Гидравлическая программа промывки горизонтальных скважин

Вопрос №2 "Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами"

Ответ на вопрос: «Этапы проектирования гидравлической программы промывки скважины буровыми растворами»

Гидравлической программой бурения скважин называется совокупность режимов промывки и других операций, связанных с гидравликой и обеспечивающих бурение скважин без осложнений или с минимумом осложнений, с максимально высоким качеством при заданных ограничениях по стоимости строительства скважин и выбору бурового оборудования.

Гидравлическая программа включает выбор параметров и расхода промывочной жидкости, выбор режимов промывки забоя, расчет давлений, выбор типа и число насосов и режимов их работы. Некоторые исследователи включают в гидравлическую программу также определение максимально допустимых скоростей спускоподъемных операций (СПО).

Выбор параметров промывочной жидкости

Определяется их функциями, важнейшими из которых являются создание противодавления на проходимые породы, очистка забоя от частиц шлама и вынос их на дневную поверхность. С этой точки зрения наиболее важными свойствами жидкостей, применяемых в бурении, являются их плотность, реологические и фильтрационные параметры. В ряде случаев, например, при проходке многолетнемерзлых пород (ММП) необходимо учитывать (регулировать) и теплофизические параметры промывочных жидкостей.

Правильный выбор плотности промывочной жидкости имеет исключительное значение, так как от этого во многом зависят условия разрушения горных пород, возможность предотвращения осложнений и т.д.

Для предотвращения поступления пластовых флюидов в скважину (проявления) и поглощения бурового раствора давление в скважине p_с не должно быть меньше пластового p_пл и больше давления начала поглощения (гидроразрыва) p_п с учетом гидродинамических потерь, т.е. должно выполняться условие

p_пл ≤ p_с = ρ · g · H ± Δp_гд ≤ p_п

Критерии выбора расхода определяются функциями промывочной жидкости, важнейшими из которых являются очистка забоя от выбуренной породы, транспортировка шлама на дневную поверхность, подвод энергии к гидравлическим забойным двигателям.

Кроме того, на расход промывочной жидкости накладываются ограничения — в процессе бурения не должно быть поглощения промывочной жидкости; содержание выбуренной породы в восходящем потоке промывочной жидкости не должно быть больше 3—5%, в противном случае усиливается налипание частиц шлама на бурильную колонну и стенки скважины, что может привести к прихватам.

На очистку забоя от выбуренной породы влияют давление столба бурового раствора, препятствующее отрыву частиц породы от забоя; скорость и направление гидромониторных струй; вязкость и содержание твердой фазы в промывочной жидкости и ряд других факторов.

Следует иметь в виду, что при бурении с забойными двигателями перепад давления в долоте не должен превышать 6МПа, иначе происходит достаточно быстрый износ сальниковых уплотнений и рост утечек жидкости через них.

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы буровой

Циркуляционная система буровой включает бурильные трубы и кольцевое пространство вокруг них, забойный двигатель (если он есть), долото, поверхностную обвязку насоса манифольд, стояк, буровой (грязевый) шланг, вертлюг и ведущую трубу, а также различные задвижки.

Выбор расчетной зависимости зависит от принятой реологической модели и режима течения. В турбулентном режиме, где преобладают силы инерции, для расчета потерь давления используется уравнение Дарси—Вейсбаха

Δp = λ · (l/D_r) · (U²/2) · ρ

Расчет местных сопротивлений циркуляционной системы

В циркуляционной системе бурящейся скважины имеются многочисленные элементы, в которых происходит изменение проходного сечения или направление потока. К ним относятся замковые соединения, насадки долот, задвижки, вертлюги, забойные двигатели, переводники, обратные клапаны и т.п.

Δp = a · ρ · Q²,

где a — коэффициент потерь давления.

