Файл: Курсовой проект защищен с оценкой Иркутск 2023 г. Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Иркутский национальный исследовательский технический университет.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.02.2024
Просмотров: 122
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, подводимая к забою), уменьшение содержания твердой фазы. Дифференциальное давление на забой является комплексным фактором, объединяющим плотность и вязкость бурового раствора, режим циркуляции, соотношение геометрических размеров ствола и бурильной колонны и т.п. Независимо оттого, что является первопричиной изменения дифференциального давления на забой, его увеличение всегда сопровождается ухудшением показателей работы породоразрушающего инструмента.
Установлено также, что влияние перепада давления на механическую скорость зависит от осевой нагрузки на долото. Чувствительность механической скорости к дифференциальному перепаду, давления на забое возрастает с увеличением осевой нагрузки на долото.
Режимные параметры и показатели бурения
эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.
Рациональная отработка долот
Долота рационально отрабатывают (по B.C. Федорову) в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима бурения и минимальных значениях (РДmах — РДmin)/PД.ср и (nтах — nmin)/ncp. Продолжительность работы долот выбирают из расчета получения максимальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хотя бы одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.
В турбинном бурении рациональное соотношение между Рд, n и Q часто не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов.
Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но вследствие наличия неровностей на забое скважин некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно изменяются, а при этом изменяется и n. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием n, если даже при бурении Р = const и Q = const.
3.5.8. Контроль параметров режима бурения
Контроль параметров углубления скважин
Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся осевая нагрузка на долото, частота вращения долота, количество и качество прокачиваемого бурового раствора.
Практика бурения скважин показала, что зависимость механической скорости бурения от удельной нагрузки на забой можно разграничить на три области. В начальной области механическая скорость бурения пропорционально увеличивается с увеличением нагрузки. Здесь удельная нагрузка значительно меньше прочности разрушаемой породы, поэтому процесс разрушения носит поверхностный характер. В дальнейшем с ростом нагрузки на забой механическая скорость бурения растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке меньшей, чем твердость разрушаемой породы, но уже близкой к ней.
На основании результатов контроля подачи инструмента, уровня бурового раствора в емкостях, его расхода, давления и др. определяют глубину скважины, расстояние долото — забой, скорость подачи и механическую скорость бурения, расчетный износ опор долота, объем бурового раствора в приемных емкостях, гидростатическое давление на забое и другие параметры.
Для контроля основных технологических параметров бурения скважин используется комплекс средств наземного контроля и управления СКУБ-М1, разработанный Ивано - Франковским СКБ СА и выпускаемый заводом НПО "Промприбор".
Контроль параметров режима бурения
Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.
К КИП для измерения одиночных параметров относятся ГИВ, преобразователи крутящего момента и усилий для измерения момента типов ДКМ и ПМР, индикаторы крутящего момента на роторе ГИМ-1 и КМР-1, расходомеры РГР-7 и РГР-100, манометр геликсный МБГ-1.
Гидравлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора давления и манометров - показывающего и самопишущего. По показывающим приборам бурильщик контролирует текущий процесс бурения. По записи диаграммы самопишущего манометра изучают процесс бурения скважины и работы, связанные с ее проходкой.
3.6 Буровые растворы
3.6.1 Выбор типа и параметров бурового раствора
Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличие проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва.
В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины буровой раствор приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.
При выборе типа промывочной жидкости все интервалы скважины следует выделить в три группы: нормальные условия бурения, осложненные условия и продуктивные горизонты (нефте-, газо- и водоносные).
Для каждого выделенного интервала скважины выбирается тип бурового раствора, его состав и задаются основные параметры. Особое внимание при выборе бурового раствора необходимо обратить на плотность промывочной жидкости. В результате выбора типа раствора составляется технологический регламент на промывочные жидкости.
Главная задача любого способа вскрытия продуктивного пласта- максимально возможное сохранение его естественных параметров, основным из которых является проницаемость. Плотность бурового раствора должна быть выбрана такой, чтобы репрессия была минимальной и не превышала установленные правилами бурения нормы, промывочная жидкость и ее фильтрат не проникали глубоко в пласт, не приводили к кольматации и снижению коллекторских свойств приствольной зоны и ухудшению условий притока пластовой жидкости.
Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов
В отечественной практике бурения приняты следующие положения.
Буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов выбирается исходя из необходимости сведения к минимуму отрицательных последствий от его воздействия на фильтрационные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируемой технологической схеме разработки месторождения.
Вид жидкой фазы бурового раствора, ингибитора и необходимость применения при вскрытии ПАВ — понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть — фильтрат определяются типом породы, а также активностью пластовых жидкостей. Нефть считается активной при наличии в ней свыше 0,3 % нафтеновых кислот. Остаточная вода считается активной, если преобладающим катионом в ней является натрий, а рН > 7 (класс А, по В.А. Сулину). Концентрация ингибитора в фильтрате должна быть не менее минерализации остаточной воды, однако увеличение ее более 35 г/л нецелесообразно.
Для песчано-алевролитовых пород с остаточной водой, где преобладают катионы кальция, в качестве ингибитора следует применять реагенты, поставляющие катионы кальция в количестве, обеспечивающем равенство минерализаций фильтрата бурового раствора и остаточной воды. Если обеспечение такого равенства невозможно, то в качестве ингибитора следует применять хлорид натрия, концентрация которого в фильтрате раствора должна быть не менее минерализации остаточной воды. Оптимальная концентрация хлорида натрия должна быть не выше 35 г/л.
Для предотвращения попадания бурового раствора в трещины вскрываемого пласта необходимо вводить в него крупнодисперсный наполнитель в количестве не менее 5 % общего количества в растворе твердой фазы. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, доломитами, уплотненными песчаниками и алевролитами), диаметр частиц наполнителя должен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрытием пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель), в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм.
При отсутствии данных о раскрытости трещин диспер- ность наполнителя (максимальный диаметр частиц) определяется возможностью удержания его во взвешенном состоянии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины стурктурно-механическими свойствами.
Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты — не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя.
Установлено также, что влияние перепада давления на механическую скорость зависит от осевой нагрузки на долото. Чувствительность механической скорости к дифференциальному перепаду, давления на забое возрастает с увеличением осевой нагрузки на долото.
Режимные параметры и показатели бурения
эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, расхода бурового раствора и параметров качества бурового раствора, типа долота, геологических условий, механических свойств горных пород.
Рациональная отработка долот
Долота рационально отрабатывают (по B.C. Федорову) в том случае, если бурят при оптимальном сочетании параметров режима бурения и минимальных значениях (РДmах — РДmin)/PД.ср и (nтах — nmin)/ncp. Продолжительность работы долот выбирают из расчета получения максимальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хотя бы одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.
В турбинном бурении рациональное соотношение между Рд, n и Q часто не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов.
Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но вследствие наличия неровностей на забое скважин некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно изменяются, а при этом изменяется и n. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием n, если даже при бурении Р = const и Q = const.
3.5.8. Контроль параметров режима бурения
Контроль параметров углубления скважин
Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся осевая нагрузка на долото, частота вращения долота, количество и качество прокачиваемого бурового раствора.
Практика бурения скважин показала, что зависимость механической скорости бурения от удельной нагрузки на забой можно разграничить на три области. В начальной области механическая скорость бурения пропорционально увеличивается с увеличением нагрузки. Здесь удельная нагрузка значительно меньше прочности разрушаемой породы, поэтому процесс разрушения носит поверхностный характер. В дальнейшем с ростом нагрузки на забой механическая скорость бурения растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке меньшей, чем твердость разрушаемой породы, но уже близкой к ней.
На основании результатов контроля подачи инструмента, уровня бурового раствора в емкостях, его расхода, давления и др. определяют глубину скважины, расстояние долото — забой, скорость подачи и механическую скорость бурения, расчетный износ опор долота, объем бурового раствора в приемных емкостях, гидростатическое давление на забое и другие параметры.
Для контроля основных технологических параметров бурения скважин используется комплекс средств наземного контроля и управления СКУБ-М1, разработанный Ивано - Франковским СКБ СА и выпускаемый заводом НПО "Промприбор".
