Курсовая работа промывка скважин. Кр_промывка. Разработкинефтяных

• Название: Разработкинефтяных
• Анкор: Курсовая работа промывка скважин
• Дата: 16.03.2023
• Размер: 2.86 Mb.
• Имя файла: Кр_промывка.docx
• Тип: Курсовая; #995184
• страница: 7 из 9

ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО РАСТВОРА НА БУРОВОЙ.

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД с помощьюсерийно выпускаемых приборов.

Для измерения плотности раствора могут быть использованы плотномер электронный ПЭ-1;пикнометр; весы рычажные – плотномер ВРП-1; ареометр АГ-ЗПП. Определение условной вязкости раствора производится с помощью вискозиметра ВВ-1; определение реологических параметров – с помощью ротационных вискозиметров (ВИАМ), определение водоотдачи раствора – с помощью прибора ВМ-6 и фильтр-пресса ФЛР-1, а измерение водоотдачи раствора при повышенной температуре производится с помощью прибора УИВ-2М. Для измерения толщины глинистой корки используетсялинейка, содержания песка в растворе – отстойник ОМ-2, стабильности раствора – цилиндр стабильности ЦС-2 или стеклянный мерный цилиндр. Для определения содержания газа используется прибор ПГР-1 или ВГ-1М. Определение содержания твердой фазы и нефти в буровом растворепроизводится по методике, изложенной в РД с использованием соответствующих таблиц и метода выпаривания пробы раствора или с помощью установки ТФН-1М.

При необходимости определения содержания коллоидных частиц в буровом растворе используется методика, в основу которой положен экспресс- метод определения бентонита в буровом растворе по величине адсорбции метиленовой сини (М.С.). Для измерения водородного показателя (рН) бурового раствора могут быть использованы индикаторная бумага и лабораторный рН-метр. Для определения смазочной способности бурового раствора РД рекомендует использование установки УСР-1.

Методы химического анализа фильтрата бурового раствора также приведены в РД. Дляконтроля параметров бурового раствора могут быть использованы другие серийно выпускаемые приборы, в том числе импортные при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов.

При работе с приборами и установками для определения параметров бурового растворанеобходимо руководствоваться правилами и инструкциями по их безопасному применению.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов рекомендуется производить: принормальных условиях бурения – через 1 час., в осложненных условиях – через 0,5 часа, а при начавшихся осложнениях или выравнивании показателей промывочной жидкости – через 5-10 минут. Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и не осложненных условиях определяются через каждые 3-4 часа, при выравнивании раствора – через 1-1,5часа. Все показания записываются в рабочий журнал.

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением при возобновлении промывки скважины после спуско-подъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержаниябурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

Таблица 24 –Сравнительная таблица параметров бурового раствора API – ГОСТ

Параметры бурового раствора	Измерительные приборы параметров бурового раствора	Система измерения API	Система измерения ГОСТ
1	2	3	4
Температура	Термометр металлический 5", 0-220F №154-00	°F	°С
Плотность	Весы рычажные металлические в футляре OFITE	г/см³	г/см³
	Ареометр АБР-1
Условная вязкость по ГОСТ	Секундомер механический СОСпр-26-2-010	с	с
	Вискозиметр ВБР-2
	Кружка
Условная вязкость по АPI	Вискозиметр Марша: пластиковая воронка Марша, Мерная кружка	с	с
	Кружка
Водотдача по ГОСТ*	Прибор ВМ-6	-	мл/30 мин
Водотдача по АPI	Фильтр-пресс настольный в комплекте с гидравлическим противовесом OFITE	мл/30 мин	-
Реологические параметры по API**	Вискозиметр OFITE в кейсе 8-и скоростной модель 800	-	-
	Gell	фунт/100фт2	Па
	Пластическая вязкость	сП	мПа·с
	Динамическое напряжение сдвига	фунт/100фт2	Па
	Вискозиметр ротационный Брукфильда LVDV II + 1/55/50/0010	сП	мПа·с
Содержание смазки	Реторта портативная с термостатом OFITE 230 Вт,	%	%

Параметры бурового раствора	Измерительные приборы параметров бурового раствора	Система измерения API	Система измерения ГОСТ
1	2	3	4
Содержание твёрдой фазы	объем тигля 10 мл
	Кальциметр, для определения содержания CaCO3	кг/м³	кг/м³
Содержание песка	Набор для определения содержания песка OFITE	%	%
Содержание коллоидной фазы, (MBT)	Комплект для определения адсорбиционной емкости по методу метиленового синего (МВТ) в контейнере из нержавеющей стали, 230 Вт OFITE	кг/м³	кг/м³
	Перекись водорода (Н2О2 - 3%) – 0,5 л
	Метиленовая синь – 0,5 л
	5N Н2SO4 - 0,1 л*
	Дистиллированная вода – 2 л
рН	рН-бумага	-	-
Набор для определения ионов Ca2+	Тест-комплект для определения хлорид-ионов и жесткости раствора в контейнере из нержавеющей стали	мг/л	мг/л
	Дистиллированная вода – 1,5 л
	5N NаОН – 0,1 л
	Индикатор Calver –II – 10 г
	0,02N ЕДТА – 0,5 л
Набор для определения ионов Cl-	Тест-комплект для определения хлорид-ионов и жесткости раствора в контейнере из нержавеющей стали	мг/л	мг/л
	Фенолфталеин – 0,1 л
	0,02N Н2SO4 – 0,1 л
	Хромат калия – 0,2 л
	0,282N AgNO3 – 1,0 л
	Дистиллированная вода – 1,5 л
Триботехнические свойства	Прибор КТК-2.02 с электрическим приводом	градус	градус

Примечание:* «N» – обозначение мольной концентрации эквивалента.

** Численое значение водоодачи находится в прямой зависимости от площади фильтрации в приборах.

10. 
    Гидравлический расчет промывки скважин в режиме вскрытия продуктивного пласта.
    

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность бурового раствора, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих

разбуриваемый разрез, по формуле:

^ КР

_ P_Г _P_КП  1    _ШgL_П,

gL

где

П

Г
_P- давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па;

_P_КП

• 
  потери давления при движении промывочной жидкости в
  

затрубном (кольцевом) пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;


П
_L- глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья
скважины, м;

кг


Ш


- плотность шлама, которую можно принимать равной 2600 _м3 ;

 ^{- содержание жидкости в шламожидкостном потоке бурового раствора} в кольцевом пространстве скважины.

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры ^ и

_^{PКП}. Значение ^ рассчитаем по формуле (25) с помощью найденной выше механической скорости проходки наиболее эффективного типа долотаPDC:

_V=9 ^м=^{102 м}.

^M ч с

  <sup>Q ,

</sup> V D²  Q

₄ M C

𝜑 =
𝑄

^𝜋𝑉 𝐷²+𝑄



₌ 0,0366 _{≈ 1}

0,785∙0,00250∙0,2191²+0,0366

₄ м 𝑐

,

Т.е. содержание шлама в потоке пренебрежимо мало.

Для определения величины

_P_КП

найдем линейные и местные потери

давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем критическое значение числа Рейнольдса промывочной


КР
жидкости _Re , при котором происходит переход ламинарного режима в
турбулентный по формуле (40) для течения в кольцевом канале:

^ d²

_0,58

Re  2100  7,3  ^{Г 0 } _,

КР _{  2 }
где ^ - пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па·с;

^₀ - динамическое напряжение сдвига, Па;

^d_Г- гидравлический диаметр канала, м.

- за ТБТ-146

1030⁽0,2159−0,146⁾²10

0,58

𝑅𝑒_кр = 2100 + 7,3 (

- за ТБПК-127

0,016^{2 )}

= 10928;

1030⁽0,2191−0,127⁾²10

0,58

𝑅𝑒_кр = 2100 + 7,3 (

0,016^{2 )}

= 13641;

Определим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

Re _КП

4Q

  ^,

 D_C d_Н

- за ТБТ-146

𝑅𝑒<sub>кп

=</sub> 4∙1030∙0,0366

𝜋⁽0,2159+0,146⁾0,016

= 8294;

- за ТБВК-127

𝑅𝑒<sub>кп

=</sub> 4∙1030∙0,0366

𝜋⁽0,2159+0,127⁾0,016

= 8753.