Выбор насоса и режима его работы

Тип насосов и их число выбираются из условия обеспечения заданного (расчетного) расхода промывочной жидкости, при этом максимальное допустимое давление при выбранном диаметре цилиндровых втулок [p]; должно быть больше расчетного

n · Q_i ≥ Q_p; [p_i] > ∑Δp_j + Δρ · g · H_j,

где n — число насосов;
Q_i — производительность насоса при i-м диаметре втулок;
Q_p — расчетный расход промывочной жидкости;
Δp_j — потери давления в элементах циркуляционной системы при расходе Q_p;
Δρ — увеличение плотности промывочной жидкости в кольцевом пространстве за счет выбуренной породы.

Следует иметь в виду, что фактическая производительность насоса, как правило, меньше теоретической (паспортной). Отношение фактической производительности насоса Q_ф к паспортной Q_п называется коэффициентом наполнения

κ = Q_ф / Q_п.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Поделитесь с друзьями:

www.megapetroleum.ru

Гидравлическая программа промывки скважины

ВЫСШЕЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М.ГУБКИНА

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовая работа

на тему:

“Гидравлическая программа промывки скважины.”

Выполнил:       Проверил:

Студен гр.        проф.

ЭУ-09-3                Балаба В.И.

Веретельник И.В.

Москва 2012

Оглавление

^{Введение 3}

^{Теоретическая часть. 5}

^{1.БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ 5}

^{2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ. ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СИСИТЕМОЙ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ 7}

^{3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН. 10}

^{Практическая часть. 16}

^{1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ПРОГРАММЫ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ РОТОРНОГО СПОСОБА БУРЕНИЯ 16}

^{4. ПРИМЕРЫ. 24}

Введение

Технологический процесс промывки скважин является одним из наиболее важных процессов  в бурении. Он включает ряд технологических операций: приготовление, очистку, регулирование свойств и циркуляцию бурового раствора.

Успешная, безаварийная проводка скважин определяется прежде всего степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Было бы ошибочным считать, что это вспомогательный процесс в бурении и что его функции сводятся к выносу разрушенной долотом породы на дневную поверхность. Процесс промывки скважин включает разрушение породы и очистку забоя от обломков породы, охлаждение и смазку бурильного инструмента, транспортирование шлама на дневную поверхность и сброс его в отвал, временное стабилизирование и крепление ствола скважины, герметизацию проницаемых зон, балансирование давления на границе скважина — пласт и т.д.

Анализ технико-экономических  показателей в бурении подтверждает, что даже при использовании высокоэффективного бурового оборудования и инструмента (долот, турбобуров н т. д.) они не всегда высокие. Только хорошие технологические свойства буровых растворов и совершенная технология промывки в сочетании с современными долотами и оборудованием позволяют достичь наивысших технико-экономических показателей при проходке скважин.

В практике бурения технологический процесс  промывки скважин постоянно совершенствуется. Современные буровые установки  оснащены высокоэффективным оборудованием  для приготовления бурового раствора, многоступенчатой очистки его от шлама и газа; мощными буровыми насосами, способными развивать давление до 40 МПа. В сочетании с эффективными материалами для буровых растворов — глинопорошками, порошкообразным баритом, порошкообразными термо- и солестойкими реагентами — это оборудование позволяет бурить быстро, экономично и безопасно. Естественно, что дальнейший прогресс в бурении невозможен при отсталой технологии промывки скважин. Во многих районах мира можно увеличить скорости бурения скважин на 25—50 % только за счет применения прогрессивной технологии промывки. Никакие долота и забойные двигатели не в состоянии эффективно работать, если применяется отсталая технология промывки скважин.

Использованию этого мощного резерва в отечественном  бурении будет способствовать обобщение лучшего мирового опыта. Поэтому авторы надеются, что настоящая работа поможет производственным и проектным организациям в дальнейшем совершенствовании отечественного бурения, в значительном улучшении технико-экономических показателей проходки скважин.

