Газожидкостные смеси

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,67 Мб
  • Опубликовано:
    2014-04-29
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Газожидкостные смеси

Министерство образования и науки Российской Федерации

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра: «Нефтегазовое дело»







Тема: Газожидкостные смеси

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе по дисциплине

«Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Выполнил студент группы

Д.Н. Аввакумов

Нормоконтроль

доцент В.Г. Заливин




Иркутск 2013г.

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

По курсу «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Студенту гр. НБз-08-1 Аввакумову Д.Н.

Тема курсовой работы: Газожидкостные смеси

Исходные данные:

Месторождение: Малоуимское

Номер скважины: № Р-95

Категория скважины: разведочная

Вид скважины: вертикальная

Проектная глубина скважины: 2605м.

Рекомендуемая литература:

.        Заливин В.Г. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие по курсовому проектированию.

.        Техника безопасности в нефтяной и газовой промышленности 2003г.

.        Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. - Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов.-М., Недра, 2000.

.        Басарыгин Ю.М. , Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ.пособие: в 6 т. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 399 с.

Графическая часть на ______ листах.

Дата выдачи задания “______” _______________________2012 г.

Дата представления проекта руководителю “______” _____2013 г.

Руководитель курсовой работы доц. Заливин В. Г. _________

Таблица 1. Исходные данные для расчета конструкции скважины

Глубина, м

Стратиграфическое подразделение

Горная порода

Коэффициент кавернозности в интервале

Давление, МПа

1

2

3

5

Рпл

Ргр

Pгор

70

Q

Пески, Глины, Галечник

1,2

0,68

1,41

1,63

190

Тавдинская

Глины, Аргиллиты

1,2

1,86

2,95

3,40

420

Люлинворская

Глины, Гравелиты

1,2

4,12

7,66

8,81

550

Талицкая

Глины, Гравелиты

1,3

5,39

10,31

11,87

720

Ганькинская

Глины, Алевролиты

1,2

7,06

14,08

16,23

965

Березовская

Алевролиты, Глины

1,1

9,45

19,61

22,58

1205

Покурская

Глинистые песчаники, Алевролиты, Глины

1,01

12,10

24,91

28,63

1625

Алымская

Алевролиты, Аргиллиты, Песчаники

1,1

15,93

34,22

39,33

1820

Ванденская

Аргиллиты, Алевролиты, Глины Песчаники

1,1

19,84

37,92

43,58

2145

Мегионская

Глины, Аргиллиты, Глинистые песчаники

1,04

23,02

44,57

51,23

2285

Баженовская

Песчаники, Аргиллиты

1,4

25,39

46,71

53,70

2405

Георгиевская

Аргиллиты

1,03

26,57

49,58

57,04

2605

Васюгановская

Песчаники, Аргиллиты

1,1

27,73

54,19

62,36


Таблица 2. Исходные данные для выполнения расчета гидравлической программы скважины

Интервал по стволу

№КНБК

Элементы КНБК и бурильные трубы

от

до


Наименование

Техническая характеристика





Наружный диаметр, мм

Длина, м

Масса, кг

0

2605

4

Долото

190,5

0,26

35




Д-178.4/5.72

172

7,8

1256




УБТ/3

171

27

3915




СБТ/216

127

2454,5

64308




Замки

155

114,5

2268




Сумма


2605

71782



Таблица 3. Свойства применяемого БР

Место


Тип БР

Реологические свойства БР

В КП


Полимер-глинистый

 ; Т500 = 23-30 с; Ф30 = 4-5 ; СНС1 = 2,8-5,0 Па; СНС10 = 6,5-10,0 Па; рН = 8-9; ТС ≤ 250 °С



ВВЕДЕНИЕ

Данная курсовая работа является заключительным этапом по дисциплине «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин».

Осложнения и аварии при строительстве скважин весьма распространены, при этом они сильно увеличивают сроки строительства скважин, увеличивают затраты и даже могут привести к ликвидации скважины. Поэтому вопросы предотвращения осложнений, борьбы с ними и ликвидации аварий имеют большое значение и начинаются еще на этапе проектирования скважин для их безаварийной проводки. Основными причинами возникновения осложнений и аварий является нарушение равновесия в системе пласт-скважина, вследствие чего проводятся соответствующие расчеты конструкции скважины, порядка и глубин спуска обсадных колонн для разобщения горизонтов с различными условиями залегания. А также гидростатические и гидродинамические расчеты обеспечивающие необходимые и достаточные условия для уменьшения воздействия на пласты в скважине.

В третьей части курсового проекта рассмотрены газожидкостные смеси и их применение в бурении скважин.

1. Определение конструкции скважины по совместимым условиям бурения

Для определения количества и интервалов установки обсадных колонн, необходимых для строительства скважины, обеспечения ее безаварийной проводки и долговечности скважины как технического сооружения требуется разделить разрез на интервалы совместимых условий бурения по давлениям критичным для исключения возникновения осложнений на каждом интервале. К ним относятся: Рпл - пластовое (поровое - в случае низкопроницаемых пластов), характеризующее гидравлическое усилие создаваемое пластом и требующее компенсации обратным воздействием для избежания притоков флюидов из пласта в скважину, либо разрушения пород в приствольной зоне (осыпи, обвалы); Ргр - давление гидроразрыва пласта, при достижении которого происходит возникновение и развитие трещинных фильтрационных каналов в породе, что приводит к поглощениям БР, потере циркуляции. Для обеспечения совместимости условий на интервале требуется возможность подобрать БР создающий достаточное по глубине гидростатическое давление Рбр с учетом kз (коэффициент запаса) для компенсации воздействия Рпл из условий: нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10-15 % от пластового, но не более 1,5 МПа, при глубине до 2500 м 5-10 %, но не более 2,5 МПа, при глубине более 2500 м 4-7 %, но не более 3,5 МПа. [2, стр.7] И с другой стороны создаваемое в стволе скважины давление не должно превышать Ргр по интервалу совместимых условий.

Для удобства расчетов и построений графиков используются не прямые значения давлений, а их коэффициенты или эквиваленты определяемые как:

                                                                                 (1.1)

                                                                               (1.2)

где Рпл - пластовое давление; Ргр - давление гидроразрыва;

- гидростатическое (нормальное пластовое) давление;- коэффициент аномальности; Kгр- коэффициент гидроразрыва.

                                                                          (1.3)

где ρ - плотность слегка солоноватой воды, ρ = 1,04 г/см3; g - ускорение свободного падения; Н - высота столба жидкости.

Соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитываются по формуле:

                                                                          (1.4)

где кз - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт. Значениями коэффициента запаса к3 задаются в следующих пределах:

Интервал, м..................... <1200           1200-2500      >2500

кз...................................... 1,1-1,15        1,05-1,1         1,04-1,07

Репрессия на пласт, МПа 1,5               2,5                  3,5

На основании этих формул были произведены следующие расчеты для всех свит:

Принимаем  до интервала 1200 м = 1,1-1,15; max репрессия =1,5МПа

1.      Четвертичные отложения 0-70м

;

;

;

;

 

2.      Тавдинская свита 70-190м

;

;

;

;

; ;

; ;

3.      Люлинворская свита 190-420м

;

;

;

;

; ;

; ;

4.      Талицкая свита 420-550м

;

;

;

;

; ; ;

; ;

5.      Ганькинская свита 550-720м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

6.      Березовская свита 720-965м

;

;

;

;

;  ;

; ;

7.      Покурская свита 965-1205м

;

;

;

;

;  ;

; ;

8.      Покурская свита 965-1205м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

Принимаем  интервала от 1200 до 2500м =1,05-1,1; max репрессия =2,5МПа

9.      Покурская свита 1205-1625м

;

;

;

;

;  ;

; ;

10.    Ванденская свита 1625-1820м

;

;

;

;

;  ;

; ;

11.    Мегионская свита 1820-2145м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

12.    Баженовская свита 2145-2285м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

13.    Георгиевская свита 2285-2405м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

14.    Васюгановская свита 2405-2500м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

Принимаем  интервала от 1200 до 2500м =1,04-1,07; max репрессия =3,5МПа

15.    Васюгановская свита 2500-2605м

;

;

;

;

;  ;;

; ;

Рис. 1 График совмещенных условий бурения

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины. [2]

Для успешной проводки скважины потребуются следующие обсадные колонны:

-  Направление до глубины 70м - для перекрытия почвенного слоя и неустойчивых четвертичных отложений; цементируется до устья.

