книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

то увеличение объема, обусловленное добавлением барита,

Подставляя уравнение (2.79) в формулу (2.78), получим:

^1(р з — P i)

(2.80)

Р2 - Р з

Для начального объема, составляющего 10 м3, уравнение (2.80) преобразуется к виду:

Пр и мер. Определить количество барита, требуемого для изменения плотности бурового раствора от 1500 до 2000 кг/м3. Рассчитать увеличение объема бурового раствора в отстойни­ ке, обусловленное добавлением такого количества барита для начального объема бурового раствора 10 м3.

Решение. Исходя из начального объема бурового раствора 10 м3, находим:

Число мешков = 9444/42,64 - 222.

Увеличение объема бурового раствора в отстойнике

V2= 9444/4250 = 2,222 м3= 2222 л.

Увеличение объема можно также определить с помощью уравнения (2.81).

Пр и мер. Определить плотность бурового раствора на вод­ ной основе, массовая доля бентонита в котором составляет 5%. Плотность бентонита 2500 кг/м3.

Решение. Уравнение (2.69) можно записать в виде p3= (M1 +M2)/(V, + V2)

В данном случае имеем: масса воды М, = 95%, напри­ мер 95 кг, а масса бентонита М2 = 5 %, или 5 кг. Кроме того,

141

можно записать: объем воды V, = М,/р, = (95/1000) м3 и объ­ ем бентонита V2 = М2/р2 = (5/2500) м3. Отсюда находим плот­ ность раствора

95+5 Рз = (95/1000)+(5/2500) = 1031 кг/м3.

2.3.9. РАСЧЕТ СНИЖЕНИЯ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА

Плотность бурового раствора можно уменьшить, добавив воду или дизельное топливо или аэрируя буровой раст­ вор. Вданном разделе приводится расчет объема жидкости, тре­ буемой для того, чтобы снизить плотность от р, до р3.

Пусть

где М2 —требуемая масса воды (или нефти); V, —началь­ ный объем бурового раствора.

Следовательно, уравнение (2.82) можно записать в виде X = p2V2/ V, = (р3- р,)/ (1 - рз/pj), откуда

(2.80), выведенному для расчета увеличения объема бурового раствора в отстойнике.

Если добавляется вода с плотностью р2 = 1000 кг/м3, то урав­ нение (2.83) приобретает вид

V =V, Рз-Pi

1000-рз

где Vm— объем воды, необходимый для снижения плотно­ сти бурового раствора.

Поскольку р( > рз, то уравнение удобно записать как

р3 -1000

Ниже приводится другой вариант уравнения (2.83), встре­ чающийся в ряде работ:

p3= (l + 1000Vw/V,)/(l+Vw/V1).

142

Из уравнения (2.83) можно вывести следующее соотноше­

ние

Приме р. Требуется снизить плотность бурового раствора от 3000 до 2700 кг/м3, чтобы предотвратить поглощение. Рассчи­ тать объемы воды и нефти, необходимые для снижения плот­ ности бурового раствора. Кроме того, в случае использования нефти рассчитать содержание нефти (%) в буровом растворе, если начальный объем бурового раствора составляет 100 м3. Плотность нефти 823 кг/м .

Решение. Из уравнения (2.85) находим: V2= V,(p3- р,)/(р2- р3) = V, (р, - рз)/(р3- pj.

VM.= 100(30002700)/(27001000) = 17,65 м3 а объем нефти

Voj, = 100(3000 - 2700)/(2700 - 823) = 15,98 м3

Содержание нефти в буровом растворе равно отношению объема нефти к суммарному объему нового раствора, или

[15,98/(100+ 15,98)]100 = 13,8%

2.3.10. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И УТЯЖЕЛЕНИЯ

БУРОВОГО РАСТВОРА

(Preparing weight mud equipment requirments)

Запас материалов, который следует хранить на буровой, зависит от многих факторов: скорости бурения, кол­

143

лоидно-химической активности разбуриваемых пород, степе­ ни очистки раствора от выбуренной породы, плотности раство­ ра, характера химической обработки. Определим необходимую массу материалов, которые следует хранить на буровой при бу­ рении скважин в различных геолого-технических условиях.

