12.6. Концентрация посторонних твердых примесей

Концентрация посторонних твердых примесей — величина, определяемая отношением количества твердых посторонних примесей к общему количеству бурового раствора. Эта величина обозначается символом С_п, измеряется в процентах (%) и характеризует степень загрязненности бурового раствора грубодисперс-ными фракциями различного минералогического состава. Посторонними твердыми примесями принято считать все мелкие обломки содержащейся в буровом растворе горной породы, в том числе комочки недиспергировавшейся глины. Отмытые посторонние твердые примеси ОСП (в %) — собственно песчаные частицы, неспособные размокать в воде.

Концентрация посторонних твердых примесей измеряется количеством осадка, образующегося после отстаивания в течение 1 мин бурового раствора, разбавленного водой в 10-кратном отношении. Для определения С_п применяют отстойники: металлический (ОМ-2) или стеклянный (отстойник Лысенко).

Металлический отстойник ОМ-2 (рис.12.5) представляет собой цилиндрический сосуд 3, оканчивающийся внизу трубкой 4 вместимостью 10 мл с ценой деления 0,1 мл. В верхней части отстойника на уровне, соответствующем объему 400 мл, имеется отверстие для слива воды 2. На горловину сосу

да надевается крышка 1, которая служит одновременно для отмеривания 40 мл бурового раствора. Стеклянный отстойник Лысенко устроен аналогично отстойнику ОМ-2.

Концентрация посторонних твердых примесей определяется следующим образом: отстойник заполняют пресной водой примерно наполовину, туда же наливают 40 мл бурового раствора, отмеренного крышкой. Остаток бурового раствора смывают с крышки небольшими порциями воды в отстойник, который следует держать в вертикальном положении. Прибор заполняют водой до тех пор, пока излишек ее не начнет вытекать из отверстия 2. После этого отстойник плотно закрывают крышкой, зажимают отверстие 2 и, повернув отстойник в горизонтальное положение, энергично взбалтывают содержимое в течение 30 с.

По окончании взбалтывания отстойник быстро ставят в вертикальное положение и оставляют в покое на 1 мин, после чего измеряют объем осадка V в пробирке прибора.

Для определения содержания отмытых посторонних твердых примесей ОСП воду с неосевшими глинистыми частицами сливают через край отстойника, а осадок смывают порциями воды в фарфоровую чашку диаметром 120 мм. Через 1—2 мин отстоявшуюся в ней воду сливают с осадка и наливают новую порцию чистой воды, в которой осадок растирают резиновой пробкой. Мутную воду сливают с осадка, повторяя отмывку несколько раз до полного отмывания глинистых частиц. После этого осадок смывают водой в отстойник небольшими порциями воды и измеряют его объем так же, как при определении общей концентрации посторонних твердых примесей.

Рис. 12.5. Отстойник ОМ-2.

13. Гидравлический расчет на продуктивный горизонт

1. Т.к. применяется способ бурения роторный, принимаем коэффициент, а=0,9. Коэффициент наполнения m, исходя из условий всасывания примем равным 0,9.

2. Находим расход промывочной жидкости из условия выноса шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны d_Н=0,127м и заданной скорости подъема жидкости в затрубном пространстве =1,5м/с:

3. Рассчитываем значение расхода промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины из соотношения:

4. По наибольшему значению Q=0,035 м³/с выбираем втулки бурового насоса из табл.5.1. Принимаем втулки диаметром 180мм и определяем подачу насоса, при коэффициенте наполнения m=0,9:

Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ

5. Определяем плотность промывочной жидкости исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластового флюида по формуле:

В дальнейших расчетах пример ρ=1200 кг/м³.

6. Определяем критическое значение плотности промывочной жидкости, при котором может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал. Для этого необходимо предварительно вычислить значение параметров φ и Σ(ΔР_КП).

Значение φ определяем по заданной скорости механического бурения и принятому расходу Q=0,015 м³/с.

Таким образом, можно найти содержание шлама в промывочной жидкости: 1-φ = 1- 0,999=0,001.

