Министерство образования и науки Республики Татарстан

Альметьевский государственный нефтяной институт

Н.Р. Уразбахтин, Л.Б. Хузина,

С.И. Голубь, Л.Р. Кужбаева

Бурение нефтяных

и газовых скважин

Учебно-методическое пособие

по выполнению практических занятий, контрольных работ и СРС

по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин»

для студентов вечерней и заочной форм обучения и студентов АЗЦМРЦПК

специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Альметьевск 2009

УДК 622.244

Уразбахтин Н.Р., Хузина Л.Б., Голубь С.И., Кужбаева Л.Р.

Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебно-методическое пособие по выполнению практических занятий, контрольных работ и СРС по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин» для студентов вечерней и заочной форм обучения и студентов АЗЦМРЦПК специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. – 97с.

Учебно-методическое пособие по выполнению практических занятий и контрольных работ по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин» для студентов всех форм обучения и слушателей АЗЦ МРЦПК РТ специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Печатается по решению учебно-методического совета АГНИ.

Рецензенты:

1. Вакула Я.В - зам. зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

2. Усманов Р.А. - инженер технолог по буровым растворам MISWACO, к.т.н., доцент.

©Альметьевский государственный

нефтяной институт, 2009

Практическое занятие №1.

1.1. Выбор параметров устройств для приготовления бурового раствора

Производительность установок для приготовления бурового раствора определя­ется из условий, обеспечивающих своевре­менное пополнение запасов бурового раство­ра. Она может быть рассчитана по формуле:

Q=Q_ш+Q_п (1.1)

где Q - производительность установок для приготовления бурового раствора, м³/ч;

Q_ш - приращение объема выбуренной породы (шлама). м³/ч;

Q_п, - расход бурового раствора в резуль­тате поглощений в скважине и утечек при очистке бурового раствора от выбуренной породы, м³/ч.

Q_ш=F_заб*_м (1.2)

где F_заб - площадь забоя м²;

_м - механическая скорость бурения, м/ч.

Примерный объем V„ бурового раство­ра. необходимый для проводки скважины без учета поглощений и потерь за счет филь­трации:

V_бр=V_скв+V_n (1.3)

где V_скв - наибольший объем скважины, м³;

V_n - потери бурового раствора при про­водке скважины. м³.

Потери V„ возрастают с увеличением объема скважины и утечек бурового раство­ра при его очистке.

Суммарный рабочий объем емкостей для хранения бурового раствора V, находит­ся из соотношения: V_n > 3V_бр.

1.2. Выбор параметров и средств очистки буровых растворов

Очистки буровых растворов осуществляется путем последовательного удаления крупных и мелких частиц выбуренной породы и других примесей, содержащихся в поступающем из скважины буровом растворе. Для полной очистки буровых растворов циркуляционные системы оборудуются комплексом очистных устройств. Первичная очистка проводится вибрационными ситами, посредством которых удаляются крупные частицы. Мелкие частицы шлама удаляются посредством гидроциклонных сепараторов (пескоотделителя, илоотделителя и центрифуги), используемых на последующих ступенях очистки. Каждое из перечисленных устройств предназначено для удаления из бурового раствора частиц определенного размера. В частности, вибросита позволяют удалять частицы размером более 160 мкм, пескоотделители – 70 мкм, илоотделители – 50 мкм. Размер удаляемых частиц характеризует тонкость очистки раствора в данном устройстве.

В виброситах применяются сетки, у которых размеры ячеек в свету составляют: 0,16х0,16; 0,2х0,2; 0,25х0,25; 0,4х0,4; 0,9х0,9 мм. В ряде стран сортамент сеток устанавливается по числу отверстий, приходящихся на единицу длины либо площади сетки. При выборе размера ячеек сетки учитывают необходимую степень очистки, пропускную способность вибросита и плотность бурового раствора.

Технологические и конструктивные параметры гидроциклонов рассчитываются по формулам, полученным различными авторами на основе определенных допущений. Отсутствие однозначных зависимостей обусловлено многообразием факторов, влияющих на показатели работы гидроциклонов. Для расчета пропускной способности гидроциклонов, используемых в песко- и илоотделителях, наиболее приемлема эмпирическая формула М.Ш. Вартапетова

(1.5)

где Q_r – пропускная способность гидроциклона, л/с;

k_j= 0,12 – опытный коэффициент;

d_nd_c – диаметры питающего патрубка и сливной насадки, см;

D_r – диаметр гидроциклона, см;

Р_в – давление на входе в гидроциклон, МПа.

Тонкость очистки, обеспечиваемой гидроциклоном, характеризуется диаметром граничного зерна. Сепарации поддаются частицы диаметр которых больше диаметра граничного зерна. Частицы меньшего диаметра остаются в растворе и вместе с ним выносятся через сливной (верхний) патрубок. С увеличением диаметра гидроциклона возрастает его пропускная способность, а тонкость очистки ухудшается вследствие увеличения диаметра граничного зерна. В связи с этим диаметр гидроциклона в илоот­делителях меньше диаметра, гидроциклона в пескоотделителях.