-       Кондуктор до глубины 720м - для перекрытия пластичных, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

-       Промежуточная колонна до глубины 1625м - для разделения интервалов с несовместимыми условиями бурения, т.к. максимально допустимая плотность БР на вышележащем интервале не обеспечит минимальную требуемую репрессию на нижележащие пласты.

-       Эксплуатационная колонна до глубины 2605м - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

-       Хвостовик в интервале 2405-2605м - в случае возникновения осложнений связанных с гидростатическим давлением бурового раствора (проявления, поглощения, осыпи) и кавернозными битуминозными аргиллитами Баженовской свиты.

2. Расчет гидравлической программы скважины

Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование циркулирующих промывочных агентов для транспортирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обеспечения необходимого противодавления на проходимые скважиной горные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т.д.

Цели:

определение расхода бурового раствора, обеспечивающего вынос шлама горных пород;

выбор и расчёт турбобура;

расчёт производительности и давления бурового насоса, их количества, диаметра втулок;

определение потерь давления внутри бурильных труб, в наземной обвязке, в турбобуре, в кольцевом пространстве за ТБПВ, в долоте.

выявление возможности гидромониторного эффекта и определение числа и диаметра промывочных отверстий.

построение графика распределения потерь давления в циркуляционной системе.

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

2.1 Расчёт расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости при бурении должен быть достаточным для удаления выбуренной породы с забоя и выноса ее на поверхность. Для обеспечения эффективного разрушения пород важно иметь расход, обеспечивающий минимальное дифференциальное давление. Для предотвращения сальникообразования, снижения вероятности прихватов, объёмное содержание выбуренной породы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве не должно превышать 3 - 5%.

При выборе расходов, необходимых для выноса наиболее крупных частиц шлама из кольцевого пространства, требуется задать скорость потока, превышающую скорость витания, т.е. что бы скорость частицы была больше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают равной 20 - 30% скорости витания:

ч=(0,2-0,3)Uв                                                                       (2.1)в=K√(dт (ρп/ρж -1) )                                                                   (2.1)

Где постоянная Риттингера;

 dт- эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

 плотность разбуриваемых пород кг/м³;

плотность промывочной жидкости, кг/м³.

                                                   (2.3)

Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы ориентировочно можно найти из выражения:

                                                         (2.4)

Расход жидкости в кольцевом пространстве, требуемый для выноса шлама:

                                                                                     (2.5)

Где максимальная площадь кольцевого пространства, м²;

                                                                 (2.6)

Интервал бурения под эксплуатационную колонну (1625-2605м):

 

 

 

 

 .

Расход, при котором объёмное содержание выбуренной породы не превышает критического значения, равного :

                                                    (2.7)

где

 максимальная механическая скорость проходки в расчетном интервале (≤ 45м/ч), м/с;

         средняя скорость оседания твердых частиц в растворе.

                                                               (2.8)

                                                              (2. 9)

Где средний диаметр частиц шлама, м;

                                                                (2.10)

Интервал бурения под эксплуатационную колонну (1625-2605м):

 

 

 

 .

Расход жидкости для очистки забоя:

                                                                        (2.11)

 где удельный расход

, м/с;                                                        (2.12)

площадь забоя, м²

                                                                               (2.13)

Интервал бурения под эксплуатационную колонну (1625-2605м):

 ;

 ;

Из трех полученных расходов Q1, Q2, Q3 выбираем максимальный расход: .

2.2 Выбор и расчет турбобура

При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости Q, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу турбобура с заданным для разрушения породы моментом Мр. Поэтому необходимо, например, по справочнику подобрать такой тип турбобура, который удовлетворяет следующим условиям: диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм; расход жидкости при номинальном режиме работы QТН близок к принятой подаче насоса; крутящий момент Мт не менее чем на 20% больше заданного Мр необходимого для разрушения породы.

Таблица 4. Техническая характеристика ВЗД

Тип турбины

Диаметр турбобура, мм

Расход раствор, л/с

Тормозной момент, кНм

Частота холостого вращения,

Перепад давления, МПа

Максимальный КПД, %














рабочий


максимальный


Д-178.4/5.72

178

15-25

3,2-5,5

156-324

3,9


4,9

42,8


Крутящий момент турбобура при работе на жидкости найденной плотности r и подаче насоса Q определяется из соотношения:

 ;                                                                           (2.14)

где Мтн рс Qтн- справочные данные турбобура (тормозной момент на валу турбобура, плотность и расход жидкости) при номинальном режиме его работы.

Проверяем дает ли выбранный турбобур при расходе Q крутящий момент, необходимый для разрушения породы по соотношению:

 

Полученный момент МТ превышает заданный.


2.3 Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса

Ориентируясь на определенное из условий очистки забоя и выноса шлама значение Q, следует по табл. 5 подобрать диаметры цилиндровых втулок бурового насоса. При этом подача насосов будет равна:

                                                                               (2.15)        

где m - коэффициент наполнения; Qн - подача насоса при данном диаметре втулок (m = 1), м2/с n- число насосов.

Коэффициент m выбирается в зависимости от условий всасывания жидкостей. При наличии подпора на всасывания m = 1. Если всасывание осуществляется из емкостей в грунте, то при промывке водой m = 0,9 и глинистым раствором m = 0,8.

По наибольшему значению Q=0,017 м3/с по таблицы. выбираем диаметр втулок буровых насосов.

Таблица 5

Диаметр цилиндровой втулки мм

У8-7М

УНБ-600

БРН-1


Давление рн, МПа

Подача QH 103, м3/с

Давление рн, МПа

Подача QH 103, м3/с

Давление рн, МПа

Подача QH 103, м3/с

200

14.2

50.9

10

51,9

-

-

190

15.9

45.5

11,5

45,7

-

-

180

18.0

40.4

12,5

42,0

9.8

31

170

20.4

35.5

14,5

36,0

11

27.2

160

23.4

31

16,5

31,5

12.5

24

150

27.2

26.8

19,0

27,5

14

20.8

140

32

22.7

22,5

22,7

16.9

17.8

130

-

-

25,0

19,7

20

15

120

-

-

-

-


-


Принимаем диаметр втулок 130мм и определяем подачу одного насоса (n=1)при коэффициенте наполнения m=0,9 по формуле

 

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше.

Полезная (гидравлическая) мощность насосов, необходимая для бурения каждого интервала скважины (в Вт), определяется из выражения:

 ;                                                                     (2.16)

где  -подача насосов, м3/с;

 -давление насосов, МПа.