Контроль параметров режима бурения
Непрерывный контроль за параметрами режима бурения и их исследование, являющиеся обязательной частью технологического процесса бурения скважин, позволяют: установить оптимальный режим бурения применительно к конкретным ГТУ и корректировать его с учетом изменения геологического разреза; предупреждать аварийные ситуации, возникающие в процессе бурения; получать объективные сведения о балансе рабочего времени, что позволяет выявлять резервы роста производительности труда; автоматизировать процесс.
К КИП для измерения одиночных параметров относятся ГИВ, преобразователи крутящего момента и усилий для измерения момента типов ДКМ и ПМР, индикаторы крутящего момента на роторе ГИМ-1 и КМР-1, расходомеры РГР-7 и РГР-100, манометр геликсный МБГ-1.
Гидравлический индикатор веса (ГИВ) состоит из трансформатора давления и манометров - показывающего и самопишущего. По показывающим приборам бурильщик контролирует текущий процесс бурения. По записи диаграммы самопишущего манометра изучают процесс бурения скважины и работы, связанные с ее проходкой.
3.6 Буровые растворы
3.6.1 Выбор типа и параметров бурового раствора
Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий залегания пород, их литологического и химического составов; устойчивости пород под воздействием фильтрата бурового раствора; наличие проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва.
В зависимости от перечисленных условий и глубины скважины буровой раствор приходится выбирать не только для каждого района, участка или отдельно скважины, но и для бурения различных интервалов в одной скважине.
При выборе типа промывочной жидкости все интервалы скважины следует выделить в три группы: нормальные условия бурения, осложненные условия и продуктивные горизонты (нефте-, газо- и водоносные).
Для каждого выделенного интервала скважины выбирается тип бурового раствора, его состав и задаются основные параметры. Особое внимание при выборе бурового раствора необходимо обратить на плотность промывочной жидкости. В результате выбора типа раствора составляется технологический регламент на промывочные жидкости.
Главная задача любого способа вскрытия продуктивного пласта- максимально возможное сохранение его естественных параметров, основным из которых является проницаемость. Плотность бурового раствора должна быть выбрана такой, чтобы репрессия была минимальной и не превышала установленные правилами бурения нормы, промывочная жидкость и ее фильтрат не проникали глубоко в пласт, не приводили к кольматации и снижению коллекторских свойств приствольной зоны и ухудшению условий притока пластовой жидкости.
Выбор типа бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов
В отечественной практике бурения приняты следующие положения.
Буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов выбирается исходя из необходимости сведения к минимуму отрицательных последствий от его воздействия на фильтрационные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируемой технологической схеме разработки месторождения.
Вид жидкой фазы бурового раствора, ингибитора и необходимость применения при вскрытии ПАВ — понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть — фильтрат определяются типом породы, а также активностью пластовых жидкостей. Нефть считается активной при наличии в ней свыше 0,3 % нафтеновых кислот. Остаточная вода считается активной, если преобладающим катионом в ней является натрий, а рН > 7 (класс А, по В.А. Сулину). Концентрация ингибитора в фильтрате должна быть не менее минерализации остаточной воды, однако увеличение ее более 35 г/л нецелесообразно.
Для песчано-алевролитовых пород с остаточной водой, где преобладают катионы кальция, в качестве ингибитора следует применять реагенты, поставляющие катионы кальция в количестве, обеспечивающем равенство минерализаций фильтрата бурового раствора и остаточной воды. Если обеспечение такого равенства невозможно, то в качестве ингибитора следует применять хлорид натрия, концентрация которого в фильтрате раствора должна быть не менее минерализации остаточной воды. Оптимальная концентрация хлорида натрия должна быть не выше 35 г/л.
Для предотвращения попадания бурового раствора в трещины вскрываемого пласта необходимо вводить в него крупнодисперсный наполнитель в количестве не менее 5 % общего количества в растворе твердой фазы. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, доломитами, уплотненными песчаниками и алевролитами), диаметр частиц наполнителя должен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрытием пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель), в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм.
При отсутствии данных о раскрытости трещин диспер- ность наполнителя (максимальный диаметр частиц) определяется возможностью удержания его во взвешенном состоянии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины стурктурно-механическими свойствами.
Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты — не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя.