СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Назначение и свойства буровых растворов

1.1 Назначемния буровых растворов

1.2 Свойства буровых растворов

1.3 Реологические модели жидкости

1.4 Тиксотропия

2 Гидростатика в бурении

2.1 Гидростатика ньютоновской жидкости

2.1.1 Гидростатическое давление

2.1.2 Относительное пластовое давление

2.1.3 Приведенное пластовое давление

2.1.4 Выбор плотности промывочной жидкости

2.2 Гидростатика вязкопластичных жидкостей (ВПЖ)

2.2.1 Гидростатическое давление тиксотропной суспензии

2.2.2 Гидростатическое давление гомогенной ВПЖ

2.2.3 Равновесие твердых тел в ВПЖ

3 Выбор расхода промывочной жидкости

3.1 Выбор расхода для отчистки пласта

3.1.1 Силы, действующие на частичку шлама на забое

3.1.2 Факторы, определяющие очистк забоя

3.1.3 Выбор оптимального расхода

3.2 Выбор расхода, обеспечивающего транспорт шлама по стволу скважины

3.2.1 Транспортирование частиц шлама по стволу вертикальных и наклонных скважин

3.2.2 Особенности транспортирования шлама по горизонтальному стволу скважины (ГС)

3.3 Расход, обеспечивающий заданный режим течения в кольцевом пространстве (КП)

3.4 Расход, необходимый для нормальной работы гидравлического забойного двигателя

3.5 Расход, при котором содержание шлама в восходящем потоке жидкости в кольцевом пространстве не превышает заданной величины

4 Расчет потерь давления при течении буровых растворов в элементах циркуляционной системы

4.1 Решение на основе Пи-теоремы

4.1.2 Расчет потерь давлений при турбулентном течении жидкостей в трубах и кольцевом пространстве

4.2 Потери давления в местных сопротивлениях

4.2.1 Потери в замковых соединениях

4.2.2 Потери в насадках долота

4.3 Расчет потерь давления при течении бурового раствора в трубах и кольцевом пространстве в ламинарном режиме

4.4 Решения на основе дифференциального уравнения установившегося течения вязкой несжимаемой жидкости в цилиндрическом трубопроводе

4.4.1 Вывод дифференциального уравнения

4.5 Течение жидкости в трубе радиуса R

4.6 Течение жидкости в концентричном кольцевом пространстве как в плоской щели

4.7 Решение на основе раздельного учета сил вязкости и сил пластичности

5 Особенности гидравлических расчетов при бурении с промывкой аэрированной жидкостью и с продувкой воздухом

5.1 Области применения данных промывочных агентов

5.2 Расчеты при бурении с промывкой аэрированной жидкостью

5.2.1 Показатели аэрированной жидкости

5.2.2 Структуры газожидкостных потоков

5.2.3 Расчет расходов жидкой и газообразных фаз

5.2.4 Расчет давления

5.2.5 Изменение давлений на устье в процессе долбления

5.3 Расчет при бурении с продувкой

5.3.1 Выбор расхода

5.3.2 Расчет давлений

6 Гидродинамические давления при бурении скважин

6.1 Виды гидравлических ударов в скважине

6.2 Расчет изменения давления в скважине при СПО

6.2.1 Расчет изменения давления в скважине при давлении труб с постоянной скоростью

6.2.2 Расчет изменения давления при движении труб с ускорением

6.2.3 Определение предельно допустимых скоростей СПО

7 Кольматация

7.1 Необходимые условия кольматации

7.2 Механизмы кольматации

7.3 Влияние кольматации

7.4 Естественная кольматация

7.5 Искусственная кольматация

7.6 Декольматация

8 Закономерности смешения и вытеснения жидкостей при их последовательном движении

8.1 Показатели и критерии процессов смешения жидкостей при их последовательном движении

8.2 Влияние режимов течения и вида жидкости на процессы смешения и вытиснения

8.3 Влияние эксцентриситета кольцевого пространства и соотношения вязкозтей и плотностей жидкостей на их смешение и вытеснение

