Шпора. му по практике БПЖ (3). тюменский государственный нефтегазовый университет институт нефти и газа
 Скачать 0.53 Mb.
|
|
Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» Методические указания к выполнению практических работ по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» для студентов очной, заочной, заочносокращенной формы обучения специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления подготовки дипломированных специалистов 130500 «Нефтегазовое дело» и бакалавров 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления подготовки дипломированных специалистов 130500.65 «Нефтегазовое дело» Тюмень 2008 Утверждено редакционно-издательским советом государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Составители: Аксенова Н.А., к.т.н., доцент Ованесянц Т.А., ассистент ã Тюменский государственный нефтегазовый университет 2  008 г. ВВЕДЕНИЕ Успех бурения скважин напрямую зависит от свойств бурового раствора. По мере того, как усложняются условия бурения скважин: рост глубин, открытие новых месторождений в северных регионах, включение в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, бурение на шельфе, стоимость, эффективность параметров и режимы течения постоянно циркулирующих буровых растворов становятся все более значимыми показателями. Вычисление различных гидравлических параметров при бурении очень важно для контроля многих переменных, относящихся к буровым растворам, что позволяет обеспечить безопасное заканчивание скважины с минимумом повреждения пласта при минимальных затратах. Инженер – буровик специалист по буровым растворам должен не только хорошо разбираться в многообразии буровых промывочных жидкостей, реагентов и оборудовании для их приготовления и очистки, но и уверенно проводить расчеты, связанные с технологией промывки скважины. У студентов, не имеющих опыта в проведении расчетов, могут возникнуть трудности при выполнении курсовой работы и дипломного проекта, а так же в дальнейшем в производственной деятельности. Цель методических указаний – формирование специалиста высокого профессионального уровня, способного ставить и решать инженерные и научные задачи, оптимизировать качество бурового раствора, путем его химической обработки и придания заданных физико-химических и технологических свойств, проектировать технологию промывки скважины. Задача методических указаний - научить студента принципам выбора состава и свойств циркулирующих агентов, проводить расчеты, связанные с приготовлением, регулированием свойств и утяжелением циркулирующих агентов, а также гидравлическим расчетам при промывке скважины. Практическая работа №1: «Принципы выбора состава и свойств циркулирующих агентов» При проектировании технологического процесса бурения скважин различного назначения особое внимание уделяется, определению свойств и состава буровых промывочных жидкостей и газообразных промывочных агентов, находящихся в непрерывной принудительной циркуляции. В связи с многообразием геолого-технических условий строительства скважин многочисленные требования и ограничения к промывочным жидкостям не могут быть удовлетворены какой-либо одной универсальной промывочной жидкостью. Тип и параметры циркулирующих агентов выбираются с учетом ожидаемых геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличия проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва; с учетом накопленного опыта в аналогичных условиях, а также наличия сырья для приготовления бурового раствора. Оптимизация буровых растворов — выбор в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодного сочетания технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта. В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины циркулирующий агент иногда приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно взятой скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине. При выборе параметров бурового раствора следует руководствоваться следующими правилами. Плотность бурового раствора ρб.р. выбирается исходя из условий предотвращения потери устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины и их гидроразрыва. Очень важно также создание нормального противодавления на пласты, насыщенные пластовыми флюидами, препятствующего притоку их в скважину. Таким образом, изменение ρб.р. – основное средство регулирования давления в скважине. При вскрытии газонефтенасыщенных пластов значение ρб.р. должно определяться для горизонта с минимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. Минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора относительно кровли вскрываемого пласта приведено в таблице 1.1 с учетом глубины скважины и коэффициента аномальности пластового давления Ка(проектного или фактического). Таблица 1.1 – Значения минимального превышения гидростатического давления раствора над пластовым