Мощность приводного двигателя насоса (в кВт)

 ;                                                                              (2.17)

где  - общий КПД насосного агрегата от двигателя до нагнетательной линии:

 ;                                                                       (2.18)

где = 0,98-0,96 - коэффициент объемной подачи для исправного насоса;

=0,97- 0,98 - гидравлический КПД, оценивающий потери мощности в каналах входного и выходного коллектора, гидравлической коробке и клапанах;

= 0,80 -0, 87 - механический КПД насоса, при работе на полезной мощности.

При бурении под эксплуатационную колонну:

 =17,7*25=442,5 кВт

 

Из каталога бурового оборудования УМЗ 2011 выберем насос УНБ-600. Для бурения под эксплуатационную колонну нам понадобится один насос.

Определим скорость течения в участках циркуляционной системы при Q=:

 ;                                               \        (2.19)

Где Q-расход бурового раствора, м3/с;- диаметр скважины, м;-диаметр бурильных труб, м;

В бурильных трубах: СБТ-127

 ;

В УБТ: УБТ-171

 ;

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ: УБТ-171

 ;

В кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами: СБТ-127

 ;

В кольцевом пространстве между скважиной и турбобуром:

 ;

В кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами: СБТ-127

 ;

При работе с втулками диаметром 0,130 м паспортное максимально допустимое рабочее давление бурового насоса УНБ-600  = 25 МПа. C учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе рабочее давление принимается равным 0,85, тогда :

 ;                        (2.20)

2.4 Определение режима течения бурового раствора

Смене ламинарного режима на турбулентный соответствует критическое значение числа Рейнольдса, которое определяется по формуле:

;                                                 (2.21)

где, He - число Хёдстрема

для бурильных труб и УБТ

 ;                                                                     (2.22)

для кольцевого пространства

                                                               (2.23)

где, - динамическое напряжение сдвига, Па; ƞ - пластическая вязкость, Па×с; - плотность бурового раствора.

По критерию Рейнольдса определяем критические скорости течения промывочной жидкости на участках циркуляционной системы по формуле:

для бурильных труб и УБТ

 ;                                                                        (2.24)

для кольцевого пространства

;                                                                   (2.25)

Для СБТ-127:

;

;

;

Для УБТ-171:

;

;

;

Для кольцевого пространства между скважиной и БТ:

;

;

;

Для кольцевого пространства между скважиной и УБТ:

;

;

;

Для кольцевого пространства между скважиной и турбобуром:

;

;

;

Для кольцевого пространства между обсадной колонной и БТ:

;

;

;

Т.к. , то в бурильной колонне и УБТ - турбулентный режим течения, то же для кольцевого пространства между скважиной и турбобуром, а в кольцевом пространстве, где  - ламинарный режим течения.

2.5 Расчет потерь давления в циркуляционной системе

Т.к. в бурильных трубах и УБТ режим течения - турбулентный, то потери давления определяются по формуле Дарси - Вейсбаха.

                                                                             (2.26)

                                                                               (2.27)

                                                                      (2.28)

В бурильных трубах:

СБТ-127

 

 

 

В УБТ:

УБТ-171

 

 

 

В кольцевом пространостве между скважиной и УБТ:, где β по рисунку (11.4) "Зависимость безразмерного коэффициента β, от числа Сен-Венана-Ильюшина" справочного пособия Р.А. Ганджумяна и А.Г. Калинина "Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин".

                                                                      (2.29)

                                                                          (2.30)

УБТ-171

 

где β=0,36 по рисунку.

 

В кольцевом пространстве между скважиной и бурильными трубами СБТ-127:

 ;

где β=0,45 по рисунку.

 ;

В кольцевом пространстве между скважиной турбобуром:

 ;

где β=0,41 по рисунку.

 ;

В кольцевом пространстве между обсадной колонной и бурильными трубами СБТ-127:

 ;

где β=0,55 по рисунку.

 ;

Потери давления в бурильных замках:

 ;                                                                    (2.31)

 ;                                                                       (2.32)

где число замков

i=L/ln;                                                                                    (2.33)

ТБВК-127

 

 ;

i=2700/12=238;

Потери давления в сужениях кольцевого простравноства бурильными замками:

 ;                                                                  (2.34)

;                                                                           (2.35)

СБТ-127:

 

 

Потери давления в элементах наземной обвязки:

 ;                                                                            (2.36)

Коэффициент гидравлических потерь aм находится по табл. 6, как сумма коэффициентов потерь aмi в отдельных элементах циркуляционной системы:

Таблица 6

Элементы циркуляционной системы

Диаметр проходного сечения d*10-3, м

Коэффициент . м4

Стояк

114

3,35


141

1,07


168

0,40

Буровой шланг

76 90

1,20 0,52


100

0,28

Вертлюг

75 90

0,90 0,44


103

0,29

Ведущая труба

74 85

1,80 0,90


100

0,40


Для данного оборудования:

Таблица 7

Элементы циркуляционной системы

Диаметр проходного сечения d*10-3, м

Коэффициент . м4

Стояк

141

1,07

Буровой шланг

90

0,52

Вертлюг

90

0,44

Ведущая труба

90

0,90


 м4

.

Перепад давления в турбобуре определяется по формуле:

 ;                                                              (2.37)

где, , ,  - паспортные значения турбобура при подаче жидкости плотностью .

;

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах определяется по формуле:

                                        (2.38)

где, - критическая плотность промывочной жидкости; и  - плотности шлама и бурового раствора, ; L - глубина скважины, м.

 определяется по формуле:

 ;                            (2.39)

 

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте по формуле:

                                                                        (2.39)

.6 Определение потерь давления в долоте

Выбор гидромониторных насадок

Резерв давления Dрд который может быть реализован в долоте, определяется как разность между давлением b*рH развиваемым насосом (или насосами) при выбранном диаметре втулок, и суммой перечисленных выше потерь давления в элементах циркуляционной системы Dр=S(Dрi)

                                                           (2.40)

где b = 0,75 ¸ 0,80 Коэффициент b учитывает. что рабочее давление нагнетания насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25 %.

По значению Dр следует установить возможность использования гидромониторного эффекта при бурении данного интервала скважины. Для этого необходимо вычислить скорость движения жидкости в промывочных отверстиях долота по формуле

 ;                                                                 (2.41)

где m- коэффициент расхода, значение которого следует принимать равным 0,95. Если полученное исходя из резерва давления значение uд ³ 80 м/с, то это означает, что рассматриваемый интервал можно бурить с использованием гидромониторных долот,

Следует иметь в виду, что перепад давления, срабатываемый в насадках гидромониторного долота, не должен превышать некоторого предельного значения Dркр определяемого как возможностью запуска турбобура, так и прочностью конструктивных элементов долота. В настоящее время этот предел может быть принят равным Dркр = 12 ¸13 МПа. По этому по формуле необходимо подобрать такие значения uд и Dрд чтобы выполнялись условия

                                                        (2.6.2)

При выполнении условий рассчитывается суммарная площадь насадок гидромониторного долота F по формуле

 ;                                                                             (2.42)

где  - расход (утечки) промывочной жидкости через уплотнение вала турбобура, м2/с , k n- опытные коэффициенты, характеризующие негерметичность уплотнения конкретного турбобура.