8.4 Пути уменьшения смешения и обеспечения максимального вытеснения при цементировании обсадных колонн и установке цементных мостов

9 Особенности транспорта шлама по горизонтальному стволу скважины

10 Гидростатические расчеты при газонефтеводо проявлениях (ГНВП)

10.1 Причины ГНВП

10.2 Методы обнаружения проявлений (признаки начала проявлении)

10.3 Определение вида пластового флюида и величины пластового давления при проявлении

10.4 Изменение давления в скважине при гравитационном всплытии порции газа

10.5 Регулирование давления в скважине при вытеснении газа промывкой

10.6 Газовый выброс

ВВЕДЕНИЕ

При вращательном способе бурения, с помощью которого сооружается абсолютное большинство скважины, 70-80 % всей затрачиваемой на строительство скважины энергии используется на циркуляцию бурового раствора, обеспечивающего очистку забоя скважины от выбуренной породы и транспорт ее на дневную поверхность.

По степени влияния на показатели бурения свойства буровых растворов стоят на втором месте после конструкции долота.

Правильный выбор параметров буровых растворов и режима промывки скважины, т.е. гидравлической программы проводки скважины, позволяет не только достичь высоких показателей строительства скважин, но и максимально сократить вероятность аварий и осложнений, обеспечить сохранность недр и, вообще, окружающей среды.

Все выше сказанное обуславливает важность изучения вопросов гидромеханических процессов при проводке скважин.

1 Назначения и свойства буровых растворов

Все буровые растворы можно разделить на промывочные жидкости, тампонажные растворы и специальные жидкости.

1.1 Назначение буровых растворов

Промывочные жидкости должны обеспечивать очистку забоя от выбуренной породы и транспорт последней на дневную поверхность, обеспечивать высокую эффективность разрушения горной породы на забой, создавать необходимое противодавление на проходимые проницаемые породы с целью избежать нежелательного поступления пластовых флюидов и разрушения стенок скважины в процессе строительства. Одновременно циркулирующая жидкость охлаждает и смазывает долото и колонну труб.

При бурении гидравлическими забойными двигателями (турбобуры, объемные винтовые двигатели) промывочная жидкость является средством доставки энергии к забойному двигателю. При использовании телесистем промывочная жидкость может служить каналом связи забойных датчиков с поверхностью.

Промывочные жидкости должны создавать на стенках скважины тонкую малопроницаемую фильтрационную корку, затрудняющую поступление фильтратов буровых растворов в продуктивные пласты. Они не должны вносить существенные погрешности при производстве геофизических исследований в скважинах.

Тампонажные растворы призваны способствовать разобщению пластов, вскрываемых скважиной при бурении, защищать обсадные колоны от коррозии. Их используют также для закупорки пор проницаемых пород с целью снижения, например, интенсивности поглощений или проявлений.

Специальные жидкости применяются эпизодически при решении специфических задач. Нефтяные и кислотные ванны применяют при ликвидации прихватов, перфорационные жидкости используют при перфорации обсадных колонн.

Все применяемые буровые растворы не должны быть токсичными.

Поступившие в прдуктивные пласты фильтрат и твердая фаза бурового раствора не должны существенно снижать проницаемость околоскважиных зон пласта.

1.2 Свойства буровых растворов

Степень выполнения буровыми растворами вышеперечисленных функций определяется их свойствами.

Плотность. Ее значение изменяется от 0,7-1,3 кг/м³ при бурении с продувкой и до 2400кг/м³ при использовании утяжеленных буровых растворов.

Плотность определяет гидростатическое давление, создаваемое столбом раствора в скважине. При недостаточной плотности раствора возможно поступление в скважину пластовых флюидов и обрушение ее стенок. Завышенное значение плотности может быть причиной гидроразрыва пород и поглощения.

Реологические свойства. Они, наряду с расходом, определяют затраты энергии на течение жидкостей в элементах циркуляционной системы скважины, эффективность очистки забоя и транспорта выбуренной породы (шлама) по стволу скважины. От них зависит способность растворов удерживать твердую фазу во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции, т.е. быть стабильными во времени. Параметры, характеризующие реологические свойства жидкостей, зависят от того, какой реологической моделью описывается новые жидкости.