К указанному в таблице 2 значению репрессии добавляется величина Δρ’=Кспо·Ка (1.1) где Кспо– коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при СПО, Кспо=0,5 при диаметре скважины Dс≤215,9 мм и Кспо=0,3 приDс>215,9. Суммарная репрессия на пласт ΔρΣ= Δ ρmin+ Δ ρ’ (1.2) Величину ρб.р., необходимую для создания противодавления на пласт, можно вычислить из выражения ρб.р.=( ρпл+ ΔρΣ)/gH(1.3) Давление циркулирующего бурового раствора не должно приводить к раскрытию трещин наиболее слабых пород и возникновению поглощений. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или интенсивного поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. Условие предупреждения гидроразрыва  (1.4)где ρГР– давление гидроразрыва (критическое давление бурового раствора в скважине, при котором возможен разрыв горной породы, или раскрытие трещин); ΔρОЖ – ожидаемое повышение давления в скважине. Рациональная плотность аэрированного бурового раствора вычисляется из уравнения  (1.5)где ρб.р. – плотность исходного бурового раствора;hСТ – статический уровень в скважине. В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами и солями, склонными в процессе бурения к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация и химический состав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок скважины. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением), если это не вызывает угрозу течения, осыпей, обвалов и не приводит к газонефтеводопроявлением. Вязкость бурового раствора Т500 – должна быть достаточной для обеспечения выноса частиц выбуренной породы из скважины, предотвращения, снижения или прекращения поглощений раствора в скважине. Однако чрезмерная вязкость повышает гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины и ухудшает условия очистки бурового раствора. Величина условной вязкости должна составлять 25-30 с. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел Т500, определенный прибором ВБР-1 должен составлять Т500≤30 с для раствора с ρб.р.≤1400 кг/м3, и Т500≤45 с для раствора с ρб.р.≥1400 кг/м3, а пластическая вязкость η соответственно η≤0,006 Па·с η≤0,01 Па·с. Для удовлетворительного гидротранспорта шлама на дневную поверхность ламинарным потоком и предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно иметь величину динамического напряжения сдвига τ0=1,5-2,0 Па. Статическое напряжение сдвига (СНС) должно быть достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя и частиц выбуренной породы при прекращении циркуляции промывочной жидкости. Вместе с тем СНС должно быть минимальным допустимым, так как повышенное значение прочности структуры промывочной жидкости вызывает затруднение при запуске насосов, создает значительное давление на стенки скважины, что в слабосвязанных породах может вызвать гидравлический разрыв пласта при восстановлении циркуляции и ухудшает условия очистки от частиц выбуренной породы и дегазации очистного агента. Хорошая удерживающая способность промывочной жидкости достигается при СНС1≥1,25 Па и СНС10≤60 Па при коэффициенте тиксотропри Кτ=θ10/θ1≤3. Минимально допустимое значение СНС (в Па) можно вычислить из выражения: θ=  (1.6)где dч – диаметр частиц, м; γпи γбр – удельный вес соответственно породы и бурового раствора, Н/м3. Обычно достаточно, чтобы θ≤5 Па. Лишь при операциях по ликвидации поглощений в некоторых случаях целесообразно использовать раствор с высоким СНС. Величина фильтрации бурового раствора Ф30, определяется устойчивостью, а также их насыщенностью пластовыми водами и флюидами. Снижение показателей рекомендуется для бурения в неустойчивых, хорошо проницаемых породах и при вскрытии продуктовой залежи. Однако чрезмерное снижение Ф30 может вызвать ухудшение технико-экономических показателей бурения из-за нарушения баланса гидростатического и пластового давления в скважине. Проникающий в забой фильтрат способствует компенсации давления вокруг сколотой частицы, что приводит к улучшению условий очистки забоя от выбуренных частиц шлама и повышает буримость горной породы. Показатель фильтрации бурового раствора строго регламентируется при проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением и продуктивных горизонтов. Для этих условий поддерживают Ф30 = 3-6 см3 за 30 мин. При давлении в нормальных условиях Ф30 ≤20-25 см3. Содержание песка в буровом