Диаметр граничного зерна (в мкм) с до­статочной для практических расчетов точнос­тью определяется по формуле А. И. Поварова:

(1.6)

где k₂ = 0.5 - опытный коэффициент;

d_с,d_ш - диаметры сливной насадки гид­роциклона и шламовой насадки, см:

Т_п - содержание песка в исходном про­дукте. %;

Р_в, - давление на входе в гидроциклон. МПа;

Р_т, P_ж - плотность твердой и жидкой фаз раствора, г/см³.

На качество очистки существенно вли­яют диаметры шламовой насадки питающе­го и сливного патрубков, а также высота ци­линдрической части и угол конуса гидроцик­лона. По опытным данным приняты следую­щие оптимальные соотношения:

- диаметр питающего патрубка d_n = (0.125—0,25)D_г;

- диаметр сливного патрубка d_с = (0,25-0,50) D_г;

- диаметр шламовой насадки d_ш=(0.15—0,45)d_с;

- высота цилиндрической части гидро­циклона h₁ = (1-1.2)D_г;

- высота конической части гидроцик­лона

(1.6)

Угол конуса выбирается в зависимости от диаметра гидроциклона. При чрезмерном увеличении или уменьшении угла конуса снижается степень извлечения частиц твердой фазы и глины, характеризуемая отношением

(1.8)

где П и П₀ - содержание твердой фазы и гли­ны в буровом растворе соответственно до и после его очистки, г/л.

На эффективность очистки существен­но влияет соотношение диаметров сливного патрубка и шламовой насадки, а также дав­ление на входе в гидроциклон. Оптимальное соотношение диаметров выбирается в зависимости от физико-механических свойств бурового раствора и удаляемых частиц. Дав­ление на входе в гидроциклон зависит от по­дачи шламовых насосов, нагнетающих буро­вой раствор в песко- и илоотделитель. и диа­метра питающего патрубка. Давление на вхо­де в гидроциклон должно быть в пределах 0.4 - 0.5 МПа. При этом обеспечиваются необхо­димая степень очистки и минимальные поте­ри бурового раствора через шламовую насад­ку гидроциклона.

Требования, предъявляемые к тонко­сти очистки буровых растворов, ограничи­вают диаметр и соответственно пропускную способность гидроциклонов. Поэтому в пес­ко- и илоотделителях устанавливают не­сколько параллельно действующих гидро­циклонов. число которых определяется по формуле

П_r=Q/Q_r (1.9)

где Q и Q_r - пропускная способность пе­ско- и илоотделителя и гидроциклонов, л/с.

Практическое занятие №2

Определение реологических характеристик буровых промывочных и тампонажных растворов

2.1. Ротационный вискозиметр ВСН –3

Общие положения

Измерение реологических свойств промывочных буровых растворов в лабораторных условиях производится с помощью ротационных вискозиметров с вертикально расположенными соосными цилиндрами. Исследуемую жидкость заливают в зазор между наружным и внутренним цилиндрами с радиусом соответственно R₁ и R₂. При этом жидкость высотой L претерпевает сдвиг (L – высота внутреннего цилиндра). При вращении внешнего цилиндра с заданной угловой скоростью ω₂ через жидкость передается момент М, который должен быть измерен:

М = К·∆φ (2.1)

где М – момент, создаваемый силами трения на измерительной поверхности, Н·м;

К – упругость измерительной части прибора в Н·м на единицу угла поворота в градусах;

∆φ – угол закручивания внутреннего цилиндра в градусах.

Влияние концевых (донных) эффектов при установившемся течении жидкости в зазоре может быть устранено путем проведения опытов с цилиндрами разной длины, но одинакового диаметра. Такая методика позволяет найти истинное соотношение перепада давления на участке со сформировавшимся профилем скоростей.

Практический интерес представляет количественная оценка пристенного эффекта (π – эффекта) для режима установившегося течения исследуемых сред. Причиной этого обычно считают пристенное скольжение слоя жидкости у измерительной поверхности внутреннего цилиндра с реологическими свойствами, отличных от объемных за счет радиального расслоения. Для учета π – эффекта в ротационных реометрах необходимо проводить измерения, имея несколько подобранных определенным образом соотношений радиусов цилиндров (метод Муни). Для уменьшения влияния π – эффекта на поверхности внутреннего цилиндра вискозиметра ВСН-3 делают продольные риски и за расчетную величину R₁ принимают радиус по гребням между рисками. Однако опыты ГАНГ им. И.М. Губкина показали, что эта мера лишь ухудшает положение и обуславливает влияние величины зазора даже на результаты измерения вязкости ньютоновских жидкостей. В этих опытах удалось добиться инвариантности измеряемых величин от величины зазора для ряда растворов применением внутренних цилиндров с полированной поверхностью. Использование разработанных методов учета и количественной оценки π – эффекта обеспечивает получение инвариантных относительно геометрических размеров области течения исследуемых буровых промывочных жидкостей с погрешностью, не превышающей ± 10%.

Зная угловую скорость ω₂ и измерив момент М, можно рассчитать средний градиент скорости сдвига и среднее напряжение в жидкости τ_с по теоретическим формулам, которые являются следствием решения уравнения движения:

(2.2)

Скорость сдвига в данном случае равна градиенту скорости за вычетом угловой скорости вращения цилиндра:

(2.3)

ггде (2.4)

Имеем: , (2.5)

, (2.6)

где .

После подсчета соответствующих значений τ_с и строим зависимость τ_{с =} τ_с(). Эта зависимость принимается за уравнение испытуемой буровой промывочной жидкости.