Упругие свойства. Характеризуются коэффициентами сжимаемости, который есть относительное изменение объема при изменении давления на единицу.

V/VP (1.1)

Для воды при нормальных условиях =4,75*10^-1 Па^-1, для твердой фазы буровых растворов =(1,4 - 2)*10^-11 Па^-1. Для суспензий и эмульсий

_дф+ _дс*(1-) (1.2)

где _дф, _дс – соответственно, сжимаемость дисперсной фазы и дисперсионной среды,  - объемное содержание дисперсной фазы.

Сжимаемость буровых растворов следует учитывать, как правило, в быстрых буровых процессах.

В медленных процессах, например, при расчетах циркуляции, сжимаемостью капельных жидкостей, как правило, пренебрегают, то есть считают жидкости несжимаемыми  = 0.

Наоборот, в быстрых процессах, например, при гидравлическом ударе, когда кинетическая энергия потока переходит в потенциальную энергию давления, сжимаемостью капельных жидкостей пренебрегать нельзя. Все жидкости в быстрых процессах сжимаемы.

Быстрыми процессами, в которых необходимо учитывать сжимаемость жидкости, считаются такие, продолжительность которых t_пр много меньше фазы гидроудара - времени пробега звуковой волны от источника до устья, то есть t_пр <L/U_зв, где L – размер системы, для скважины это ее глубина; U_зв – скорость звука в жидкости.

Соответственно, медленными процессами будут такие, у которых время протекания больше фазы гидроудара t_пр > L/U_зв

Рассмотрим пример. Пусть в течение одной секунды произошло забивание промывочных отверстий долота t_пр = 1с. Если глубина скважины была 500м, то фаза гидроудара составляет t_ф = 500/1400=0,3с. Поскольку t_пр > t_ф, данный процесс можно считать медленным. Увеличение давления при таком гидроударе можно определить в соответствии с уравнением Бернулли

 P=0,5U_ж² (1.3)

где U_ж – скорость потока жидкости в трубах.

Если же глубина скважины была 5000м и t_ф =3с, то t_пр<t_ф

В данном случае процесс следует считать быстрым, и изменение давления следует определить по формуле Жуковского

 P=U_жU_зв (1.4)

Сжимаемость газов, раная ~1/Р, даже при больших давлениях (до 10⁸ Па) на несколько порядков больше сжимаемости капельных жидкостей. Однако, и их в ряде случаев можно считать несжимаемыми. Например, если столб газов не превышает нескольких сотен метров, плотность газа внутри этого столба меняется незначительно и гидростатическое давление можно рассчитывать по формулам несжимаемой жидкости.

Теплофизические свойства. К ним относятся – теплоемкость с, теплопроводность λ и температуропроводность ǽ. Теплоемкость (коэффициент теплоемкости) есть количество теплоты (энергии), необходимое для изменения температуры единицы массы на 1 градус

с = (dQ/dT) / m (1.5)

Коэффициент теплопроводности – это количество теплоты, передаваемое в единицу времни через единицу площади, нормальную к тепловому потоку, при градиенте температур, равном единице

λ =(dQ/dT)/(S*dT/dl) (1.6)

Значение с и  для некоторых веществ, применяемых в бурении, привидены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Материал (вещество)	Удельная теплоемкость с, Дж/(кг*К)	Коэффициент теплопроводности , Вт/(m*К)
Сухой воздух	1	0,025
Пресная вода	4180	0,60
Нефть	1700 – 1900	0,11-0,13
Буровые растворы	1600 – 4180	0,58-0,65
Глины	780 – 980	1-2
Песчаники	700 – 1000	1,4-2,7
Соли	860	4,5-5,5

Теплофизические характеристики связаны между собой соотношениями

æ = c (1.7)

Теплофизические свойства необходимо учитывать при наличии существенного теплообмена буровых растворов с окружающими горными породами – при бурении многолетнемерзлых пород (ММП) и проходке глубоких скважин с высокими пластовыми температурами.