       Опыт показывает, что технико-экономические  показатели проходки скважин  зависят не только от применяемого  оборудования, типа долот, режима бурения (удельная нагрузка) и частоты вращения долот, но и от способа и режима промывки, технологических свойств бурового раствора. Эта зависимость настолько существенна, что в современных условиях бурения

выбору параметров промывки и показателей свойств  раствора уделяют первостепенное внимание.

В этой курсовой работе будут  подробно  рассмотрена  гидравлическая программа промывки скважины, все ее составляющие  и  поведены технологические расчеты  при разработке гидравлической программы  промывки скважины для роторного  способа бурения.

Теоретическая часть.

1.БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

На рисунке 1 приведены основные свойства

Классификация основных свойств бурового раствора

Рис.1

На рисунке 2 представлена Классификационная  схема технологического оборудования для промывки скважины

Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины

Рис.2

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций — обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.На рисунке 3 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а так же характер их действия. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают, исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

Классификация буровых растворов.

Рис.3

2.ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ. ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СИСИТЕМОЙ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ

Повышение эффективности процесса бурения  глубоких и сверхглубоких скважин в значительной степени зависит от обоснованного проектирования гидравлической программы их промывки. Под проектированием гидравлической программы промывки скважины понимается совокупность и последовательность гидравлических расчетов циркуляционной системы, направленных на повышение эффективности бурового процесса.

Приводимая  методика предназначена для выбора рациональных режимов промывки ствола скважины  при бурении, обеспечивающих: устойчивость стенок скважины, совершенную очистку забоя и транспортировку выбуренной породы, реализацию гидромониторного эффекта, повышение механической скорости бурения за счет снижения забойного, гидродинамического давления, рациональное использование гидравлической мощности насосной установки.

Методика  позволяет определить подачу буровых  насосов, диаметр втулок насосов, диаметр  и число насадок гидромониторных  долот. Зависимости просты и доступны для расчета с помощью малой вычислительной техники.

Методической  основой алгоритма гидравлической программы является постулат об определяющем влиянии подачи буровых насосов  на эффективность гидротранспорта шлама в кольцевом пространстве скважины и связанное с этим процессом приращение эквивалентной плотности промывочной жидкости. Выбор уравнения для расчета эквивалентной плотности связан с предварительным определением режима течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины и вычислением скорости осаждения шламовых частиц при различных режимах осаждения.

Гидравлическая  программа промывки скважин должна обеспечивать достижение наивысших технико-экономических показателей, Она считается эффективной, если:

• гидравлическая мощность расходуется в основном на долоте, обеспечивая как его очистку н предупреждение повторного истирания шлама, так и максимальный гидромониторный эффект;
• обеспечен максимально полный вынос выбуренной породы к очистным устройствам;
• компенсировано пластовое давление покоящимся буровым раствором, а избыток давления на пласт за счет гидравлических потерь при циркуляции раствора (повышение эквивалентной плотности) минимальный и не вызывает поглощений или гидроразрыва пласта.

Гидравлическая  программа изменяется варьированием  геометрии циркуляционной системы, расхода бурового раствора и его свойств, характеризующихся плотностью и структурно-реологическими показателями. При заданных конструкции скважин и пластовых давлениях возможность оптимизации гидравлической программы может быть реализована путем регулирования расхода и структурно-реологических показателей бурового раствора.

В отличие  от отечественной практики за рубежом  стремятся осуществлять промывку скважины при низких скоростях циркуляции, обеспечивая в затрубном пространстве структурный режим течения, эпюра скоростей которого достаточно спрямлена. При таком режиме процесс выноса шлама менее энергоемкий и приводит к меньшей эрозии стенок скважины,

В этих условиях важнейшим фактором, определяющим эффективность выноса шлама, являются реологические свойства раствора, особенно соотношение его пластической вязкости с динамическим сопротивлением сдвигу в процессе течения.

Задачи  гидравлической программы промывки скважин:

Гидравлическая  программа промывки скважин должна обеспечивать достижение наивысших технико-экономических показателей.