Так как полученные значения Re_кпкр на всех участках затрубного пространства, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Вычислим значение чисел Сен-Венана по формуле:

Se<sub>КП

</sub>  ₀ D_C  d_Н  _;

V

КП
Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:

4𝑄


г
𝑉_кп = _𝜋𝑑2

–заТБТ-146

^𝑉кп

₌ 4∙0,0366

𝜋⁽0,2191²−0,146²⁾

= 1,6 ^м;

с

– за ТБПК-127

^𝑉кп

₌ 4∙0,0366

𝜋⁽0,2191²−0,127²⁾

= 1,3 ^м;

с

Вычислим значения чисел Сен-Венана по формуле:

𝜏₀(𝐷_𝑐 − 𝑑_н)

– за УБТ-146;

𝑆𝑒_кп =


𝜂𝑉_кп

𝑆𝑒<sub>кп

=</sub> 9,6(0,2191−0,146) _{= 28;}

0,016∙1,6

– за ТБВ-127

𝑆𝑒<sub>кп

=</sub> 9,6(0,2191−0,127) _{= 37;}

0,016∙1,3

Определим величины 𝛽_кппо формуле:

4

𝛽_кп = 1 − _𝑆𝑒 (√1,2 + 0,5𝑆𝑒 − 1)

– за УБТ-146

^𝛽кп

= 1 − ⁴

18,6


(√1,2 + 0,5 ∙ 28 − 1) = 0,6;

– за ТБВ-127

^𝛽кп

= 1 − ⁴

28,5



(√1,2 + 0,5 ∙ 37 − 1) = 0,65.

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства за бурильными трубами и УБТ до глубины слабого пласта:

P 

4 ₀l

  ^;

КП

КП

D_C d_Н

- на участке за УБТ-146

∆𝑃<sub>кп

=</sub> 4∙9,6∙200 0,6(0,2191−0,146)

= 0,2 МПа;

- на участке за ТБПК-127

∆𝑃<sub>кп

=</sub> 4∙9,6∙1757 0,65⁽0,2191−0,127⁾

= 1,2 МПа.

Местные потери от замков ЗУК-155 кольцевого пространства на участке ТБВ-127 до глубины слабого пласта рассчитаем по формуле:


V
l^{ D2  d2 }2

,
P_МК <sub>l

</sub>C Н _1 ²

D²  d^{2 КП}

^T C M 

где

^l_T- средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м;

^V_КП-средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с.

_{V } 4  Q


С

Н
^КП   (D²  d² )


T
Согласно табл. 6.9 учебного пособия «Совершенствование

технологического процесса углубления скважины» ^dM

=12 м.

 0,155

м. Примем _l

∆𝑃_мк =

𝑙


𝑙_т

𝐷²−𝑑^{2 2}


𝑐 н

кп
( − 1)

𝐷²−𝑑²

𝜌𝑉² =

1954


12

0,2191²−0,127<sup>2

(</sup>0,2191²−0,155²

2

− 1)

· 1030 ∙ 1,63² =

𝑐 м

0,02 МПа МПа.

Суммируя полученные значения

P_КП^и
P_МК

, получим величину

_^{PКП}, необходимую для вычисления критической плотности условию (38):

_КР по

𝛴⁽∆𝑃_кп⁾ = 0,1958 + 1,22 + 0,02 = 1,46 МПа

Определим

^КР

по формуле (38):

_{𝜌 =} 𝑃_г−𝛴⁽∆𝑃_кп⁾ ₌ 42,7∙10⁶−1,46∙10⁶ _{= 3190} кг _.

^кр 𝜑𝑔𝐿_п

1∙9,81∙1401 м3

Так как полученное значение 𝜌_кр

кг

кг

= 3190 _м3

больше принятого

𝜌 , то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

м3

Далее вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критическое число Рейнольдса по формуле (39) :

- в УБТ-146

𝑅𝑒

1030∙⁽0,2191−0,146⁾²∙12


0,58

_кр = 2100 + 7,3(

0,016^{2 )}

= 10937.

