формуле:

где: Q – расход, галлон/мин;

D_н – внутренний диаметр насадки №1, №2. в 1/32 дюйма

Для большинства долот рекомендуются скорости истечения в диапазоне от 250 до 450 фут/с. Скорости истечения, превышающие 450 фут/с, могут привести к эрозии режущей части долота.

Потери давления на долоте в процентном выражении

Как правило, желательно, чтобы потери давления на долоте составляли 50-65% давления нагнетания раствора.

,

где: IF – сила гидроудара /Impact Force/, фунт;

V_н — скорость истечения из насадок , фут/с;

Q — расход, галлон/мин;

ρ — плотность раствора, фунт/галлон.

Сила гидроудара на квадратный дюйм площади долота

Оптимизация гидродинамического режима работы долота

Во многих случаях оптимизация гидродинамического режима работы долота позволяет увеличить механическую скорость бурения скважины. Кроме гидродинамики бурового раствора на выходе из насадок долота на механическую скорость бурения также влияют диаметр, тип, и технические характеристики долота, тип горной породы и ее твердость. Так при бурении очень твердых пород механическая скорость бурения зависит не столько от гидродинамики, сколько от механического взаимодействия долота и породы.

При оптимизации гидродинамического режима работы долота регулируется сила гидроудара, гидравлическая мощность, удельная гидравлическая мощность на единицу площади горной породы под долотом и скорость течения раствора в насадках. Обычные потери давления на долоте составляют 50-65% максимально допустимого давления нагнетания (P_{Total (max)}) бурового раствора. Принимается, что оптимум величины силы гидроудара достигается при потерях давления на долоте, равных 50% от давления нагнетания. Гидравлическая мощность, реализуемая на долоте, будет оптимальной при потерях давления на долоте, составляющих около 65% давления нагнетания раствора. На рис. 24 представлена диаграмма, позволяющая оптимизировать гидродинамический режим работы долота по гидравлической мощности и силе гидроудара. Поскольку частные оптимумы гидродинамических параметров не совпадают, приходится находить компромиссные решения.

В мягких породах, характерных для морских шельфов, единственным пределом для скорости проходки может быть время, затрачиваемое на наращивание бурильной колонны. Размывающее породу действие струй бурового раствора имеет здесь меньшее значение. В данных условиях, прежде всего, следует обеспечить высокий расход и турбулентный режим потока бурового раствора под долотом для предотвращения образования сальников на долоте и других элементах КНБК, а также необходимо обеспечить высокоэффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы. При работе в таких условиях необходима оптимизация силы гидроудара и объемного расхода бурового раствора. При оптимальной величине силы гидроудара потери давления на долоте составят приблизительно 50% от максимального допустимого давления нагнетания раствора.

При бурении твердых глинистых пород (аргиллитов) на большой глубине ограничивать скорость бурения будут скопления обломков породы и мелкой крошки, образующиеся под долотом. В таких условиях относительно небольшое увеличение механической скорости бурения может привести к значительному сокращению расходов на бурение скважины в целом. Здесь большое значение имеет размывающее породу действие струй бурового раствора (так называемый гидромониторный эффект) — скорость бурения может быть увеличена за счет оптимизации величины гидравлической мощности, реализуемой при потерях давления на долоте, равных 65% от максимально допустимого давления нагнетания раствора.

Ограничения по оптимизации потерь давления на долоте

Стремясь достичь оптимальных характеристик бурения, не следует забывать о допустимых верхних пределах для некоторых оптимизируемых параметров. Так избыточная скорость истечения раствора из насадок долота может привести к износу режущих элементов долота и снизить срок его работы. Скорость сдвига в насадках долота, превышающая 100 000 с –1 , приводит к эрозии ствола скважины.

