Конспект_ОА

ды и маловязких растворов достаточно очистки естественным способом в желобной системе и отстойниках. При использовании более вязких растворов с большим содержанием твердой фазы полная технологическая схема очистки включает следующие этапы: скважина – желобная система - вибросито – гидроциклон – флокуляция – буровой насос – скважина. В зависимости от требуемой степени очистки раствора состав циркуляционной системы может корректироваться. При этом следует учитывать очистную способность оборудования (табл. 12).

71

12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Детальное изучение вопросов, связанных с определением технологических параметров промывки скважин приводится в дисциплинах «Бурение скважин» и «Теоретические основы бурения», поэтому в данном разделе рассматривается упрощенная методика определения основных технологических параметров.

12.1 Параметры движения жидкости, обеспечивающие вынос частиц шлама

В процессе бурения в зависимости от конкретных условий (литологии разбуривания пород, давления в проходных пластах, темпов бурения и т. п.) необходимо регулировать качество и количество бурового раствора, подаваемого в скважину. Количество бурового раствора, закачиваемого за определенный промежуток времени (расход жидкости), должно обеспечивать полное удаление с забоя и вынос на поверхность всех выбуриваемых частиц шлама. В случае недостаточной скорости восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве крупные частицы выбуренной породы остаются на забое. Породы будет выбуриваться больше, чем раствор способен увлечь с собой на поверхность, в результате чего раствор сгустится и образуются сальники, которые могут вызвать прихват бурильной колонны.

Необходимое количество (расход) жидкости определяется по формуле:

Q = Kн π4 (KрDскв2 − D2тр)V , м3/с,

где Dскв- номинальный диаметр скважины, м;

Dд- диаметр породоразрушающего инструмента, м;

Кр- коэффициент уширения скважины за счет вывалов и осыпей стенок, образования каверн. Обычно принимается К1=1,05-1,3;

Кн- коэффициент неравномерности скорости потока жидкости, м/с. В однородных породах принимается 1,05-1,1, в неоднородных 1,1-1,2, в кавер-

нозных – 1,2-1,3;

Dтр- наружный диаметр бурильных труб, м;

V- скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве скважины, м/с.

Вынос частиц на поверхность происходит при условии, что скорость восходящего потока жидкости больше скорости погружения частиц на величину требуемой скорости подъема:

V = c + au , м/с,

с- скорость подъема частицы в кольцевом пространстве, м/с;

u- скорость погружения (витания) частицы (гидравлическая крупность),

м/с;

72

a- коэффициент, учитывающий спиралевидное движение частиц шлама при подъеме в стесненном пространстве, вызванное вращением колонны бурильных труб. Значение коэффициента для разведочного бурения, определенное опытным путем А.С.Денисовым, составляет а=1,13-1,14. При расчетах в нефтяном бурении используется значение коэффициента по данным Б.И.Мительмана а=1,1-1,2.

Величина скорости подъема частиц определяется из условия максимально допустимого насыщения промывочной жидкости шламом:

C= FзабVмех (ρп − ρр.забой) , м/с, Fк.п. (ρр.устье − ρр.забой)

где - Fзаб- площадь забоя скважины, м2,

Vмех- механическая скорость бурения, м/с,

Fк.п.- площадь кольцевого сечения потока промывочной жидкости, м2, ρп - плотность горной породы, кг/м3,

ρр.забой- плотность раствора на забое, кг/м3. Обычно принимается по плотности в отстойнике.

ρр.устье- плотность раствора на устье, кг/м3. Плотность раствора выше плотности ρр.забой, так как раствор насыщен частицами шлама.

Для предотвращения зашламования скважины разность плотностей жидкости на устье и на забое задается на уровне 0,01 (1%) для воды и 0,03 (3%) для структурированных жидкостей.

Величина Fзаб·Vмех является объемом породы, выбуриваемым в единицу времени.

Скорость погружения частицы определяется по формуле Риттингера:

где δ- средневзвешенный размер частиц шлама, м, Кф - коэффициент, зависящий от формы частиц и режима течения жид-

кости. Принимается по данным табл. 13.

Таблица 13 – Коэффициент формы частиц шлама

В глинистом растворе, обладающем структурой, частицы не тонут, если они имеют размеры меньше критических. Падение частиц в глинистом растворе будет происходить тогда, когда касательные напряжения на их поверх-

73

ности, вызванные действием силы тяжести, окажутся больше статического напряжения сдвига раствора:

где τ- касательное напряжение сдвига, Па, G- вес частицы в растворе, Н,

S- площадь поверхности частицы, м2,

d0- максимальный критический размер частиц, не тонущих в растворе, м, θ- статическое напряжение сдвига раствора, Па,

m- эмпирический коэффициент формы частиц принимается от 1,6-2,5 причем меньшие значения коэффициента для частиц большего размера.

С учетом преобразований, касательные напряжения сдвига:

τ = mθ = d0 (ρп − ρр) . 6

Диаметр частиц, находящихся в растворе во взвешенном состоянии составляет:

12.2 Определение потерь давления при циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения

Потери давления рассчитываются для расхода жидкости Q, определенного в технологических расчетах или расхода, определенного для обеспечения выноса шлама на устье скважины.