растворе не должно превышать 1-2 % Значение водородного показателя рН определяется типом промывочной жидкости, видом химического реагента, используемого для регулирования параметров бурового раствора, характером и интенсивностью взаимодействия фильтрата бурового раствора с породой и пластовыми флюидами. При выборе значения рН необходимо учитывать коррозионное воздействие на буровое оборудование. Лучшие тиксотропные свойства раствора наблюдаются при рН=8-10, минимальная стабильность – при рН=2,7-4,0, наиболее высокая стабильность – рН=10,5-11,5, минимальная вязкость при рН=8,5, минимальная коррозия стальных бурильных труб – при >7,0, а минимальная коррозия бурильных труб из алюминиевых сплавов – при рН<10. Исходя из этого, оптимальным значением следует считать рН=8-8,5. При турбинном бурении к качеству бурового раствора предъявляются дополнительные требования: максимальное снижение вязкости, что улучшает работу забойных двигателей, уменьшает гидродинамическое давление на пласты при СПО; очистка от выбуренной породы и дегазация выходящего из скважины бурового раствора должны быть совершенными; максимально возможное равенство давления на забой столба раствора и пластового давления. Таким образом, при выборе основных параметров раствора (ρб.р, Т500, СНС, Ф30) стремятся приблизить их к минимально допустимому пределу, при котором еще можно вести процесс бурения без заметных осложнений. Задача 1.1 Скважиной диаметром Dc (мм) на глубине Н (м) вскрывается газонасыщенный горизонт с коэффициентом аномальности Ка. Определить требуемую плотность бурового раствора. Таблица 1.2 – Данные для различных вариантов задач
Задача 1.2 При бурении скважины на глубине Н возникло поглощение бурового раствора плотностью ρб.р. Статический уровень в скважине установился на глубине hСТ. Для ликвидации поглощения решено было уменьшить гидростатическое давление в скважине на поглощающий горизонт снижением его плотности путем аэрации. Определить рациональную плотность аэрированного бурового раствора. Таблица 1.3 – Данные для различных вариантов задач
Задача 1.3 Вскрытие глинистой толщи плотностью ρгл, с коэффициентом аномальности Ка, залегающей в интервале (Ни), предусматривается с депрессией. Подобрать плотность бурового раствора. Таблица 1.4 – Данные для различных вариантов задач
Задача 1.4 Частицы выбуренной породы весом γпи диаметромdч , находятся в покоящемся буровом растворе с γбр. Определить минимальное допустимое значение СНС, препятствующего падению частицы на забой. Таблица 1.5 – Данные для различных вариантов задач
Практическая работа №2: «Расчет необходимого количества бурового раствора для бурения скважины» Количество бурового раствора (в м3), требуемое для бурения геологоразведочной скважины в нормальных условиях, можно определить из выражения VP=2VC+VO.C+nC2VC , (2.1) где VС – объем скважины заданной проектной глубины, м3; 2 - числовой коэффициент, учитывающий запас промывочной жидкости на буровой; VО.С – объем очистной системы (желоба, очистные и приемные емкости), принимаемый в зависимости от геологических условий и глубины скважины равным 3-8 м3; nC=2-3 – частота смены промывочной жидкости (при бурении в глинистых и малопрочных породах промывочную жидкость можно заменять чаще). При бурении в условиях поглощения промывочной жидкости VP’= VP+VП, (2.2) (VП – потери промывочной жидкости, принимаемые 3-6% от объема скважины). На основании обобщения и анализа большого числа фактических данных А.М. Яковлевым предлагается необходимый объем промывочной жидкости при колонковом бурении рассчитывать по формуле VР=kСVP’LC, (2.3) где VP’=(4,71-6,28)D2расход промывочной жидкости на 1 м бурения скважины диаметром D, м3; LC – общий объем бурения с применением промывочной жидкости, м; kС– коэффициент сложности, учитывающий различные геологические условия; для групп сложности I, II, III и IV устанавливаемых опытным путем значение kС соответственно равны 1, 2, 4 более 5,5. При бурении с промывкой глинистым раствором потребное количество глины в тоннах может быть рассчитано (если известна плотность глины и плотность раствора) по формуле GГ=qГVР, (2.4) где qГ – расход глины на 1 м3 раствора, т. Масса глины mг для приготовления 1 м3 бурового раствора (в кг) с учетом влажности W  , (2.5)где ρГплотность глины, ρГ= 2300-2600 кг/м3, ρВ – плотность воды (1000 кг/м3); ρб.р – плотность бурового раствора, кг/м3; W – влажность глины, доли единицы (для инженерных расчетов принимается 0,05-0,1). Объем бурового раствора для глубокого бурения скважины на нефть и газ VБ.Р= V1+V2+V3+K3V4, (2.6) где V1 – объем приемных емкостей буровых насосов, V1=10-40 м3; V2 – объем циркуляционной желобной системы, V2=4-7 м3; V3 – требуемый объем бурового раствора, необходимый для механического бурения, V3=n1L1+n2L2+…nnLn , (2.7) V4- объем скважины, м3; К3=2 – коэффициент запаса; L1, L2,…Ln– длины интервалов одного диаметра, м; n1, n2,…nn – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3 в зависимости от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение, приводятся ниже
