Методическое пособие к выполнению

контрольной работы для студентов специальности

«Бурение нефтяных и газовых скважин»

Пермь 2015

УДК 622.245

Гидроаэромеханика в бурении.Методическое пособие к выполнению контрольной

работы для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых

скважин/Сост. д-р техн. наук В.М. Плотников. Перм. Нац. Иссл. Политех. ун-т. Пермь, 32с.

Рецнзент канд. техн. нпук, доц. Долгих Л.Н.

В методическом пособии рассматриваются основные теоретические положения и расчетные зависимости для решения задач при выполнении контрольной работы по дисциплине «Гидроаэромеханика в бурении». Приводятся порядок выполнения основных разделов контрольной работы, рекомендации по офрмлению расчетно-пояснительной записки, перечень необходимой литературы, примеры расчета некоторых гидравлических задач при бурении скважин.

УДК 622.245

© Пермский национальный исследовательский

политехнический университет, 2009

Общие положения

Целью данной контрольной работы является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по выполнению гидравлических расчетов при промывке скважин в процессе бурения.

Контрольная работа является индивидуальной и выполняется на основе фактических данных, собранных студентом при прохождении первой производственной практики. Работа включает расчетно-пояснительную записку (объёмом 15-20 страниц рукописного текста) и графические приложения.

Расчётно-пояснительная записка содержит:

-титульный лист;

-оглавление;

-бланк задания;

-текст с расчётами, схемами и т.п.;

- заключение с изложением основных выводов;

- список использованной литературы.

Пояснительная записка выполняется чернилами, пастой или, при наличии возможности, набирается на компьютере и распечатывается на принтере. При любом способе выполнения пояснительной записки она должна быть выполнена грамотно и аккуратно.

Текст пояснительной записки разрешается помещать на обеих сторонах листа стандартного формата А4 (210´297 мм). С левой стороны нечётной страницы оставляется поле шириной 20-25 мм, а с правой- 10-15 мм; на чётной странице поля выполняются наоборот. Не допускаются сокращения слов за исключением общепринятых.

При ссылке на литературный источник в тексте пояснительной записки необходимо указывать его порядковый номер в квадратных скобках по списку использованной литературы.

Формулы, использующиеся в работе впервые, должны содержать текстовые пояснения входящих в них символов.

Список использованной литературы, помещаемый в конце работы, оформляется в соответствии с существующими правилами библиографических описаний.

Графические приложения выполняются на миллиметровке или другой чертёжной бумаге тушью или карандашом. Размер формата бумаги не регламентируется, но он должен быть таким, чтобы приведённая информация была доступна для чтения и анализа.

Законченная и подшитая работа должна быть датирована и подписана исполнителем.

1. Введение

Бурение скважин различного назначения сопровождается разрушением горных пород и транспортировкой их на дневную поверхность в измельчённом виде. Удаление разрушенной породы с забоя и её транспорт на поверхность осуществляется преимущественно посредством жидкости или газожидкостной смеси, закачиваемой в бурильную колонну насосами. Интенсивность циркуляции и физико-химические свойства циркулирующего очистного агента оказывают важное и существенное влияние, как на процесс разрушения горных пород, так и на технологию строительства скважины в целом. Восходящий поток очистного агента, вступающий в контакт с горными породами в открытой части ствола скважины, предопределяет устойчивость стенок скважины и качество вскрытия продуктивных пластов.

Циркуляция очистного агента и вынос на дневную поверхность разрушенной горной породы сопровождаются большими затратами энергии, которые по данным Н.Маковея [8] могут достигать 70-80% от всей энергии затрачиваемой на бурение. В связи этим становится важным вопрос о рациональном распределении и использовании энергии потока очистного агента в циркуляционной системе буровой. В особенности это относится к промывочным каналам породоразрушающего инструмента, геометрические формы и размеры которых во многом предопределяют эффективность процесса разрушения горных пород и качество очистки забоя скважины от шлама. Всё это указывает на то, что вопросам промывки скважины необходимо уделять достаточно много внимания, как на стадии составления проектов, так и в процессе их реализации.

Проектирование промывки скважины ведётся с учётом конкретных горно-геологических условий, опыта проводки скважин на площадях, имеющих сходный разрез и включает ряд этапов:

- обоснование основных параметров и выбор вида очистного агента;

- обоснование технологически необходимого расхода очистного агента;

- выбор насосной группы и задание режима её работы;

- выбор типоразмера гидравлического забойного двигателя (ГЗД);

- расчёт потерь давления в системе циркуляции буровой;

- оценка возможности использования долот с гидромониторными насадками;

- расчёт критической плотности очистного агента (из условия предотвращения гидроразрыва пластов).

Состав и объём отдельных этапов в конкретных условиях могут меняться.