Найдя Qу необходимо проверить выполнение условий выноса шлама очистки забоя. Если разность Q-Qу превышает значения расходов, то названные условия будут соблюдены. Зависимость , Qy от Dрд для каждого конкретного турбобура легко найти экспериментально. Если для данного долота uд<80 м/с, то следует сделать вывод о том, что бурение данного интервала с использованием гидромониторного эффекта невозможно. В этом случае необходимо вычислить перепад давления в долоте по формуле

                                                                               (2.43)

Рассчитаем резерв давления на долоте при

 

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислим скорость течения жидкости в насадках долота при  =0.95:

 

Приняв , вычислим перепад давления в долоте

 

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит

р=12,1+3,9=16МПа

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

По графику рис. 6.28 определим утечку Qу в зависимости от полученного значения МПа: Qу=0,003 Убеждаемся, что разность

 

удовлетворяет условиям выноса шлама и очистки забоя, поскольку 0,022>0,021 находим площадь промывочных отверстий:

;

Выбираем две насадки внутренним диаметром 11 и 15мм для реализации гидромониторного эффекта.

. ГАЗОЖИДКОСТЫЕ СМЕСИ

Аэрированные растворы ( смесь воды или раствора) с воздухом ( или газом) рекомендуется применять при бурении в твердых трещиноватых, поглощающих породах с целью предотвращения поглощений промывочной жидкости и других осложнений. Преимуществами аэрированных растворов перед обычными буровыми растворами являются: снижение гидростатического давления и соответственно улучшение буримости; ускорение освоения скважин; повышение энерговооруженности турбобуров и долот при сохранении или даже уменьшении мощности на насосах; повышение механической скорости и проходок на долото, хотя и меньшее, чем при продувке воздухом или газом, но большее, чем при промывке буровыми растворами или водой; сокращение осложнений из-за поглощений бурового раствора. Но также имеют и ряд недостатков: усложнение технологической схемы буровой и увеличение ее энергоемкости в связи с установкой компрессоров; необходимость работ по обвязке и герметизации устья; трудность регулирования свойств и показателей аэрированных растворов; нецелесообразность аэрирования растворов при необходимости их утяжеления; повышение коррозионного износа вследствие окислительного действия воздушной фазы. Последняя особенно усиливается в минерализованных средах.

При вскрытии пластов бурением в условиях АНПД с промывкой глинистыми растворами и другими жидкостями из-заповышенных репрессий в большинстве случаев происходят необратимые снижения естественной проницаемости горных пород призабойной зоны скважины (ПЗС);потери циркуляции промывочной жидкости, которые вызывают флюидопроявления из вышележащих пропластков; осложнения процесса бурения в результате поглощений, флюидопроявлений, осыпей и других видов, которые могут создать аварийные ситуации; дополнительные затраты времени, энергии, химических реагентов и других материальных ресурсов для ликвидации аварий и осложнений, а также при освоении скважины.

При бурении скважин на 30 площадях в условиях АНПД репрессии на продуктивные пласты значительно превышали нормативные, определяемые Правилами [2]. Результаты расчета градиентов (горного, гидростатического и дифференциального) давлений приведены в табл. 8.

Применение буровых растворов как на водной, так и углеводородной основе не решает проблемы качественного вскрытия высокопроницаемых пластов. Вскрытие газовых и газоконденсатных пластов с коэффициентами аномальности 0,70 вызывает не только интенсивные поглощения, но и необратимое снижение естественной проницаемости горных пород ПЗС.

Таблица 8 Условия вскрытия продуктивных пластов с АНПД

Номер п/п

Месторождение

Плот-ность БР, кг/м3

Градиенты давления на кровле продуктивного пласта, МПа/м

Отношение grad Pреп/ grad Pпл





горного grad Pгор

пластового grad Pпл

гидростатического grad Pгст

репрессии grad Pреп


1

Кирюшкинское

330

1080

0,0162

0,0062

0,0106,

0,0044

0,71

2

Базайское

340

1270

0,0162

0,0075

0,0125

0,0049

0,66

3

Олишевское

550

1450

0,0163

0,0074

0,0142

0,0068

0,92

4

Дашевское

650

1100

0,0164

0,0033

0,0108

0,0075

2,27

5

Северо-Ставропольское (хадум)

680

1050

0,0164

0,00104

0,0103

0,0093

8,89

6

Угерское

700

1120

0,0164

0,0036

0,0110

0,00730,0086

2,04

7

Опарское

800

1020

0,0165

0,0014

0,010

0,0086

6,17

8

Cолоховское

820

1050

0,0165

0,00074

0,0103

0,0096

12,96

9

Елшано-Курдюмское

820

1340

0,0165

0,0027

0,0131

0,0105

3,88

10

Богородчанское

1000

1050

0,0167

0,0041

0,0103

0,0062

1,52

11

Вергунское

1000

1300

0,0167

0,0066

0,0128

0,0062

0,93

12

Северо-Ставропольское (зеленая свита)

1000

1110

0,0167

0,0060

0,0109

0,0049

0,82

13

Невское

1010

1100

0,0167

0,0081

0,01080,0122

0,0027

0,33

14

Песчано-Уметское

1070

1240

0,0168

0,0027

0,0122

0,0095

3,52

15

Канчуринское

1270

1120

0,0169

0,0048

0,0110

0,0062

1,28

16

Каневское

1315

1068

0,0169

0,0025

0,0105

0,0080

3,19

17

Майлису

1330

1100

0,0170

0,0029

0,0108

0,0079

2,72

18

Пролетарское

1420

1050

0,0171

0,00240,0019

0,0103

0,0079

3,30

19

Староминское

2030

1070

0,0179

0,0019

0,0105

0,0086

4,53

20

Челбасское

2040

1070

0,0179

0,0031

0,0105

0,00740,0089

2,37

21

Степновское

2100

1100

0,0179

0,00190,0034

0,0108

0,0089

4,66

22

Шебелинское

2100

1070

0,0179

0,0034

0,0105

0,0071

2,09

23

Крыловское

2320

1072

0,0182

0,0039

0,0105

0,0066

1,69

24

Майкопское

2435

1070

0,0182

0,0012

0,0105

0,0093

7,73

25

Ленинградское

2520

1070

0,0183

0,0019

0,0105

0,0087

4,55

26

Березанское

2550

1070

0,0190

0,0009

0,0105

0,0096

10,72

27

Сердюковское

2610

1070

0,0192

0,0022

0,0105

0,0083

3,76

28

Крестищенское

3200

1072

0,020

0,00330,0013

0,0105

0,0072

2,19

29

Некрасовское

3220

1070

0,0203

0,0013

0,0105

0,0092

7,05

30

Новотроицкое

3360

1150

0,0208

0,0085

0,0113

0,0028

0,33


Переход на использование специальных промывочных жидкостей или способов вскрытия продуктивных пластов проводится в случаях возникновения катастрофических поглощений. Для вскрытия пластов в этих условиях используются газообразные промывочные агенты и пенные системы: природный газ, азот, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС); туман (двухкомпонентная система, которая состоит из газа и капельной жидкости, содержащей, как правило, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и ингибитор коррозии); пена, аэрированная жидкость.

3.1 Бурение с промывкой пеной

Благодаря успехам, достигнутым в изучении свойств пен и регулировании их основных параметров, эти газожидкостные системы (ГЖС) находят все большее применение в нефтегазопромысловой практике, особенно при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях АНПД.