Общие потери давления при циркуляции промывочной жидкости с расходом Q определяются по формуле:

р = k (P1 + P2 + P3 + P4 + P5 ) , Па,

где k – коэффициент запаса давления на случай возможных осложнений (зашламования скважины, образования сальников, утолщенной фильтрационной корки, пучения стенок и т.п.). В зависимости от условий бурения k=1,1

– 1,3;

Р1 – потери давления в бурильных и утяжеленных трубах, ведущей трубе, сальнике, нагнетательной шланге и т.д.;

Р2 – потери давления на преодоление местных сопротивлений в соединениях бурильной колонны;

Р3 – потери давления в кольцевом пространстве скважины; Р4 – потери давления за счет разности удельных весов восходящего и

нисходящего потоков промывочной жидкости; Р5 – потери давления на преодоление сопротивления в колонковом на-

боре или долоте.

74

Потери давления в бурильных и утяжеленных бурильных трубах, ведущей трубе и нагнетательном шланге могут быть определены отдельно по формуле Вейсбаха. Расчетная формула для обобщенного определения этого вида потерь имеет вид:

P1 = λ ρн l + lэ V12 , Па, d1 2

где λ - коэффициент гидравлических сопротивлений. Принимается λ =

0,02;

l и d1 – соответственно длина и внутренний диаметр бурильных труб; ρн - плотность нисходящего потока жидкости;

V1 – скорость течения промывочной жидкости в бурильных трубах;

lэ – эквивалентная длина бурильных труб, потери давления в которых равны суммарным потерям в утяжеленных бурильных трубах, ведущей трубе, шланге и т.д.:

где l2, l3, l4 – длина утяжеленных труб, ведущей трубы, шланга;

d2, d3, d4 – внутренние диаметры утяжеленных труб, ведущей трубы, шланга.

Скорость потока на различных расчетных участках определяется по формуле:

V = Q / F,

где F – площадь сечения, в котором протекает поток.

Потери давления в соединениях бурильной колонны находят по форму-

ле:

P3 = n ρн ξ V212

где n – количество соединений в колонне бурильных труб:

где lтр – длина бурильной трубы;

ξ - коэффициент местных сопротивлений, вычисляемый по формуле:

где а – опытный коэффициент, учитывающий потери напора при сужении потока жидкости в замках; для муфтово-замковых соединений, а=2, для ниппельных – 1,5;

d0 – диаметр отверстия в соединениях бурильных труб, м.

75

Потери давления в кольцевом пространстве вычисляются сначала поинтервально для каждого диаметра скважины, а затем суммируются:

P3 = ∑Pi .

Определение потерь давления в каждом интервале производится по формуле

где λi – коэффициент гидравлических сопротивлений в данном интервале скважины, принимается λi =0,01;

ζ - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь от наличия шлама в жидкости, ζ =1,05 – 1,1;

ρв – плотность восходящего потока;

Di – диаметр скважины в данном интервале; li – длина интервала;

Vi – скорость течения жидкости в данном интервале.

Потери давления за счет разности плотностей восходящего и нисходящего потоков промывочной жидкости Р4 обусловлены тем, что скважины и колонна бурильных труб представляют собой два концентрически расположенных сообщающихся сосуда, для получения в них одинакового уровня потребуется дополнительный напор. Величина Р4 вычисляется по формуле:

P4 = lсg (Pв - Pн), Па,

где lc – глубина скважины по вертикали.

Потери давления в колонковом наборе зависят от конструкции и степени изношенности породоразрушающего инструмента, длины керна в колонковой трубе и степени его разрушения, количества и качества промывочной жидкости. Учесть все это теоретическим расчетом сложно, поэтому потери Р5 принимаются исходя из опытных наблюдений и обычно находятся в пре-

делах Р5 = 0,25-0,5 МПа.

Полученные в результате гидравлических расчетов значения Q и р позволяют выбрать насос, который удовлетворял бы условиям работы или проверить пригодность применяемого насоса.

76

ЛИТЕРАТУРА

1.Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. – М.: Не-

дра, 1987.- 245 с.

2.Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважинСправочное руководство. - М: Недра, 1989. – 247 с.

3.Юшков А.С., Пилипец В.И. Геологоразведочное бурение: Учебное пособие. – Донецк: Норд-Пресс, 2004. – 464 с.

4.Кистер Е.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М: Недра, 1972.

5.Давиденко О.М., Дудля М.А. Довідник з хімічної обробки бурових розчинів. –Дніпропетровськ: ДДУ, 1994. – 120 с.

6.Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. – М.: Недра, 1981.

7.Чубик П.С. Практикум по промывочным жидкостям. – Томск: Изд. ТПИ, 1991. – 100 с.

8.Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. - М.: Недра, 1982. – 293 с.

9.Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. – М.: Не-

дра, 1985.

10.Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин: Учебник. – М.: Недра, 1982. – 296 с.

11.Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин / Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. и др. – М.: Недра, 1981. – 240 с.

12.Городнов В.Д. Буровые растворы. – М.: Недра, 1985. – 206 с.

13.Справочник по бурению скважин на уголь /Г.П.Новиков, О.К.Белкин, Л.К.Клюев и др. – М.: Недра, 1988. – 256 с.

14.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1985.

– 421 с.

15.Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных жидкостей. – М.: Недра, 1978. – 136 с.

77

Учебное издание

Очистные агенты (Раздел дисциплины «Очистные агенты и тампонажные смеси»)

Учебное пособие

Автор: Юшков Иван Александрович, доц., к.т.н.

78