Задача составления  гидравлической программы бурения:

• определение рационального режима промывки скважины,
• обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора — очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако в ряде случаев гораздо больше на скорость бурения влияет другой фактор циркуляции — гидромониторный эффект размыва забоя: с увеличением скорости истечения бурового раствора из насадок долота скорость бурения увеличивается.

Скорость и режим циркуляции бурового раствора определяют интенсивность размыва забоя потоком, значение дифференциального давления на забое, качество очистки забоя и ствола от разрушенной породы, степень размыва скважины, энергетические затраты на циркуляцию, т.е. то, что прямо влияет на скорость бурения скважин.

С повышением производительности промывки будет интенсифицироваться размыв породы на забое, улучшаться удаление шлама с забоя, при этом скорость бурения должна увеличиваться. Однако возникают и отрицательные моменты: повышается дифференциальное давление на забое за счет увеличения потерь напора в кольцевом пространстве и давления падающей на забой струи бурового раствора, интенсифицируется процесс размыва стенок ствола скважины восходящим потоком, растут энергетические затраты на циркуляцию, могут возникнуть поглощения бурового раствора.

Таким образом, при выборе гидравлической программы промывки скважины для  каждого конкретного случая должно быть принято компромиссное решение, позволяющее достичь высоких скоростей бурения при минимальных затратах на процесс бурения. При этом скорость и направление истечения бурового раствора из насадок долота, режим циркуляции под долотом в кольцевом пространстве скважины, дифференциальное гидродинамическое давление на забое — основные показатели промывки, влияющие на эффективность процесса бурения.

3. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН.

Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений, приведенных в табл. 1. Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.

Рассмотрим  более детально значимость функций  и ограничений процесса промывки скважин. Одной из важнейшей функций промывки считают разрушение забоя скважины. Это требование не является обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися режущими элементами долота.

student.zoomru.ru

Выбор гидравлической программы промывки скважины — КиберПедия

cyberpedia.su

Гидравлическая программа (программа промывки) - Нефтяник Нефтяник

Составление гидравлической, программы бурения – это всегда поиск компромисса в выборе параметров с целью оптимизации процесса и удовлетворения определенных критериев. Такими критериями могут быть гидравлическая мощность, реализуемая насадках долота, работа забойного двигателя, работа системы измерений в процессе бурения, сила удара струи бурового раствора, выходящей из насадок долота, минимальный размыв стенок скважины и т. п.

Оптимизировать все гидравлические параметры по каждому критерию невозможно, поскольку все параметры взаимосвязаны. Наиболее важными критериями являются обеспечение максимальной скорости проходки и совершенной очистки скважины. Необходимо установить, что вероятнее всего создаст наибольшие трудности: высокая твердость разбуриваемых пород, снижающая скорость проходки, или вынос шлама. От этой дилеммы зависит выбор решения, оптимизировать ли гидравлику долота с целью эффективной транспортировки шлама или силу удара струи жидкости о поверхность забоя. После того, как решение принято, нужно определить наибольший зенитный угол (на участие набора зенитного угла) и механическую скорость проходки для участка с этим зенитным углом. Это определит наихудшие условия для выноса шлама. Затем нужно выбрать забойный двигатель и систему измерения забойных параметров на основе ограничений по величине расхода промывочной жидкости и давления, характерных для этих инструментов. Совершенно очевидно, что имеется несколько диапазонов расхода жидкости и давления, при которых возможно эффективное бурение скважины.

Традиционные гидравлические программы не учитывают следующие моменты:

· Тот факт, что реальные буровые растворы не подчиняются точно различным гидравлическим моделям (бингама, степенной и т. п.)
· Влияние температуры и давления на реологические свойства раствора
· Искривление скважины
· Неровности ствола (во всех моделях стволы скважины рассматриваются как гладкий цилиндрический канал)
· Вращение бурильной колонны и способность ее вызывать спиральное течение раствора
· Эксцентричное положение бурильной колонны в скважине

Учет перечисленных факторов представляет серьезную задачу для горизонтального бурения. В значительной мере гидравлическая программа для горизонтальной скважины будет определять успешность ее бурения. Решению этих задач посвящены обширные исследования и некоторые фирмы разработали компьютерные программы на основе результатов их исследований. Однако большинство разработок несовершенны, поскольку они построены для вертикальных скважин.