Эффективность пенных систем определяется наличием у них особых свойств: плотность пены легко можно регулировать в широком диапазоне; пена плохо проникает в пористую среду, в силу чего можно осуществлять бурение и вскрытие пластов при коэффициентах аномальности (0,7-0,1) гидростатического давления; при вскрытии продуктивного пласта с использованием пены в качестве промывочного агента значительно уменьшаются или полностью отсутствуют зоны проникновения твердой фазы и фильтрата промывочной жидкости, что способствует сохранению естественной проницаемости ПЗС продуктивного пласта; при использовании пены возможно регулирование забойного давления в широком диапазоне изменением степени аэрации и устьевого давления; высокая удерживающая способность пен по отношению к выбуренной породе позволяет вести бурение при незначительных расходах пенообразующей жидкости (ПОЖ) и газа; использование пен при бурении сокращает время освоения и выход скважин на заданный режим работы.

До последнего времени процесс вскрытия пласта с промывкой пеной осуществлялся по технологии, разработанной ВНИИнефтью еще в 1961 г. и впервые внедренной на скв. 206 Николаевской площади Краснодарского края, где продуктивный пласт, залегающий в интервале 559-601 м, был вскрыт без поглощений. Пульсации давления в нагнетательной линии и другие осложнения не наблюдались. В процессе наращивания и подъема инструмента в скважине поддерживался уровень жидкости на высоте 350-400 м от забоя. После освоения был получен дебит нефти, в 2,2 раза превышающий дебит соседних скважин, где продуктивный пласт вскрывался с промывкой глинистым раствором.

В последующие годы по данной технологии с применением двух- и трехфазных пен проводились вскрытие продуктивного пласта, забуривание вторых стволов и промывка песчаных пробок в скважинах на месторождениях Краснодарского края (Убеженское, Соколова Гора и Хадыженское), в ПО «Азнефть» (на площадях Заглы-Зейва, Бузовны, Сураханы - Карачукур), в ПО «Башнефть» (на Новоузыбашевском месторождении) и в других регионах. В результате установлено, что по сравнению со скважинами, пробуренными в сопоставимых горно-геологических условиях с использованием глинистого раствора, применение пен при вскрытии продуктивных пластов с АНПД позволяет промыть скважину без поглощений, повысить механическую скорость в 3,6-5 раз, проходку на долото в 2,7-4,3 раза, сократить сроки освоения скважин, а также повысить производительность скважин в 3-3,5 раза. О высокой эффективности технологии промывки скважины пеной свидетельствуют также результаты бурения скважин в зонах распространения многолетней мерзлоты.

Положительный опыт применения пены для проводки скважин в интервалах катастрофических поглощений и вскрытия пластов с АНПД накоплен и за рубежом, например в США, Канаде, Омане, Ливии, Иране и других районах Земного шара.

Однако необходимо отметить следующее:

. В силу невысокой устойчивости двухфазная пена быстро разрушается не только на поверхности, но и в скважине. Поэтому при прекращении циркуляции во время наращивания или выполнения спускоподъемных операций (СПО) двухфазная пена разрушается в стволе скважины, и в призабойной зоне, по существу, накапливается вода, обработанная ПАВ.

. Ввиду отсутствия глинистой корки на стенках скважины ПОЖ взаимодействует с породами открытого ствола, что вызывает их разуплотнение и последующее обрушение стенок скважины.

. При восстановлении циркуляции после проведения СПО в ПЗС проникает ПОЖ, вызывая набухание глинистого цемента породы - коллектора.

С целью предупреждения разуплотнения пород стенок скважины используется более устойчивая трехфазная пена, которая не разрушается ни на поверхности, ни в стволе скважины и, образуя на стенках скважины глинистую корку, предотвращает появление осложнений при бурении и вскрытии продуктивного пласта.

Анализ сложившейся технологии бурения с промывкой пенами как в нашей стране, так и за рубежом показал, что выходящую из скважины пену, которая содержит ПАВ и другие химические реагенты, выбрасывают. При такой технологии затрачивается большое количество ПОЖ, чем объясняется ограниченное применение высокоустойчивой трехфазной пены, несмотря на ее бесспорные преимущества перед двухфазной пеной или аэрированной жидкостью. В отдельных случаях делаются попытки разрушить пены с помощью специальных установок с целью повторного использования ПОЖ. Так, в УкрНИИгазе была разработана установка для разрушения устойчивых трехфазных пен. Однако однозначных данных о ее работоспособности и эффективности в литературе нет. Многократное использование одного и того же объема пены без разделения ее на составляющие фазы снижает расход материалов на ее приготовление, но требует разработки новой технологии промывки скважины с использованием герметизированной системы циркуляции (ГСЦ) пены, обладающей высокой устойчивостью.

3.2 Пенообразующий состав

Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине [10] обеспечивает временное блокирование продук тивного пласта, устойчив к воздействию высоких температур и пластовых флюидов. Цель достигается пенообразующим составом, включающим бентонит, водорастворимый полимер акрилового ряда - гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), анионогенное поверхностно-активное вещество - триэтаноламиновую соль алкил-сульфатов (ТЭАС) с длинной алкильной цепью - 7-12 углеродных атомов, гидроксид алюминия и воду при следующем соотношении компонентов, % (по массе):

Бентонит ............................................................................2,0-3,0

Гипан ................................................................................ 3-4

ТЭАС ................................................................................ 2,0-4,0

Гидроксид алюминия .......................................................0,2-0,5

Вода ..................................................................................Остальное

Бентонит используют по ОСТ 39-202-85 на глины различных марок. Авторами исследовались глины следующих марок: ПББ (основной минерал - монтмориллонит), ПБГ (основной материал - палыгорскит), ПКГД (основной минерал - каолинитогидрослюда). Действие глин указанных марок в пенообразующем составе идентичное.

Таблица 9 Влияние состава ПОЖ на кратность и устойчивость пены

Номер состава

Рецептура ПОЖ для приготовления пены, % (по массе)

Параметры пены


Бентонит

ТЭАС

Гипан

Гидроксид алюминия

Конденсат

Нефть

Вода

Крат-ность

Устойчи-вость, с/см3

1

2,0

2,0

3,0

0,2

-

-

92,8

3,0

15640

2

2,0

2,0

3,0

0,2

-

25,0

-

2,7

15638

3

3,0

4,0

4,0

0,5

-

25,0

88,5

3,5

16139

4

3,0

4,0

4,0

0,5

-

25,0

88,5

2,0

5

2,5

3,0

3,5

0,3

25,0

-

90,7

3,5

15892

6

2,5

3,0

3,5

0,3

-

25,0

90,7

3,1

15884

7

1,9

1,9

2,5

0,1

25,0

-

93,6

2,6

10000

8

1,9

1,9

2,5

0,1

-

25,0

93,6

2,2

9854

9

3,1

4,1

4,1

0,6

2,5

-

88,1

3,5

16130

10

3,1

4,1

4,1

0,6

-

2,5

88,1

2,8

16143


Построение многослойных разветвленных адсорбционных слоев стенки пузырька газа позволяет повысить устойчивость трехфазных пенных систем к действию углеводородов с тяжелыми радикалами и высоким температурам. Результаты проведенных исследований приведены в табл. 6.

Содержание в пенообразующем составе, % (по массе): бентонита менее 2,0; гипана менее 3,0; ТЭАС менее 2,0; гидроксида алюминия менее 0,2 нецелесообразно, так как не способствует упрочнению структурных адсорбционных слоев пленки воздушного пузырька пенных систем.

Содержание в пенообразующем составе, % (по массе): бентонита более 3,0; гипана более 4,0; ТЭАС более 4,0; гидроксида алюминия более 0,5 экономически нецелесообразно, так как не способствует улучшению физикотехнологических показателей пенных систем.