Задача 2.1 Скважину глубиной Z предполагается бурить в сложных геологических условиях при наличии в разрезе зон поглощений промывочной жидкости. Конструкция скважины: обсадная колонна диаметром dОК спускается на глубину Н; открытый ствол диаметром d1 в интервале Ни1 и диаметром d2 в интервале Ни2. Определить требуемое для бурения данной скважины количество промывочной жидкости. Таблица 2.1 – Данные для различных вариантов задач
Практическая работа №3: «Расчеты при приготовлении и утяжелении буровых растворов» Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем – выход раствора (м3): ВР=  , (3.1)Где mГ- масса глины, mГ=1000 кг; ρГ – плотность глины, ρГ=2300-2600 кг/м3; ρВ – плотность воды, кг/м3; ρБ.Р – плотность бурового раствора, кг/м3. Глинопорошки должны отвечать показателям, приведенным в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Требования к глинопорошкам
Применительно к комовым глинам основной показатель, по которому оценивают качество глиноматериала, -это коллоидальность, характеризующая количество глины, необходимое для приготовления единицы объема глинистого раствора с условной вязкостью 25-30 с. В таблице 3.2 приводятся показатели, характеризующие качество глины плотностью 2500 кг/м3. Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг), определяется по формуле  , (3.2)где VБ.Р - объем бурового раствора. Таблица 3.2 – Показатели глин плотностью 2500 кг/м3
Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления 1 м3 бурового раствора (в кг), определяется по формуле 3.2 при VБ.Р = 1 м3. Масса воды (в кг), необходимая для приготовления 1 м3 бурового раствора,  , (3.3)Концентрация глины (содержание глины) в буровом растворе (в %) с учетом плотности исходных материалов  , (3.4)Масса глины (в кг) необходимая для внесения в буровой раствор с целью увеличения его концентрации,  , (3.5)где КТ – требуемая концентрация раствора. Плотность приготовленного глинистого раствора заданной концентрации (в кг/м3)  , (3.6)Необходимый объем глины (в м3)  , (3.7)Объем воды (в м3)  (3.8)Наиболее низкая плотность бурового раствора обеспечивается при использовании бентонитовых глин (ρБ.Р = 1050-1080 кг/м3). Плотность растворов, приготовляемых из обычных глин, составляет 1150-1250 кг/м3. Для снижения плотности готовят растворы на углеводородной основе или добавляют воду. Объем жидкости, требуемой для снижения плотности раствора ρБ.Р до ρБ.Р’ рассчитываются из выражения  (3.9)где V0 – начальный объем бурового раствора, м3; ρБ.Р’ - требуемая плотность раствора. Еще большее снижение плотности обеспечивается аэрированием раствора – вводом в качестве дисперсной фазы воздуха или газа. Основное средство повышения плотности раствора свыше 1400 кг/м3 – применение утяжелителей – инертных порошкообразных материалов. Утяжелители в зависимости от плотности подразделяются на три группы (таблица 3.3) Таблица 3.3 – Характеристики утяжеляющих материалов для буровых растворов
Количество утяжелителя для повышения плотности 1 м3 глинистого раствора до заданной величины определяется из выражения  (3.10)где ρУ и ρУР – плотность соответственно утяжелителя и утяжеленного бурового раствора, кг/м3. В случае применеия влажного утяжелителя, требуемое количество рассчитывается по формуле  (3.11)Глинистый раствор перед утяжелением должен обладать условной вязкостью не менее 24 с; величина СНС должна быть не менее 4-5 Па, а водоотдача – 10 см3 за 30 мин. Количество утяжелителя (в кг), неоходимое для утяжеления глинистого раствора заданного объема  (3.12)Плотность утяжеленного глинистого раствора (в кг/м3) после добавки в исходный объем глинистого раствора заданного количества утяжелителя  (3.13)Задача 3.1 Определить массу глины (без учета и с учетом влажности W=0,1) и воды, которые потребуются для приготовления VБ.Р – 1 м3 глинистого раствора плотностью ρБ.Р, если плотность глины ρгл. Таблица 3.4 – Данные для различных вариантов задач
Задача 3.2 Найти содержание глины (в %) в глинистом растворе если известна его плотность. Таблица 3.5 – Данные для различных вариантов задач
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||