Действительные числа Рейнольдса определим по формуле:

_{Re }4Q_;


В
^T d
- ТБТ-146

𝑅𝑒<sub>т

=</sub> 4∙1030∙0,0366 _{= 31929;}

𝜋∙0,94 ∙0,016

- ТБПК-127

𝑅𝑒<sub>т

=</sub> 4∙1030∙0,0366 _{= 26721;}

𝜋∙0,113∙0,016

В бурильной колонне везде действительные числа

Re ^> Re ^,

T КР
следовательно, на всех участках имеет место турбулентный режим течения промывочной жидкости и поэтому давления внутри колонны определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

В
  

8Q² _.

P_{T T 2 d5} l

Предварительно вычисляем значения коэффициентов гидравлических


T
сопротивлений _ по формуле:

^1,46K

_{100 }0,25

_T 0,1 ^

 ^dВ

 ^ _;

Re_T

- в ТБТ-146

1,46∙3∙10⁻⁴

𝜆_т = 0,1 ( +


100


0,25

)

= 0,0299;

0,094

- в ТБПК-127

1,46∙3∙10⁻⁴

𝜆_т = 0,1 ( _0,113

31914


₊ 100

26548


0,25

)


= 0,0298.

Далее рассчитаем потери давления внутритрубного пространства по формуле(47):

- в ТБТ-146

∆𝑃_т

= 0,0303 ^{8∙1030∙0,0366}2 200 = 0,9 МПа;

𝜋²∙0,094⁵

- в ТБПК-127

∆𝑃_т

= 0,0297 ^{8∙1030∙0,0366}2 1754 = 3 МПа.

𝜋²∙0,113⁵

Тогда общие потери на трение по всей длине внутри труб БК составят:

𝛴⁽∆𝑃_т⁾ = 0,91 + 3,15 = 4 МПа.

Местные потери от замков ЗуК-155 внутри колонны бурильных труб определяем по формуле:

l^{ d }2

2



16 ²

P  ^В


1^{ Q}_,

_ d

l
МТ _

T_



ЗВ

_{ } 2 _d4

где

^d_ЗВ- наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м.

• 
  в ТБВ-127
  

1954 0,113 ^{2 2}

4∙0,039 ²

∆𝑃_мт =

[( )

12 0,095

− 1]

∙ 1030 ∙ (

𝜋∙0,113²⁾

= 0,04 МПа;

Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле:

P₀

 _С

  _Ш

  _В

  _К

Q² _,

где

^_С^,_Ш^,_В^,_К- коэффициенты гидравлических сопротивлений различных

элементов обвязки (стояк, буровой рукав, вертлюг, квадрат):

С
  0,4 10⁵ м^4 _;


Ш
  1,2 10⁵ м^4 _;

В
  0,44 10⁵ м^4 _;

_К

P₀

 0,4 10⁵ м^4 _.

 _0, 4 1, 2  0, 44  0, 4_10⁵ 11630, 0268²  0, 204

МПа.

Далее вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением перепада давлений в долоте по формуле:

P _P_T  _P_КП  P_МТ P_МК P₀ ,

∆𝑃₀ = ⁽3,4 + 0,3 + 0,3 + 1,8⁾ ∙ 10⁵ ∙ 1030 ∙ 0,0366 = 0,7 МПа

Рассчитаем резерв давлений

P_p

для определения допустимого перепада

давлений в долоте по формуле(38) при b=0,8:

P_p

 bP_Н

 P P_,

Д
где Р_Н – предельное давление нагнетания на выходе бурового насоса, МПа;

b^{= (0,75…0,80) – коэффициент, учитывающий необходимый запас} давления при работе буровых насосов.

Δ(∆𝑃 − 𝑃_д) = 𝛴⁽∆𝑃_т⁾ + 𝛴⁽∆𝑃_кп⁾ + ∆𝑃_мт + ∆𝑃_мк + ∆𝑃₀ + 𝑃_гзд = (8 + 1,44 + 4,06 + 0,37 + 0,046 + 0,7 + 3,94) ∙ 10⁶ = 17 МПа.