Фильтрационные свойства

При проходе проницаемых пород, если давление в скважине больше пластового, часть жидкой фазой бурового раствора фильтруется через стенки и забой скважины, а твердая фаза отлагается на стенках скважины, образуя фильтрационную корку. Объем отфильтрованной жидкости зависит от свойств (проницаемости) корки. Данный процесс оказывает существенное влияние но, устойчивость пород (особенно глинистых) на стенках скважины, на степень загрязнения околоскважинных зон пласта (ОСЗП), на эффективность очистки забоя от выбуренной породы.

Фильтрационные свойства буровых растворов оцениваются показателем фильтрации (Пф) - объемом фильтрата, выделившемся из порции раствора за 30 минут при перепаде давления 0,1 МПа (прибор ВМ-6) или 0,7 МПа (на фильтропрессе).

Поверхностное натяжение

Оказывает существенное влияние на свойства аэрированных жидкостей и эмульсий, на процессы фильтрации жидкой фазы буровых растворов в проницаемые породы.

Кольматационные свойства

Твердая фаза буровых растворов, проникая в пористые среды, может закупоривать поры. Этот процесс называется кольматацией. Кольматация уменьшает взаимодействие скважины с окружающими горными породами, что может быть полезным при вскрытии поглощающих пластов и сказаться отрицательно на дебите продуктивных и приемистости нагнетательных скважин.

1.3 Реологические модели жидкостей, применяемых в бурении

Реологической моделью жидкости называется зависимость касательных напряжений от градиента скорости сдвига в направлении, нормальном вектору скорости при ламинарном течении.

= (dU/dn) (1.8)

Графическое изображение такой зависимости называется реограммой. В реологическом смысле все жидкости делятся на ньютоновские и неньютоновские. Ньютоновские жидкости имеют прямо пропорциональную зависимость касательных напряжений от градиента скорости сдвига, описываемую уравнением Ньютона

*(dU/dn) (1.9)

Реограмма такой жидкости показана на рисунке 1.1.

dU/dn

Рисунок 1.1 - Реограмма ньютоновской жидкости

Для ньютоновских жидкостей отношение касательных напряжений к градиенту скорости сдвига, называемое динамической вязкостью, не зависит от скорости сдвига /(dU/dn)=const.

Для неньютоновских жидкостей отношение касательных напряжений к градиенту скорости сдвига есть величина переменная (зависит от величины градиента) /(dU/dr) = ν_ar.

Неньютоновских жидкостей очень много– это вязкопластичные жидкости (ВПЖ), псевдопластичные (ППЖ), вязкоупругие (ВУЖ), дилантантные жидкости и многие другие.

Для ВПЖ и ППЖ с увеличением градиента скорости сдвига отношение /(dU/dn) уменьшается, жидкости становятся как бы более подвижными.

Дилантантные жидкости с увеличением градиента скорости сдвига как бы загустевают, отношение /(dU/dn) увеличивается. Дилантантными свойствами обладают водные растворы гипса.

ВУЖ относятся к нестационарным жидкостям. У них касательные напряжения зависят не только от градиента скорости, сдвига, но и от скорости изменения градиента. Примерами ВУЖ является резиновый клей, водные растворы ПАА и других полимеров с разветвленной молекулой.

Большинство буровых растворов (глинистых, цементных, глинисто-полимерных) относятся к классу вязкопластичных жидкостей (ВПЖ), имеющих реограмму, показанную на рисунке 1.2.

dU/dn dU/dn

  

Рисунок 1.2 - Реограмма реальной ВПЖ

Поведение данных растворов может быть описано разными моделями.