3.3 Исследование фильтрации газа и воды в пористых средах насыщенных трехфазной пеной

В последнее время в практике бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений широко применяются двух- и трехфазные пены. Однако некоторые вопросы, связанные с проникновением пенных систем в горные породы призабойной зоны пласта, а также фильтрацией газа и воды в пенонасыщенной пористой среде, остаются не изученными.

В одной из последних работ по данному вопросу делается вывод о том, что сочетание сильной нелинейности течения двухфазных сред на микроуровне с нерегулярной геометрией порового пространства делает строгий теоретический анализ невозможным [11, с. 118].

Моделирование фильтрации пены авторы работы [11] предлагают вести на решетке Фэтта (решетка капилляров случайного радиуса), которая, по их мнению, при очевидной неадекватности позволяет учесть основные для двухфазного течения свойства порового пространства - многосвязность (разветвленность) и переменность радиусов пор.

В основу моделирования двухфазной фильтрации положен принцип локального преобладания капиллярных сил с учетом того, что каждая фаза движется в своей части порового пространства независимо. В то же время наличие пены в пористой среде не меняет закономерности течения воды, но существенно влияет на движение газовой фазы. Основной эффект снижения подвижности газа обусловлен блокировкой поровых каналов пузырьками пены, для сдвига которых требуется создать некоторое предельное напряжение.

В результате образования пены снижается поток газа через образец пористой среды на 2-3 порядка, его течение происходит по малому числу активных газовых каналов, и закон течения газа определяется соотношением, подобным закону течения вязкоупругой жидкости [11].

В данной работе анализируются результаты экспериментальных исследований по фильтрации газа в пористой среде образцов кварцевого песка, насыщенных трехфазной пеной, содержащей глину и известково-гипсовую смесь (ИГС) в качестве твердой фазы.

Добавка твердой фазы в пенообразующую жидкость необходима для повышения устойчивости пенной системы, которой насыщается образец песка. Изменение состава ПОЖ позволило оценить влияние природы твердой фазы на характер фильтрации газа (воздуха) и воды в пенонасыщенной пористой среде.

В табл. 10 приведены составы ПОЖ, используемые для образования трехфазной пены. В обоих составах ПОЖ одинаковое количество твердой фазы, но содержание глины и ИГС различное. Добавка твердой фазы в ПОЖ повышает устойчивость пены, а также позволяет оценить ее влияние на характер фильтрационных процессов. Изменение в составах ПОЖ содержания глины и ИГС также дает возможность определить влияние природы твердой фазы на проникновение трехфазной пены в пористую среду песка.

Таблица 10 Составы ПОЖ для образования трехфазной пены

Компонент

Концентрация компонентов ПОЖ, % (по массе)


Состав №1

Состав №2

Бентонитовая глина

2,5

7,5

ИГС

5,0

0

Полимер («Тилоза»)

0,5

0,5

ПАВ (пенолифт)

0,7

0,7

Вода

Остальное


Исследуемые образцы кварцевого песка имели следующие параметры:

Размер фракции кварцевого песка, мм......................................... 0,67-1,0

Длина образца, м............................................................................0,216

Диаметр образца, м .......................................................................0,03

Плотность зерен кварца, кг/ м3..................................................... 2650

Пористость образцов (начальная), доли ед. ..................................... 0,303-0,355

Проницаемость образцов (начальная по воздуху, мкм2 .................. 1,487-4,510 Температура, °С............................................................................ 24-28

Методика проведения исследований заключалась в следующем. Предварительно определяли проницаемость «сухого» образца песка по воздуху. Затем насыщали его водой и определяли проницаемость по воде. После этого образец продували и определяли проницаемость водонасыщенного образца по воздуху. На следующем этапе насыщали образец пескатрехфазной пеной и определяли параметры фильтрационного процесса: градиенты давления сдвига, фильтрации и скорость фильтрации vф. Результаты исследований приведены в табл. 11 и 12 и на рис. 2 и 3.

Таблица 11 Результаты фильтрации воздуха в образцах кварцевого песка

Интервал вариации grad P, МПа2/м

Среднее значение grad P, МПа2/м

Интервал вариации Vф.в., см/с

Среднее значение Vф.в., см/с

«Сухой» образец

0,011-0,015

0,013

4,40-23,59

12,68

0,024-0,032

0,027

7,0-43,69

23,09

0,035-0,049

0,043

9,75-58,98

32,54

0,051-0,071

0,062

12,55-74,50

40,48

0,082-0,093

0,085

17,35-88,46

49,75

Водонасыщенный образец

0,006-0,016

0,013

2,42-16,64

8,61

0,020-0,033

0,027

5,74-33,26

18,68

0,043-0,053

0,046

7,42-41,61

28,37

0,057-0,071

0,064

10,07-52,80

36,24

0,079-0,095

0,086

11,56-56,62

41,67

Пенонасыщенный образец (состав №1)

0,011-0,032

0,020

0-36,48

15,75

0,033-0,049

0,043

6,87-47,18

24,93

0,057-0,123

0,089

15,45-76,10

39,12

0,216-0,238

0,227

38,25-58,59

48,42

3,55-6,57

5,060

1,5-0

0,75

Пенонасыщенный образец (состав №2)

-

0,050

-

0

0,123-0,225

0,159

10,24-17,05

12,78

0,338-0,480

0,389

24,0-30,64

27,22

0,632-0,652

0,642

98,25-39,35

38,80

1,063-1,555

1,309

62,56-67,37

64,97


Для определения снижения проницаемости пористой среды горных пород после насыщения различными жидкостями и пенными системами используем фактор сопротивления , который позволяет оценить проявление реологических свойств той или иной жидкости при фильтрации в ПЗП. В данной работе эта задача решена следующим образом. По результатам исследований (см. табл. 11 и 12) проведен расчет отношения градиентов давления фильтруемых сред (газа и воды) в пенонасыщенных и водонасыщенных образцах кварцевого песка при одинаковых скоростях фильтрации. Затем построены зависимости фактора сопротивления от исходного значения grad р. Результаты расчетов приведены в табл. 13 и на рис. 4.

Таблица 12 Результаты фильтрации воды в образцах кварцевого песка

Градиент давления grad P, МПа/м

Интервал вариации Vф.вод., см/с

Среднее значение Vф.вод., см/с

Водонасыщенный образец

0,227

0,24-1,04

0,74

0,454

0,39-2,0

1,24

0,681

0,49-2,44

1,50

0,908

0,61-3,15

1,89

Пенонасыщенный образец (состав №1)

0,227

0-0,60

0,2

0,454

0-1,86

0,62

0,681

0-2,82

0,94

0,908

0-4,98

1,63

Пенонасыщенный образец (состав №2)

0,227

1,12-0,14

0,13

0,454

0,25-0,31

0,28

0,681

0,35-0,39

0,37

0,908

0,46-0,54

0,50



Из полученных результатов следует, что при малых градиентах давления сдвига в образцах кварцевого песка, насыщенных трехфазной пеной, содержащей в качестве твердой фазы ИГС, сопротивление фильтрации воздуха незначительно больше, чем при фильтрации в водонасыщенном керне. При 0,020 ≤ grad р ≤ 0,040 МПа2/ м фактор сопротивления в среднем равен 1,15-1,13. С увеличением градиента давления фильтрации фактор сопротивления возрастает в 1,89 раз при grad р = 0,120 МПа2/ м. В то же время при фильтрации воздуха в образцах песка, насыщенных трехфазной пеной, содержащей в качестве твердой фазы только глину более высокой концентрации, фактор сопротивления с ростом градиента давления незначительно снижается от 8,0 до 7,4, затем стабилизируется на уровне 7,6-7,5.