Помимо верхних допустимых пределов параметров, существуют и нижние допустимые пределы. Выбор диаметра насадок для достижения потерь давления на долоте 50-65% от общих потерь в циркуляционной системе скважины без учета необходимости оптимизации гидродинамики потока в других элементах циркуляционной системы может привести к осложнениям. При неизменной подаче насосов по мере углубления скважины увеличиваются потери давления в кольцевом пространстве и бурильной колонне. При этом в процентном отношении падение давления на долоте будет снижаться. В результате станет невозможным одновременное сохранение прежнего расхода бурового раствора в скважине и поддержание потерь давления на долоте на уровне 65% от максимально допустимого давления нагнетания.

Потери давления в бурильной колонне и в кольцевом пространстве скважины можно снизить, если уменьшить подачу насосов. При меньшем расходе бурового раствора можно сохранить потери давления на долоте на уровне 65% от P_Total(max) уменьшив внутренний диаметр насадок. Но это возможно лишь до определенного предела — дальнейшее углубление скважины потребует дальнейшего снижения расхода бурового раствора и приведет к снижению гидравлической мощности на долоте и механической скорости бурения.

Расход бурового раствора в скважине должен быть достаточно высок для очистки ствола от выбуренной породы, даже если для его поддержания придется снизить потери давления на долоте до уровня ниже оптимального. При выборе диаметра насадок долота следует учесть, что они должны пропускать наполнитель, применяющийся при борьбе с поглощением раствора. Эта проблема иногда решается глушением одной из насадок и подбором диаметров остальных насадок так, чтобы в сумме получить необходимую площадь сечения потока и достичь оптимального гидравлического режима работы долота.

Выбор оптимального расхода бурового раствора в скважине зависит от разбуриваемой породы, диаметра и угла наклона скважины, а также от выбранного параметра оптимизации гидравлического режима работы долота (силы гидроудара или гидравлической мощности). Использование компьютерных моделей очистки скважины от выбуренной породы, таких как Virtual Hydraulics ® , RDH или специальных таблиц позволяет определить необходимый расход бурового раствора.

На оптимизацию гидродинамического режима работы долота влияет и скважинное оборудование. Некоторые (не все) телеметрические системы измерений в процессе бурения (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD) образуют каналы перетока раствора в кольцевое пространство скважины (байпас). Из-за перетоков раствора в телеметрических системах до 5% потока не достигает долота. Часть потока идет на охлаждение блоков подшипников гидравлических забойных двигателей и турбин. Используемый для охлаждения раствор направляется в кольцевое пространство скважины, не доходя до долота. Величина этих перетоков зависит от ряда факторов, но обычно составляет 2-10% от расхода раствора в скважине. В расчетах гидродинамического режима работы долота величину расхода раствора в скважине следует уменьшить на суммарную величину перетоков в телесистемах, забойном двигателе и турбине. Это не относится к расчетам режима течения и потерь давления в кольцевом пространстве, бурильных трубах и УБТ, где используется величина полного расхода раствора в скважине (равная подаче насосов).

Для получения информации о величине перетока раствора и потере давления в телеметрических системах, забойных двигателях и турбинах следует обратиться к представителям компаний-производителей этого оборудования.

Очистка забоя скважины

Поток бурового раствора должен не только обеспечивать необходимую гидравлическую мощность на долоте, но и эффективно очищать забой скважины от шлама для увеличения механической скорости бурения. Существует несколько способов повышения качества очистки забоя, причем ни один из них не влияет на методику расчета потерь давления и гидравлической мощности на долоте. Удлинение насадок способствует повышению эффективности размывающего действия струй раствора на породу, т.е. усиливает гидромониторное действие долота. Перекрытие одной из насадок позволяет улучшить режим очистки зоны непосредственно под долотом. Промывка забоя через центральное отверстие позволяет предотвратить сальникообразование на долоте и повысить качество очистки его шарошек.