Для определения величины Σ(ΔР_КП) вычислим линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Определяем критические значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Re_кр, при котором происходит переход от (ламинарного) структурного режима к турбулентному для течения в кольцевом канале:

За ТБПВ-127

За УБТС-178

за УБТС-146

Вычисляем действительное число Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве

За ТБПВ-127

За УБТС-178

за УБТС-146

Так как за ТБПВ и УБТС-178 полученные значения Re_КП<Re_КР – движение жидкости происходит при ламинарном режиме, а за УБТС-146 при турбулентном режиме, т.к. Re_КП>Re_КР.

Определяем числа Сен-Венана в КП за ТБПВ и за УБТС-178

За ТБПВ-127

За УБТС -178

По графику рис.5.1 определяем значения параметра β по кривой 2. Для истечения жидкости в кольцевом канале за ТБПВ β_КП=0,8, за УБТС-178 - β_КП=0,7.

Рассчитываем величину потерь давления по длине в кольцевом пространстве за ТБПВ, если инструмент расположен над кровлей слабого пласта,

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве, согласно исходным данным l_Т=12м, d_М=0,170м

Вычисляем потери на участке за УБТС-178:

За УБТС-146 определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

l_Т - длина турбобура, м.

Сложив вычисленные значения ΔР_КП, получим величину Σ(ΔР_КП), необходимую для вычисления ρ_КР:

Определяем значение ρ_КР:

Так как полученное значение ρ_КР=1190кг/м³ больше принятого ρ=1140 кг/м³, условие недопущения гидроразрыва пластов будет выполнено.

7. Вычислим потери давления внутри бурильных труб.

Определяем значения критических чисел Рейнольдса для движения промывочной жидкости в бурильной колонне по формуле:

В ТБПВ-127

В УБТС-178

Вычисляем действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах и замковых соединениях, составляющих бурильную колонну:

В ТБПВ-127

В УБТС-178

В бурильной колонне действительные числа , следовательно, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха. Рассчитаем значения коэффициентов гидравлического сопротивления

В ТБПВ -127

В УБТС -178

Вычисляем величину потерь давления внутри ТБПВ и УБТ бурильной колонны:

В ТБПВ -127

в УБТС -178

Местными потерями в приваренных концах ТБПВ пренебрегаем.

9. Вычисляем потери давления в наземной обвязке, определив значения коэффициентов:

10. Потери давления в кольцевом пространстве за ТБПВ ранее определены для участка длиной 1185 м. Пересчитаем это значение на полную длину ТБПВ l=1774 м.

12.Перепад давлений за счет разности плотностей раствора и шлама определим по формуле

13. Вычисляем сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, за исключением потерь давления в долоте:

14. Рассчитываем величину резерва давления на долоте по формуле (5.24) при b=0,8:

давление насоса

15. Определяем возможность использования гидромониторного эффекта, вычисляя скорость движения жидкости в насадках долота μ=0,95:

Так как , то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

16. Приняв , вычисляем величину перепада давления в долоте

таким образом, расчетное давление в насосе Р= =3,3·10⁶+4,04·10⁶=7,34МПа

17. Определяем величину утечек Q_У в зависимости от полученного значения ΔР_Д=4,04 МПа: и находим площадь промывочных отверстий долота: Q_У = 0,0008 м³с.

Убеждаемся, что разность Q - Q_У = 0,015 - 0,0008 =0,0142 м³/с удовлетворяет условиям выноса шлама и очистки забоя, поскольку 0,015 > 0,0142.

18. Находим площадь промывочных отверстий по формуле

По табл.5.4 выбираем три насадки внутренним диаметром 8мм, 8мм и 10мм.

19. Определяем дополнительные давления, необходимые для построения графика давлений.

Вычисляем величину гидростатического давления без шлама

Р_{ГД Р}=

Вычисляем величину гидростатического давления с учетом шлама

Р_{ГД Р}^/=

Рисунок 13.1 – График распределения давлений в циркуляционной системе.