Таблица 13 Увеличение фактора сопротивления фильтрации воздуха и воды в пенонасыщенных образцах кварцевого песка

Номер п/п

Исходный grad P при фильтрации

Отношение градиентов давлений (в доли ед.) при фильтрации


воздуха в водонасыщенном образце, МПа2/м

воды в образце песка, МПа/м

воздуха в пенонасыщенном образце

воды в пенонасыщенном образце




состав №1

состав №2

состав №1

состав №2

1

0,020

0,020

1,15

8,0

7,6

11,5

2

0,040

0,040

1,13

8,0

4,1

7,0

3

0,060

0,060

1,25

7,4

3,8

6,7

4

0,080

0,080

1,31

7,4

3,4

6,5

5

0,10

0,10

1,50

7,6

2,9

5,8

6

0,12

0,20

1,89

7,5

2,3

5,5

7

-

0,30

-

-

2,1

-


При фильтрации воды в пенонасыщенной пористой среде образцов песка характер изменения фактора сопротивления другой. Вначале происходит резкое падение фактора сопротивления в сравнительно узком диапазоне 0,020≤ ≤ grad р ≤ 0,040 МПа/ м, затем темп падения уменьшается и при grad р > 0,10 МПа/ м практически стабилизируется.


Таким образом, на основании проведенных исследований авторами установлено, что на характер фильтрации воздуха и воды в пористых средах кварцевого песка, насыщенных трехфазной пеной, существенное влияние оказывает природа твердой фазы. Увеличение концентрации бентонитовой глины в составе трехфазной пены значительно повышает фактор сопротивления при фильтрации воздуха и воды в пенонасыщенной пористой среде образцов кварцевого песка. Поэтому устойчивые трехфазные пены, содержащие бентонитовую глину в качестве твердой фазы, следует рекомендовать для изоляции зон поглощений в непродуктивных пластах.

При вскрытии продуктивных нефтяных или газовых пластов следует рекомендовать в качестве промывочной или блокирующей системы трехфазные пены, содержащие в основном кислоторастворимую твердую фазу, например, ИГС.

Выводы о снижении потока газа через образец пенонасыщенной пористой среды на 2-3 порядка не подтвердились. Наибольшее снижение потока газа происходит в насыщенной трехфазной пене, содержащей бентонитовую глину. Однако и в этих экспериментах максимальное увеличение фактора сопротивления по воздуху не превышает 8,0, а по воде достигает 11,5 (см. табл. 10).

Таким образом, на основании проведенных исследований удалось доказать влияние природы твердой фазы трехфазной пены на степень снижения фильтрационной характеристики пенонасыщенной пористой среды для воздуха и воды в не сцементированных образцах кварцевого песка.

3.4 Оборудование для промывки с использованием пены

Для герметизации устья скважины при бурении с промывкой ГЖС или пеной необходимо дополнительно устанавливать на устье скважины вращающийся превентор (ПВ).

Тип ПВ выбирают в зависимости от диаметра долота. В СевКавНИПИгазе, при участии авторов разработаны и изготавливаются опытные образцы ПВ с различным диаметром проходного сечения в корпусе (425, 350, 280, 230, 180, 156 мм) на рабочее давление при вращении 3,5 МПа и без вращения 7,0 МПа. Общий вид ПВ приведен на рис. 5.


Перед монтажом ПВ проводится осмотр элементов превентора, контролируется смазка в узле подшипника, шевронном уплотнении, а также проверяется работоспособность масляного насоса. Нижний фланец корпуса ПВ крепится болтами к верхнему фланцу переходной катушки, соединяющей ПВ с превентором универсальным гидравлическим (ПУГ), входящим в блок ПВО. Компоновка блока ПВО определяется Правилами [2]. Затем проводится спуск бурильной колонны. На последнююбурильную трубу одевается ствол с уплотнительным резиновым элементом, труба наворачивается на спущенную колонну бурильных труб, подвешенных на элеваторе, и опускается в скважину. Вращающийся узел (ствол превентора с уплотнительным резиновым элементом) вставляется в корпус ПВ и фиксируется закрытием байонетного соединения. Сверху во вращающийся узел ПВ устанавливаются два вкладыша для его привода при вращении ведущей трубы (квадратной штанги). К боковому фланцу ПВ или переходной катушке крепится выкидная линия бурового раствора (резиновый шланг высокого давления), другой конец которой крепится к фланцу входного патрубка блока очистки и разрушения пены.

Основное требование при монтаже ПВ - совпадение (центровка) оси превентора с осью ротора и колонны бурильных труб. Вращающийся превентор должен быть точно отцентрирован с ротором буровой установки, что предотвращает чрезмерный износ его вращающегося узла.

Для обслуживания ПВ при бурении и СПО оборудуется специальная площадка с ограждением и лестницей согласно требованиям Правил [2].

При бурении следят за пропусками жидкости или ГЖС через уплотнительный узел ПВ, которые возникают при несоосности ПВ с ротором, а также по мере износа резинового уплотнительного элемента или его порыва (отрыва от ствола). Порыв или отрыв от ствола резинового уплотнительного элемента происходит из-за допущенного брака в изготовлении его. При появлении пропусков жидкости или ГЖС проводится замена уплотнительного резинового элемента.

Спускоподъемные операции осуществляются с открытым (вращающийся узел извлекается из корпуса ПВ) или герметизированным устьем через резиновый элемент вращающегося узла. При подъеме колонны бурильных труб с герметизированным устьем следят за значением избыточного давления на устье. Если оно не падает после подъема труб из скважины и периодического долива жидкости в трубы и кольцевое пространство, то проводят работы по ликвидации флюидо проявлений согласно утвержденным инструкциям [2]. При подъеме без флюидопроявлений давление на устье снижается до атмосферного. Однако в трубах и кольцевом пространстве могут оказаться отдельные пачки ГЖС из-за неравномерного их вытеснения доливаемой жидкостью. В этом случае при подъеме долота через ПВО плашечный превентор с глухими плашками закрывается, открывается байонетное соединение ПВ и извлекаются последняя труба, забойный двигатель с вращающимся узлом и долотом.

В СевКавНИПИгазе при участии специалистов ОАО «Газпром» и ДООО «Бургаз», разработаны новая технология и оборудование для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД с промывкой пеной по ГСЦ (рис. 6).


Сущность технологии бурения с промывкой пеной с применением ГСЦ заключается в следующем. Готовится ПОЖ заданного состава в емкостях 10 циркуляционной системы. Объем ПОЖ должен быть равен двукратному объему скважины. ПОЖ насосом 9 подается в блок приготовления пены 8 с одновременным нагнетанием в него компрессором 6 инертного газа. Образовавшаяся пена под давлением через колонну бурильных труб и КНБК 14 закачивается в скважину. После заполнения скважины пеной создается избыточное давление на устье 0,5-0,7 МПа и осуществляется пробная циркуляция с целью опробования узлов и элементов наземной части замкнутой системы циркуляции. Бурение начинают после достижения оптимального сочетания технологических параметров промывки в ее наземной части. Параметры промывки контролируются и регистрируются станцией 5 с контрольно-измерительными приборами.