2. Список условных обозначений

i-индекс интервала бурения (промывки);

D, d - диаметр (долота, труб, замков и т. п.);

L - длина ствола скважины, труб;

H- глубина по вертикали от устья до рассматриваемой отметки;

δ_т - толщина стенки труб;

l – длина одной трубы;

z - число буровых насосов;

Q – расход (подача);

α – коэффициент подачи насоса;

q – удельный расход жидкости;

v_м- механическая скорость бурения;

φ – относительная концентрация жидкой фазы в шламожидкостном потоке кольцевого пространства;

ρ - плотность жидкости;

ρ_п- плотность горной породы;

P_пл- пластовое (поровое) давление на глубине Н;

Р_гр - давление гидроразрыва горных пород;

P_н - давление нагнетания насоса;

ΔP – перепад давления;

b – коэффициент загрузки насоса;

m – число насадок долота;

d_н – диаметр насадки долота;

F – площадь сечения (труб, забоя);

µ_н – коэффициент расхода насадка долота;

F_кп – площадь сечения кольцевого пространства между бурильной колонной и стенками скважины;

f – площадь сечения проходного канала (в бурильных трубах, УБТ, насадка);

v – средняя скорость движения внутри канала циркуляции;

v_кп – средняя скорость движения в кольцевом пространстве;

v_ч - скорость витания частиц шлама в жидкости;

µ - динамическая вязкость жидкости;

η – пластическая вязкость жидкости;

τ_о – динамическое напряжение сдвига;

к – коэффициент консистенции (для степенной жидкости);

n – показатель степени;

λ – коэффициент гидравлических потерь внутри канала циркуляции;

λ_кп – коэффициент гидравлических потерь в кольцевом пространстве;

∆_э – эквивалентная шероховатость;

α – коэффициент сопротивления стояка;

ξ_в – коэффициент местных потерь внутри замка бурильных труб;

ξ_н – коэффициент местных потерь замков в кольцевом пространстве;

β – безразмерное напряжение сдвига;

Re – число Рейнольдса;

He – число Хедстрема;

S – число Сен-Венана;

Ar – число Архимеда;

3. Гидравлический расчёт промывки скважины.

3.1. Обоснование основных исходных параметров.

3.1.1. Обоснование плотности промывочной жидкости.

Функции, выполняемые промывочной жидкостью, весьма обширны и подробно описаны в специальной литературе [1-13], список которой, приведённый в конце данной работы, можно рассматривать как минимально необходимый.

При проектировании программы гидравлического расчёта промывки скважины необходимо из широкого разнообразия промывочных жидкостей выбрать ту, которая обеспечит не только высокие технико-экономические показатели бурения, но и исключит осложнения и аварии в скважине. Последнее условие предопределяется, главным образом, плотностью промывочной жидкости.

Оптимальная работа долота на забое достигается при минимальной плотности промывочной жидкости. Однако, плотность промывочной жидкости выбирают из условия недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов, проходимых горных пород. Для обоснования потребной величины плотности промывочной жидкости определяющим внешним фактором является пластовое (поровое) давление.

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [11] плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчёта создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более чем 1,5 МПа и 5% - для скважин глубиной от 1200 м до проектной глубины, но не более чем 2,5 МПа.

Данное требование можно представить в виде следующей расчётной зависимости для определения плотности бурового раствора в соответствующем расчётном интервале:

≥ ρ_i= , (1)

где ∆P_р – предельное значение репрессии на пласт в i-ом интервале глубин;

к_б- коэффициент превышения давления, создаваемого буровым раствором, над пластовым в том же расчётном интервале глубин; H_к- глубина залегания кровли пласта, давление в котором имеет величину Р_пл.

Вместе с тем, плотность бурового раствора, вычисленная по выражению (1), должна создавать такую репрессию на пласт (с учётом гидродинамической составляющей давления в кольцевом пространстве) при которой исключается гидроразрыв любого из пластов расчётного интервала совместимых условий бурения. Это требование описывается следующим выражением:

ρ_i< , (2)

где - суммарные потери давления в кольцевом пространстве от подошвы пласта (с наиболее низким давлением гидроразрыва) до устья скважины;

H_п– глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта;

- относительное содержание жидкости в шламожидкостном потоке.

Проверка условия (2) возможна только после установления подачи насоса.

В случае если условие (2) не выполняется, необходимо или уменьшить подачу насоса или изменить типоразмер бурильных труб.

В интервалах, представленных горными породами, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность и другие параметры бурового раствора устанавливаются исходя из условий обеспеченья устойчивости стенок скважины, однако репрессия, на любой из пластов интервала совместимых условий бурения, не должна превышать ранее указанных значений.

Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% от эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлениям [11]. Плотность бурового раствора в этом случае следует определять по формуле:

ρ_i=[( )Р_пл/gH]─ ∙ρ_п , (3)

где k₁ – коэффициент, учитывающий депрессию на стенки скважины, выраженный в % от эффективных скелетных напряжений (принимается равным 10-15 %); Р_пл – пластовое давление; ρ_п – плотность горной породы.

Необходимо иметь в виду, что по совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика допускаются отклонения от требований Правил [11] в случае поглощения бурового раствора в процессе бурения, вскрытии коллекторов при забойном давлении, приближающемся к пластовому.

Отклонение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции, от проектной величины не должно превышать 0,02 (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений).

3.1.2. Обоснование расхода промывочной жидкости.

Теоретическими, лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что расход промывочной жидкости оказывает существенное влияние на механическую скорость бурения, проходку на долото, чистоту и состояние ствола скважины.

Главнейшая функция промывочной жидкости при роторном способе бурения и бурении электробуром – очистка забоя скважины от шлама и его вынос на поверхность. При бурении гидравлическим забойным двигателем (ГЗД) промывочная жидкость, кроме того, обеспечивает его работу в технологически необходимом режиме.