Гидромониторное действие долота максимально в непосредственной близости от насадок. Использование удлиненных насадок, сокращающих расстояние между соплами насадок и забоем, позволяет увеличить интенсивность размывающего воздействия струй на породу. Усилить интенсивность размывающего действия струй бурового раствора можно также путем применения асимметричных насадок (диаметры которых отличаются). Это позволяет сохранить требуемую общую площадь сечения потока и потери давления на долоте, увеличив интенсивность истечения бурового раствора, по крайней мере, из одной насадки. Расстояние от насадки до забоя скважины часто записывают в виде отношения H/D, где: H – расстояние от забоя до насадки; D – диаметр насадки. Соотношение H/D характеризует интенсивность размывающего породу действия струи. При H/D ≤ 8 интенсивность действия струи на породу будет максимальной, а при H/D > 8 интенсивность ее действия резко снижается. Увеличение диаметра насадок приведет к уменьшению отношения H/D, но в то же время снизит скорость истечения струй и уменьшит падение давления на долоте.

Расположение насадок алмазных долот PDC обеспечивает максимальное качество очистки забоя от шлама и эффективное охлаждение режущих поверхностей долота.

Снижение коэффициента гидравлического сопротивления

Даже небольшое количество растворимых полимеров в жидкости задерживает переход ее течения из ламинарного в турбулентный режим (т.е. переход осуществляется при значениях числа Рейнольдса, больших, чем в отсутствие полимеров). Данный эффект, называемый эффектом Томса, ведет к снижению коэффициента сопротивления течению жидкости в области больших чисел Рейнольдса и соответствующему снижению гидродинамических потерь давления.

На рис. 26 показано, насколько снижаются потери давления циркулирующего бурового раствора при увеличении концентрации полимера Flo-Vis ® . Уменьшению коэффициента гидравлического сопротивления течению буровых растворов способствуют следующие высокомолекулярные полимеры: Poly-Plus ® , Flo-Vis ® , Duo-Vis ® , ГЭЦ (HEC). Использование подобных добавок может вызвать падение давления нагнетания раствора.

Эффект Томса – сложный и недостаточно изученный феномен. Не существует какой либо модели, позволяющий предсказать величину снижения гидравлического сопротивления течению жидкости в зависимости от концентрации и молекулярной массы растворенных в ней полимеров. Однако ясно, что применительно к буровым растворам, интенсивность проявления эффекта Томса будет зависеть от времени, в течение которого раствор циркулировал в скважине, и количества выбуренной породы в растворе. Со временем давление нагнетания бурового раствора будет расти по мере деградации макромолекул полимеров в растворе и их адсорбции на частицах выбуренной породы.

Программный пакет Virtual Hydraulics ®

Все более сложные условия строительства скважин предъявляют к технологии их промывки особые, качественно новые требования. Работу инженера по буровым растворам сегодня невозможно представить без применения специализированных программных пакетов для разработки и практической реализации высокотехнологичных решений на месторождениях.

Для проведения расчетов с целью оптимизации гидродинамических процессов в скважине компания M-I Drilling Fluids разработала уникальный программный пакет Virtual Hydraulics ® , позволяющий:

· Определять режимы течения бурового раствора в бурильной колонне и в кольцевом пространстве скважины

· Рассчитывать гидродинамические потери давления в скважине и эквивалентную циркуляционную плотность бурового раствора на заданной глубине

· Оценивать эффективность очистки ствола скважины от шлама с учетом его природы и размера, профиля скважины, эксцентриситета расположения бурильной колонны в скважине, подачи насосов и скорости вращения ротора

· Рассчитывать величины депрессии/репрессии на пласт при спуско-подъемных операциях и устанавливать оптимальные условия СПО

· Рассчитывать профиль плотностей бурового раствора по глубине скважины и эквивалентную статическую плотность бурового раствора на заданной глубине

· Рассчитывать объем бурового раствора с учетом температурных поправок, как в статике, так и во время циркуляции, для более точного мониторинга поведения вскрываемых пластов

· Представлять результаты расчетов в табличном и графическом виде

Отличием Virtual Hydraulics ® от других программ гидравлических расчетов является:

· Использование данных вискозиметрии буровых растворов при высоком давлении и температуре, получаемых на приборе Fann 70/75