Гидравлика долота.

Рисунок1 Гидравлика долота.

Использование реологических данных

Буровой раствор выполняет три наиболее важные функции:
· Очищает ствол скважины от разрушений породы
· Удерживает во взвешенном состоянии утяжелитель
· Передает гидравлическую мощность долоту

Реологические свойства промывочной жидкости могут повлиять на выполнение этих функций. Ниже рассматриваются случаи, в которых реологические свойства играют особо важную роль.

8
Апр

oilman.by

Гидравлическая программа

Буровые растворы

Принципы выбора бурового раствора для горизонтальных и вертикальных скважин одинаковы. Однако при выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки. Такими факторами являются:

• Гидравлическая программа

• Смазочные свойства раствора

• Реологические свойства

• Толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением

• Регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе

• Загрязнение продуктивного пласта

• Устойчивость стенок скважины

• Вынос шлама и размыв стенок скважины

Одним из наиболее надежных методов выбора бурового раствора для горизонтальных скважин является использование такого раствора, который успешно работал при бурении соседних вертикальных или наклонных скважин. Такой раствор служит хорошей основой для выбора. Однако для горизонтальных скважин потребуется его модифицирование.

Труднее всего обеспечить вынос шлама на участке скважины с зенитным углом 45-60° при большом диаметре ствола. В этих участках часто бывает трудно обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости, и это может обусловить необходимость применения бурового раствора с повышенными реологическими свойствами.

Компьютерные программы для расчета крутящего момента и сил натяжения могут быть средством диагностики. Можно использовать для оценки степени очистки ствола скважины от шлама. Крутящий момент и осевые силы сопротивления можно уменьшить путем применения бурового раствора с хорошими смазочными свойствами и одновременного регулирования фильтратоотдачи и коркообразования. Хорошая очистка ствола от шлама также обуславливает уменьшение крутящего момента и осевых сил сопротивления. Этому способствует вращение бурильной колонны и периодические промывки при подъеме инструмента.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию водоотдачи раствора.

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование - вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных скважин.

Гидравлическая программа

Составление гидравлической, программы бурения - это всегда поиск компромисса в выборе параметров с целью оптимизации процесса и удовлетворения определенных критериев. Такими критериями могут быть гидравлическая мощность, реализуемая в насадках долота, работа забойного двигателя, работа системы измерений в процессе бурения, сила удара струи бурового раствора, выходящей из насадок долота, минимальный размыв стенок скважины и т.п.

Оптимизировать все гидравлические параметры по каждому критерию невозможно, поскольку все параметры взаимосвязаны. Наиболее важными критериями являются обеспечение максимальной скорости проходки и совершенной очистки скважины. Необходимо установить, что вероятнее всего создаст наибольшие трудности: высокая твердость разбуриваемых пород, снижающая скорость проходки, или вынос шлама. От этой дилеммы зависит выбор решения, оптимизировать ли гидравлику долота с целью эффективной транспортировки шлама или силу удара струи жидкости о поверхность забоя. После того, как решение принято, нужно определить наибольший зенитный угол (на участие набора зенитного угла) и механическую скорость проходки для участка с этим зенитным углом. Это определит наихудшие условия для выноса шлама. Затем нужно выбрать забойный двигатель и систему измерения забойных параметров на основе ограничений по величине расхода промывочной жидкости и давления, характерных для этих инструментов. Совершенно очевидно, что имеется несколько диапазонов расхода жидкости и давления, при которых возможно эффективное бурение скважины.

Традиционные гидравлические программы не учитывают следующие моменты:

• Тот факт, что реальные буровые растворы не подчиняются точно различным гидравлическим моделям (бингама, степенной и т.п.)