Выходящий из скважины пенный поток через отвод вращающегося превентора 3 и буровой шланг высокого давления поступает в БОРП 12. В фильтре грубой очистки БОРП происходит отделение крупных фракций выбуренной породы из пенного потока. Сброс накопившегося шлама в амбар проводится в период остановки циркуляции. Пена, очищенная от крупных частиц выбуренной породы, попадает в циклонные сепараторы БОРП, где происходит дополнительная очистка ее от шлама. Пена поступает в аэратор БОРП 12, где происходят насыщение ее инертным газом, нагнетаемым компрессором низкого давления, и разрушение на составляющие фазы в вертикальном сепараторе-каплеотбойнике БОРП 12. Пенообразующая жидкость из вертикального и циклонных сепараторов стекает в емкость-отстойник и далее на вибросита 13, а газ удаляется в атмосферу. Пройдя вибросита и желоб, ПОЖ попадает в приемную емкость бурового насоса, и цикл повторяется.

На период наращивания бурильной колонны останавливаются компрессора, затем насос. Закачка ПОЖ прекращается после продавливания ее в бурильную колонну через обратный клапан, устанавливаемый при спуске инструмента на последней трубе. Закрывается шаровый кран на ведущей трубе, и проводятся ее отворот и наращивание очередной бурильной трубы.

Для предотвращения возможных осложнений при подъеме колонны бурильных труб с герметизированным устьем проводят технологическую операцию по временному блокированию продуктивного пласта, а подъем осуществляют с открытым устьем.

При подъеме бурильного инструмента с герметизированным устьем давление на устье должно быть не более 3,5 МПа.

Для приготовления пены может быть использован эжектор, аэратор или обычный тройник, куда подаются ПОЖ и газ. В дальнейшем узел приготовления будем называть пеногенератором. Пена образуется в пеногенераторе путем смешивания ПОЖ, подаваемой насосом, и газа, нагнетаемого компрессором. Для предотвращения возможности образования взрывоопасной смеси углеводородного газа с воздухом Правилами [2] запрещено нагнетание воздуха в скважину. Для этой цели должен использоваться инертный газ (азот, выхлопные газы дизель-моторов буровых установок).

Пеногенератор присоединяется через две задвижки к нагнетательной линии бурового насоса в виде байпасной линии. Для удобства используют быстросъемные соединения и резиновые шланги высокого давления. В нагнетательной линии, между входом и выходом байпасной линии также устанавливается задвижка, которая закрывается, когда закачка ПОЖ идет через пеногенератор.

Пена, используемая при бурении скважин, самопроизвольно не разрушается в течение длительного времени. Поэтому недостаточно применение только емкостей-отстойников для самопроизвольного разрушения пены. Кроме того, выброс отработанной пены на дневную поверхность может привести кзагрязнению окружающей среды, что недопустимо. Вследствие этого для гашения пены, поступающей из скважины, применяют химические и физические способы, причем к последним относится механическое пеногашение. Химические способы пеногашения требуют использования специальных реагентов, которые эффективны только для гашения пен на основе ПАВ одного класса. В настоящее время промышленностью не выпускаются химические пеногасители, применение которых отвечало бы всем требованиям, предъявляемым к технологии этого процесса.

Для решения поставленной задачи в практике бурения скважин и нефтегазодобыче используют механические способы разрушения пенных систем. В СевКавНИПИгазе разработаны технология и специальное оборудование для разрушения выходящего из скважины потока пены со шламом.

Блок очистки и разрушения пены предназначен для очистки последней от выбуренной породы в процессе углубления скважины, а также разрушения ее с целью последующего использования ПОЖ. Блок рассчитан на рабочее давление pраб = 0,6 МПа. Объемная производительность различна в зависимости от расхода пены.

Блок состоит из следующего оборудования: вертикального гравитационного сепаратора, фильтра грубой очистки, гидроциклонных сепараторов, аэратора, трубопроводов с задвижками и вентилями. Конструкция БОРП позволяет рационально включать его в существующие на буровых установках системы циркуляции бурового раствора. Присоединение БОРП к отводу ПВ осуществляется буровым грязевым шлангом высокого давления. Поток пены со шламом поступает в гравитационный сепаратор, фильтр, а далее в циклонные сепараторы, где происходят отделение и частичная очистка пены от выбуренной породы. Шлам через шламовый коллектор сливается в емкость-отстойник и далее на вибросита. Пена, очищенная от шлама, через выходной коллектор подается в деаэратор, где происходит насыщение ее газом, нагнетаемым компрессором низкого давления.

Смесь пены и воздуха подается в вертикальный гравитационный газосепаратор с тангенциальным вводом и газоотводом. В этом узле оборудования БОРП происходят разрушение очищенного и дополнительно аэрированного потока пены, а также разделение жидкой и газообразной фаз потока и отвод их из блока. Фильтр грубой очистки предназначен для отделения шлама размером более 3 мм.

В гидроциклонах происходят более тонкая очистка пены от шлама размером до 0,5 мм, а также отделение газа из потока ПОЖ. Аэратор предназначен для повышения газосодержания оставшейся неразрушенной пены и резкого снижения ее устойчивости. Гравитационный сепаратор (трап) предназначен для окончательного отделения газа из ПОЖ и их раздельного выхода: азота выхлопного газа в атмосферу, а ПОЖ на вибросита системы циркуляции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Осложнения при проводке скважин в большинстве случаев неизбежны, т.к. точность расчетов оставляет желать лучшего, по причине невозможности точно смоделировать характеристики пластов и влияния на них различных параметров бурения и свойств ПЖ, а также широкого применения эмпирических и опытных коэффициентов не описывающих в полной мере природное многообразие вариантов.

Цели и задачи поставленные на курсовую работу выполнены в полном объеме. Построен график совмещенных условий бурения, по которому определена конструкция скважины, обеспечивающая ее безаварийную проводку.

Рассчитаны параметры режимов гидравлической программы для обеспечения выноса шлама, обеспечения нормальной репрессии при циркуляции и оптимального использования возможностей выбранного оборудования.

Рассмотрены способы бурения с применением пены, а также составы и оборудование необходимое для ее приготовления и осуществления циркуляции с ее применением. Представлен анализ влияния пены и ее состава на фильтрационные свойства пористых сред.

Таким образом существует широчайшее поле деятельности по проведению экспериментов со свойствами пластов и условиями создаваемыми внутри скважины, как в физическом плане так и в химическом. Повышение инертности растворов по отношению к горным породам и пластовым флюидам, разработка способов быстрого и свободного изменения их характеристик, автоматизация и компьютеризация процессов ввиду сложности используемого математического аппарата.

газ вода пена насос

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Основные источники:

.       Расчеты в бурении: справочное пособие/Ганджумян Р.А., А.Г. Калинин, Н.И. Сердюк,-М: РГГРУ, 2007.-668 стр.;

2.      Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03 С-П., Издательство ООО «БиС», 2003.

.        Заливин В.Г.: Осложнения при бурении нефтегазовых скважин : учеб. пособие. -Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. - 247 с.;

.        Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. Пособие для вузов/ Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 632 с.;

.        Заливин В.Г. Методические рекомендации по выполнению практических занятий. Иркутск 2007. Электронный вариант;

.        Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии/Тагиров К.М., Нифантов В.И.. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. -160 с.: ил.;

7.      СТО ИрГТУ 005-2009 <http://www.istu.edu/docs/sto-005-2009.doc> Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Оформление курсовых и дипломных проектов(работ) технических специальностей;

Дополнительные источники:

.       Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1988. - 501;

9.     Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин/.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М, 2000г.

10.    Пенообразующий состав для проведения ремонтных работ в скважине/ А.А. Ковалев, Р.Н. Каллаева, О.К. Тагиров, В.И. Нифантов. - Опубл. 20.04.95, Бюл. № 11.

Похожие работы на - Газожидкостные смеси

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!