Реологическая модель Бингама

Б ыла предложена американским ученым Бингамом, изучавшим течение красок

(1/_при _

(dU/dn) = 0 при _ (1.9 а)

Чаще уравнение Бингама записывают в виде

_(dU/dn) (1.9 б)

Из рисунка 1.3 видно, что уравнение Бингама хорошо описывает близкий к прямолинейному участок ВС реальной реограммы, не описывая криволинейные участки АВ и СD.

dU/dn



Рисунок 1.3 - Реограмма жидкости Бингама

Течение Бингамовских жидкостей должно начинаться в точке F, хотя течение реальных ВПЖ начинается в точке А.

Модель Шведова – Бингама

(1/_при >_

(dU/dn)= при  (1.10)

Согласно этой модели течение жидкости начинается в точке А при >, а дальнейшее течение описывается уравнением Бингама.

dU/dn



Рисунок 1.4 – Реограмма жидкости Шведова – Бингама

Нетрудно видеть, что в модели Шведова – Бингама имеются три реологические константы: статическое напряжение сдвига; _- динамическое напряжение сдвига и  - структурная вязкость.

Статическим напряжением сдвига (СНС) называется касательное напряжение, при превышении которого начинается движение реальной вязкопластичной жидкости или погруженных в нее тел.

Динамическим напряжением сдвига (ДНС) называется касательное напряжение сдвига, при превышении которого началось бы движение ВПЖ или погруженных в нее тел, если бы жидкость подчинялась закону Бингама.

Размерности реологических параметров ВПЖ приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Реологические параметры	Размерность
	Общая формула	СИ
Структурная вязкость	FT/L2	Па·с
Статистическое напряжение сдвига	F/L2	Па
Динамическое напряжение сдвига	F/L2	Па

Из рисунка 1.2 видно, что точка F, соответствующая величине ДНС, не лежит на реологической кривой ВПЖ. Величину ДНС невозможно непосредственно измерить, она является математической абстракцией и служит для описания движущейся жидкости (на участке ВС).

Точка А, соответствующая величине СНС, лежит на реологической кривой ВПЖ. Величину СНС можно непосредственно измерить приборами. СНС характеризует покоящуюся жидкость.

Реологическая модель Освальда – де Вааля

Реологическая модель Шведова – Бингама не дает описания криволинейного участка АВ, да и участок ВС не является строго прямым. В англоязычной литературе поведение жидкостей часто описывается уравнением Освальда – де Вааля

k(dU/dn)^m (1.11)

где k – постоянная вязкости, [k] = FT^m/L²;

m – показатель нелинейности, m<1.

Жидкости, описываемые степенной моделью (1.11), часто называют псевдопластичными жидкостями (ППЖ).

В отличии от предыдущих моделей постоянная вязкости k имеет переменную размерность. Ей трудно придать физический смысл.



Рисунок 1.5 - Реограмма ППЖ

Нетрудно видеть, что реальная реограмма ВПЖ лежит между реограммами моделей Бингама и Освальда-де-Вааля. Если точка А лежит близко к началу координат, течение жидкости лучше описывается степенной моделью (1.11). В противном случае жидкость лучше описывается моделью Бингама.

Модель Гершеля

k*(dU/dn)^m (1.12)

dU/dn



Рисунок 1.6 - Реограмма жидкости Гершеля

Как видно из рисунка 6, модель Гершеля достаточно хорошо описывает участок АВС реальной реограммы.

Модель Кессона – Шульмана

Ученый Шульман предложил описывать поведение ВПЖ модифицированным уравнением Кессона

^m ^m +[k(dU/dn)]^m (1.13)

Реограмма этой жидкости практически совпадает с реограммой реальной ВПЖ. Параметр k имеет размерность вязкозти [k]=FT/L².

В настоящее время на практике для описания поведения буровых растворов используют модели Ньютона, Бингама (Шведова – Бингама) и Освальда-де-Вааля.

Модели Гершеля и Кессона – Шульмана практически не используются, в связи со сложностью их математического аппарата и трудностью физической интерпретации их реологических констант. Кроме того участок CDE реологической кривой получается лишь в капиллярах малого диаметра. В реальных размерах скважины и используемых в бурении труб задолго до точки D начинается турбулизация потока и реологическая модель теряет смысл.