При бурении скважин в геолого-технических условиях, ког­ да V„ > 2V + g'„, масса материалов, которые следует хранить на буровой,

где F —площадь сечения скважины, м2; vc —коммерческая скорость бурения, м/ст.-мес.; Т, — нормативное время запаса материалов, сут; а', —расход материалов на 1 м проходки, т/м;

V — объем скважины; g’n — потери бурового раствора; V„ — потребный объем бурового раствора. Или

Из уравнения (2.89) следует, что чем выше степень очистки Б буровых растворов от выбуренной породы, тем меньше тре­ буется материалов и, следовательно, меньший объем складов необходим для их размещения.

При е =100% зависимость (2.89) принимает вид:

(2.90)

Так как для этих условий V, = Vp и Vp = 4,2V, подставляя значение Vp в уравнение (2.90) получим зависимость для оп­ ределения запаса материалов при бурении скважин в геолого­ технических условиях второй группы

В табл. 2.12 приведены результаты расчета требуемого ме­ сячного запаса материалов для приготовления и регулирова­ ния свойств буровых растворов в зависимости от скорости бу­ рения, размера долота и типа буровых установок. При расчете запаса материалов принято: плотность бурового раствора рр= = 1,5 г/см3, содержание в 1 м3 раствора глины — 50 кг, хими­ ческого реагента — 1,0 кг и барита — 600 кг; б = 100%.

При бурении скважин в различных районах необходимый запас материалов уточняется в соответствии с конкретными геолого-техническими условиями.

144

Сл

Число складов, например бункеров БПР, необходимых для размещения запаса материалов, определится из зависи­

где gm — масса материала, которая может быть помещена в один блок БПР.

При разработке требований к оборудованию для приго­ товления бурового раствора важно определить максималь­ ную производительность установки. При нормальных усло­ виях (отсутствуют газоводонефтепроявления и поглощения раствора) максимальная производительность установки при полном удалении выбуренной породы очистными устройст­ вами

(рп, рш, рв —плотности породы, шлама и воды, г/см3). Ниже приведены результаты расчета производительности

установки для приготовления неутяжеленного бурового раство­ ра при условии полного удаления выбуренной породы очист­

При условии непрерывного приготовления раствора в про­ цессе бурения производительность установки должна быть 1,34—10,4 м3/ч. Непрерывный процесс приготовления бурового раствора может выполняться только с применением автомати­ зированных установок. На данном этапе развития техники бу­ рения наиболее рационально приготовлять раствор дискретно (например, 1 раз в сутки в течение 2 ч) с таким расчетом, что­ бы приготовленного раствора было достаточно для суточной работы буровой.

Исходя из этих условий, производительность установки для приготовления раствора можно определить из зависи­ мости

146

При условии, что при очистке раствора рш = 1,6 г/см3, а

(t —время работы установки, ч).

В табл. 2.13 приведены результаты расчета производитель­ ности установки для приготовления бурового раствора при ус­ ловии, что установка в сутки работает 2 ч. Данные таблицы по­ казывают, что в зависимости от скорости бурения и площади забоя скважины максимальная производительность установки должна быть не более 53 м3/ч.

Как было показано ранее, для снижения расхода материа­ лов утяжелять буровые растворы следует за один цикл цирку­ ляции, а зто возможно только при использовании порошкооб­ разных баритовых утяжелителей и установок, позволяющих осуществлять дозированный ввод утяжелителя в широком диа­ пазоне подач.

Для разработки технологических требований к устройствам разделим процесс утяжеления на первичное утяжеление и на поддержание плотности раствора на заданном уровне при бу­ рении скважины.

При первичном утяжелении установка должна обеспечи­ вать увеличение плотности раствора за один цикл циркуляции. Максимальная подача дозирующего устройства необходима при аварийных ситуациях (нефте-, водо- и газопроявления), когда требуется быстро повысить плотность бурового раствора. Она определяется из выражения (2.66).

