Гидравлическая программа промывки скважины

С целью интенсификации размыва забоя циркулирующим  буровым раствором в некоторых  зарубежных странах ведутся работы по применению высокоабразивных растворов (абразивно - струйное бурение).

Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случаях пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в неустойчивом разрезе потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения дифференциального давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Функции и ограничения процесса промывки скважин.

Таблица1.

Функции	Ограничение
1) Не разрушать забой	Не разрушать долото, бурильный  инструмент и оборудование
2)Очищать забой от шлама и  транспортировать шлам на дневную поверхность	Не размывать ствол скважины
3) Компенсировать избыточное пластовое  давление флюидов	Не приводить к поглощениям  раствора и не подвергать гидроразрыву пласты
4)Предупреждать обвалы стенок  скважины	Не ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов
5) Взвешивать компоненты раствора  и шлам	Не приводить к высоким потерям  гидравлической энергии
6) Сбрасывать шлам в отвал	Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора
7) Смазывать и охлаждать долото, бурильный инструмент и оборудование	Не вызывать осыпей и обвалов стенок скважины

Очевидно, очень важно в каждом конкретном случае установить оптимальное соотношение показателей процесса промывки, определяющих способность бурового раствора разрушать забой скважины.

Основной  функцией промывки скважин является также очистка забоя от разрушенной  долотом породы и вынос шлама  из скважины. Чем быстрее удаляются  потоком бурового раствора осколки породы с забоя, тем эффективнее работает долото. Требование удалять шлам с забоя — обязательное, так как в противном случае невозможно обеспечить углубление ствола скважины.

Для улучшения  очистки забоя на практике увеличивают  вязкость бурового раствора или его  подачу к забою через насадки  долота. Наиболее предпочтителен второй метод, так как увеличение вязкости раствора сопровождается снижением скорости бурения и ростом энергетических затрат. Однако и второй метод в каждом конкретном случае требует технико-экономического обоснования, так как при повышении скорости циркуляции интенсифицируется размыв стенок ствола, в результате чего увеличивается количество шлама в буровом растворе, растет каверзность ствола. Эти отрицательные явления приводят к снижению эффективности работы оборудования для очистки буровых растворов, увеличению затрат на ремонт насосов и вертлюгов, перерасходу материалов на приготовление и обработку буровых растворов, излишним энергетическим затратам, ухудшению качества крепления скважин.

Таким образом, величина подачи бурового раствора к  забою скважины должна иметь технико-экономическое обоснование в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями бурения и выбираться в оптимальных пределах.

Обязательное  требование к процессу промывки скважин — выполнение функции транспортирования шлама на дневную поверхность. Очевидно, чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Но с увеличением вязкости и плотности раствора ухудшаются условия работы долота, возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что может привести к поглощениям бурового раствора, другим осложнениям и даже авариям.

Несколько безопасней интенсифицировать гидротранспорт шлама на дневную поверхность, повышая  скорость циркуляции в кольцевом пространстве. Однако и скорость циркуляции должна быть ограничена сверху, чтобы избежать размыва ствола, больших потерь напора, значительного превышения гидродинамического давления в скважине над гидростатическим.

Практические  данные о скоростях и стоимости  бурения скважин показывают, что  существует некоторое оптимальное  значение скорости циркуляции, при  котором данный раствор в конкретных условиях удовлетворительно выносит  шлам на дневную поверхность и  не наблюдается его накопления в  скважине до концентраций, затрудняющих процесс бурения. Таким образом, для удовлетворительной очистки  ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.

Основной  параметр, обеспечивающий компенсацию  пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается дифференциальное давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов.

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с  другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Иными словами, в каждом конкретном случае должно выбираться оптимальное значение плотности бурового раствора.

Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения степени проникновения фильтрата бурового раствора в поры породит за счет фильтрации, осмоса и др.

Однако  осыпи — такой вид осложнений, которые обычно развиваются медленно и не всегда заметно препятствуют процессу бурения. В связи с этим в некоторых случаях экономически целесообразно отказаться от сложных химических обработок и утяжеления бурового раствора в ущерб устойчивости ствола. При этом сохраняются высокие скорости проходки и не тратится много времени на вспомогательные работы.

Следовательно, для предупреждения осыпей и обвалов  стенок скважины с учетом возможности  возникновения других видов осложнений и обеспечения высоких скоростей проходки ствола необходимо комплексно подходить к выбору оптимальной величины плотности.

Важное  технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся  в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При улучшении реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом возрастают энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при  спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.

При промывке должны быть обеспечены отделение и  сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. В противном случае возникают проблемы, связанные с выпадением барита в циркуляционной системе и, следовательно, снижением плотности бурового раствора.

Таким образом, успешность процесса промывки скважин  зависит от показателей реологических  свойств бурового раствора, в первую очередь напряжения сдвига и вязкости.

Буровой раствор должен обладать смазывающей  способностью. Смазывая

поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствовал бы уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Возможно, это связано с отрицательным влиянием смазки на внедрение режущих кромок резцов долота в забой. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.

Охлаждение  долота, бурильных труб, гидравлического  оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорости циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более

важных, функций  промывки скважины.

     

Практическая  часть.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РОТОРНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ

 

Гидравлические потери. При турбулентном режиме течения в бурильных трубах и УБТ гидравлические потери ( в  Па) вычисляются по формуле Дарси- Вейсбаха:

          (1.1)

 

при ламинарном режиме течения вязкопластичной жидкости

 

                    (1.2)

 

А вязкой жидкости по формуле (1.1) при

                                                                                        (1.3)                                                                                                                                                        

Здесь - коэффициент гидравлического сопротивления труб, l- длинна труб, - внутренний диаметр труб, м. - безразмерный коэффициент, определяемый по кривым графика 1 в зависимости от числа Сен-Венана — Ильюшина (Sen)

 

Sen=                                                                                  (1.4)

R_^e=                                                                                       (1.5)

 

При расчете гидравлических потерь в кольцевом пространстве:

при турбулентном режиме

 

ρ_^k=                                                                              (1.6)

при ламинарном течении вязкопластичной жидкости

                                                     

ρ_^k=                                                                                         (1.7)

 

 

 

 

 

Зависимость безразмерного  коэффициента _k от числа Сен-Венана — Ильюшина:

 

График 1.

1 — для труб; 2 — для соосного кольцевого пространства

 

при ламинарном течении вязкой жидкости р_^е определяется по формуле (1.6) при

 

                                                 (1.8)                                                    

 

В выражениях (1.6)-(1.8)  — коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве; l_^к — длина участка кольцевого пространства с диаметральным зазором c — d, м; c — средний диаметр рассматриваемого участка скважины, м; d — наружный диаметр бурильной колонны, м; — безразмерный коэффициент, определяемый по кривым график 1 для кольцевого пространства; — число Рейнольдса для кольцевого пространства.

Числа Сен-Венана и Рейнольдса для кольцевого пространства

Sen_^k=)/                                                                  (1.9)

 = )            (1.10)

Гидравлические потери при турбулентном течении можно рассчитать по формуле (1.1), если   вычислить по формуле Блазиуса:

 

=ᴪ/                                                         (1.11)

где ᴪ = 0,3164 — для труб круглого поперечного сечения; ᴪ = 0,339 — для кольцевого пространства; для ЛБТ на 10-15 % меньше, чем для стальных труб.

Потери  давления при течении раствора в  бурильных замках приближенно можно  рассчитать по формуле Борда — Карно

 

 

                                                                         (1.12)                   

 

а в сужениях кольцевого пространства бурильными замками