· Использование пяти различных моделей для наиболее точного моделирования реологических свойств буровых растворов в скважине

· Применение методов анализа чувствительности и логики нечетких множеств, расширяющих возможности программы и повышающих надежность ее прогнозов

· Прогнозирование термобарических условий в скважине в статических и динамических условиях с учетом типа применяемого бурового раствора для достижения максимальной адекватности результатов расчетов фактическим данным

Пакет программ Virtual Hydraulics ® незаменим при бурении глубоких скважин в сложных горно-геологических и термобарических условиях, бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин, использовании соленасыщенных буровых растворов и растворов на углеводородной и синтетической основе. Высокая достоверность гидродинамических прогнозов Virtual Hydraulics ® позволяет не только оптимизировать режим промывки бурящейся скважины, улучшить качество ее очистки от выбуренной породы и увеличить скорость проходки, но и обеспечивает дополнительные возможности для планирования безопасного и экономически выгодного строительства скважин любой сложности.

Давление депрессии и репрессии при спуско-подъемных операциях

Во время подъема бурильной колонны буровой раствор в скважине должен занимать освобождающийся объем. Однако немедленному перетоку в освобождающееся пространство мешает внутреннее сопротивление раствора течению. В результате давление раствора в скважине снижается. Такое явление называется поршневым эффектом, а максимальное значение разницы гидростатического давления столба раствора на заданной глубине и давления раствора на той же глубине при подъеме бурильной колонны называется давлением депрессии или просто депрессией. Если в результате действия поршневого эффекта давление раствора на пласт упадет ниже пластового давления, то пластовый флюид начнет поступать в скважину.

При спуске бурильной или обсадной колонны в скважину происходит вытеснение бурового раствора. Сопротивляясь перетоку из-под долота или башмака колонны в кольцевое пространство скважины, раствор создает избыточное по сравнению с гидростатическим давление. Разница между давлением раствора при спуске инструмента или колонны и его гидростатическим давлением называется давлением репрессии или просто репрессией. Если суммарное давление (гидростатическое плюс давление репрессии) бурового раствора при спуске инструмента превысит градиент давления гидроразрыва пласта, то в пласте образуются трещины и происходит поглощение раствора.

Значения давлений депрессии и репрессии зависят от реологических свойств бурового раствора, его предельного статического напряжения сдвига, скорости спуска или подъема бурильной колонны, размеров кольцевого пространства, длины бурильной колонны в скважине. Влияние реологических свойств раствора на давление депрессии и репрессии подобно их влиянию на потери давления циркуляции в кольцевом пространстве скважины — как увеличение пластической вязкости, так и увеличение предельного динамического напряжения сдвига раствора приведет к усилению поршневого эффекта при подъеме инструмента и увеличению избыточного давления при спуске.

Скорость перетока бурового раствора при СПО может отличаться в разных интервалах кольцевого пространства скважины, но в любом интервале она тем выше, чем выше скорость движения бурильной колонны. Поскольку следует ограничивать лишь максимальные величины репрессии и депрессии, которые могут привести к разрыву пласта в данном интервале или притоку пластового флюида в скважину, то при расчете давления репрессии или депрессии используется максимальная скорость СПО. Обычно она в 1,5 раза превышает среднюю скорость спуска или подъема бурильной колонны.

,

где: V_СПО(max) – максимальная скорость подъема/спуска свечи бурильной колонны, фут/мин;

L_св – длина свечи, фут;

t – время подъема/спуска одной свечи, с.

Скорость перетока бурового раствора в/из кольцевого пространства скважины рассчитывается для каждого интервала кольцевого пространства с учетом объема бурового раствора, вытесняемого бурильной колонной в данном интервале. К объему вытеснения раствора, рассчитанному по объему спускаемого/поднимаемого металла колонны, следует прибавить ее внутренний объем, если колонна или долото закупорены.