На рис. 2.8 и 2.9 приведены номограммы для определения подачи дозирующих устройств. Из рис. 2.8 следует, что для по­ вышения плотности бурового раствора от 1,5 до 2,0 г/см3 при подаче буровых насосов от 60 до 180 м3/ч, подача дозирующе­ го устройства должна соответственно изменяться в пределах 45—135 т/ч. Для поддержания плотности бурового раствора в процессе бурения скважин подача дозирующего устройства должна изменяться в пределах 8—38 т/ч (рис. 2.9).

Рис. 2.8. Номограмма для определения подачи дозирующего устройства при первичном утяжелении.

Подача буровых насосов, tJ/ч 3903603303002702402ЮЩ 156 Щ 90 60 30

Рис. 2.9. Номограмма для определения подачи дозирующего устройства при под­ держании плотности раствора в процессе бурения.

148

2.4. ОЧИСТКА БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ РАСТВОРОВ

(Drilling m ud cleaning)

2.4.1. ОЧИСТКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ВИБРОСИТОМ

(Mud screening)

Для эффективной работы вибросита надо вы­ брать сетку с требуемым минимальным размером ячеек, обес­ печивающую прохождение всего объема прокачиваемого рас­ твора. Пропускная способность сетки с определенным размером ячеек зависит от многих факторов, которые следует учиты­ вать при выборе сеток. На пропускную способность виброси­ та влияют тип бурового раствора, его пластическая вязкость и

нове плотностью 1,15—2,2 г/см3 находится в диапазоне 10— 60 мПа*с, то вязкость буровых растворов на нефтяной основе обычно на 40—50% выше и находится в пределе 30—100 мПа*с, в связи с чем пропускная способность сеток ниже в крайнем случае на 10%. Неблагоприятное влияние на пропускную спо­

149

собность вибросита оказывают соленасыщенные буровые рас­ творы, обработанные высоковязкими полимерными реагентами (крахмалом, КМЦ, акриловыми). Эти буровые растворы обыч­ но имеют повышенную вязкость (40—80 мПа-с) и способству­ ют забиванию сетки кристаллами соли.

Пропускная способность вибросита ВС-1 не снижается с уве­ личением содержания в буровом растворе твердой фазы (при постоянной его вязкости), что позволяет применять мелкояче­ истые сетки для очистки утяжеленных буровых растворов.

При выборе сетки по размеру ячейки для оснащения виб­ росита следует учитывать величину пластической вязкости буро­ вого раствора и подачу буровых насосов. На практике сетки выбирают в зависимости от плотности бурового раствора, ус­ тановив некоторые общие области изменения вязкости при различной плотности бурового раствора: до 1,2 г/см3 — 5— 20 мПа-с; 1,2—1,6 г/см3 — 20—40 мПа-с; 1,6—2,2 г/см3 — 40— 60 мПа-с.

На рис. 2.11 приведены графики зависимости изменения пропускной способности ситовой поверхности вибросита от плотности бурового раствора и размера ячейки сетки. Пропус­ кная способность сетки на номограммах дается при равномер­ ном распределении раствора по сетке, когда линия жидкости на второй сетке прямая и находится приблизительно на рас­ стоянии 25—30 см от нижнего края сетки.

П р и м е р. Исходные данные: подача буровых насосов

дим эту величину и восстанавливаем перпендикуляр до пересе­ чения с линиями величин пропускной способности. Предполо­ жим, что работают два вибросита и, следовательно, пропускная способность каждого из них должна быть 0,024 м3/с. Такой про­ пускной способностью обладают вибросита, оснащенные дву­ мя кассетами с размером ячеек сетки 0,25x0,25 мм.

Тип и размер частиц удаляемого бурового шлама может явиться причиной возникновения закупорки ячеек и умень­ шения пропускной способности сита. При бурении в соле­ носных отложениях наличие мелких частичек соли в буровом растворе и эффект рекристаллизации соли из насыщенного раствора может быть причиной закупорки сетки солью. Для предотвращения закупорки следует периодически (кратков­ ременно) промывать сетку пресной водой (из гребенки под большим давлением) в процессе бурения и при остановке циркуляции раствора (перед спускоподъемными операция-

150