,

где: AV_СПО – скорость перетока раствора при спуске/подъеме свечи бурильной колонны со скоростью V_СПО(max), фут/мин;

n_св – объем раствора, вытесняемый свечой, баррель/фут;

n_кп – объем кольцевого пространства вокруг спускаемой/поднимаемой свечи, баррель/фут.

Скорость перетока бурового раствора в/из кольцевого пространства скважины необходимо рассчитать для каждого интервала кольцевого пространства. Подставляя полученные значения скорости в уравнения, рекомендуемые API для определения потерь давления в кольцевом пространстве при циркуляции раствора, получают потери давления при СПО в каждом интервале кольцевого пространства. Затем пересчитывают давление бурового раствора при СПО в значение эквивалентной плотности раствора по той же формуле, что и эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции. Значения эквивалентной плотности раствора при СПО удобно сравнивать со значениями градиентов гидроразрыва пласта и пластового давления.

Целью расчета давлений репрессии и депрессии является поинтервальное определение максимально допустимой скорости подъема или спуска, а также сокращение общей продолжительности СПО. В приведенные выше уравнения подставляют величину максимального или минимального времени спуска/подъема одной свечи бурильной колонны, затем вычисляют давление репрессии или депрессии. Процедуру повторяют до тех пор, пока не будет подобрана такая скорость спуска/подъема свечи, при которой разность гидростатического давления и давления депрессии раствора будет близка к пластовому давлению, а сумма давления репрессии и гидростатического давления — к давлению гидроразрыва пласта. Заметим, что рассчитанная максимально допустимая скорость спуска/подъема свечи относится только к конкретному интервалу, Подобным образом для каждого интервала подбирается своя оптимальная скорость спуска/подъема одной свечи.

По мере подъема бурильной колонны ее длина в скважине будет уменьшаться. Когда КНБК поднимется в обсадную колонну, внутренний диаметр которой больше, чем диаметр открытого ствола скважины, скорость подъема можно увеличить, не опасаясь притока пластового флюида в скважину. При спуске бурильной колонны в скважину наоборот выходе КНБК из обсадной колонны в интервал открытого ствола скважины скорость спуска необходимо снизить, чтобы предотвратить гидроразрыв пласта. Давление репрессии и депрессии рассчитываются на каждые 500 или 1000 футов спуска или подъема.

Выводы

Технологические параметры бурения напрямую зависят от технических возможностей буровой установки. Но в пределах технических возможностей установки параметры бурения поддаются оптимизации за счет регулирования реологических свойств бурового раствора. Регулирование реологических свойств раствора направлено на максимально возможное использование кинетической энергии потока на выходе из насадок долота путем снижения гидродинамических потерь давления в наземном оборудовании, бурильной колонне и кольцевом пространстве скважины без ущерба для эффективной очистки скважины от выбуренной породы.

💡 Видео

Долото PDCСкачать

шарошечное долото в работеСкачать

02 Обзор долот PDC Bit OverviewСкачать

Шарошечное долото: конструкция #буровойликбез #епихин #бурение #буровоеоборудованиеСкачать

Виды и назначение Буровых Долот. Минимальный набор для успешного бурения.Скачать

Цифровой путь бурового долотаСкачать

ПРИНЦИП Работа долота PDCСкачать

PDC долото 108 мм плоское, резьба З-66Скачать

Раздвижное долото РД - для одновременной обсадки скважиныСкачать

Ремонтируем алмазные PDC долота. наплавляем сегменты.Скачать

Епихин АВ. Буровой Ликбез. Классификация породоразрушающего инструмента. 2020Скачать

ПРИНЦИП Работы долота TCIСкачать

Долота шарошечныеСкачать

Собираем шарошечный расширитель для скального грунта своими рукамиСкачать

Обзор PDC бурового долота. Состояние после 20 метров известняка и метра кремня. Плюсы и минусыСкачать

КАК БУРЯТ НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ ?Скачать

Буровые долота. Какими буровыми долотами я бурю скважину на ВОДУ.Скачать