• Влияние температуры и давления на реологические свойства раствора

• Искривление скважины

• Неровности ствола (во всех моделях стволы скважины рассматриваются как гладкий цилиндрический канал)

• Вращение бурильной колонны и способность ее вызывать спиральное течение раствора

• Эксцентричное положение бурильной колонны в скважине

Учет перечисленных факторов представляет серьезную задачу для горизонтального бурения. В значительной мере гидравлическая программа для горизонтальной скважины будет определять успешность ее бурения. Решению этих задач посвящены обширные исследования и некоторые фирмы разработали компьютерные программы на основе результатов их исследований. Однако большинство разработок несовершенны, поскольку они построены для вертикальных скважин.

 

 

ГИДРАВЛИКА ДОЛОТА

Рис. 1.1. Гидравлика долота.

---

Дата добавления: 2017-01-08; просмотров: 1370;

---

Похожие статьи:

poznayka.org

Гидравлическая программа - промывка - скважина

Гидравлическая программа - промывка - скважина

Cтраница 1

Гидравлическая программа промывки скважин должна обеспечивать достижение наивысших технико-экономических показателей.  [1]

В настоящее время гидравлическую программу промывки скважин составляют заблаговременно перед началом бурения, Однако предварительная программа составлена на основе многих предположений и поэтому в процессе бурения должна корректироваться.  [2]

Заключая изложение задачи расчета гидравлической программы промывки скважин, следует иметь в виду, что прямая связь параметров промывки с процессом углубления ( механического разрушения горных пород) выражается только через зависимости механической скорости от скорости движения раствора в затрубном пространстве и мощности турбобуров от величины подачи буровых насосов. Этот, на первый взгляд, упрощенный подход вызван тем. По мере накопления знаний о процессах углубления и промывки скважин принятая достаточно грубая модель может совершенствоваться.  [3]

Системный подход к расчету гидравлической программы промывки скважин в США, Канаде и ряде других стран включает следующие этапы.  [5]

Наличие указанных работ позволило составить оптимизированную гидравлическую программу промывки скважин, однако для производственных расчетов необходимо применение ЭВМ.  [7]

В зарубежной литературе все чаще появляются публикации, посвященные разработке оптимальных гидравлических программ промывки скважин и основанные на принципах системного подхода. Ламмис [74] в 1969 г. отнес к элементам гидравлической программы, которая обеспечивает эффективную промывку скважин, подачу буровых насосов, давление на входе в циркуляционную систему, зависимость подачи насосов от их мощности, а также свойства буровых растворов. Подобная программа разработана фирмой Милхем. Обычно эти программы рассчитывают на ЭВМ.  [8]

Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки скважины, но и создание условий для качественного вскрытия продуктивного пласта.  [9]

Управление режимными показателями этого процесса предполагает возможность регулирования структурно-реологических параметров буровых растворов с целью достижения оптимальной гидравлической программы промывки скважин. При этом обоснование критерия цели, а также разработка принципов контроля и регулирования вязко-пластичных и тиксотропных свойств буровых растворов являются важнейшими условиями совершенствования технологии бурения.  [10]

Обоснованные принципы системного выбора показателей свойств раствора и характеристик промывки по существу представляют собой принципы проектирования оптимизированной гидравлической программы промывки скважин.  [12]

В результате вычислений на ЭВМ получена информация, приведенная в табл. 19, 20, в которых представлены гидравлическая программа промывки скважины и оптимальный долевой состав бурового раствора.  [13]

www.ngpedia.ru

4. Пример гидравлического расчета промывки скважины

Исходные данные для гидравлического расчета сведены в табл. 7

				Таблица 7
	Наименование параметров	обозначение в формулах	Единицы физических величин	Значение (в примере)
1.	Глубина бурения
	в начале интервала	Lн	м	800
	в конце интервала	Lк ннн	м	2700
2.	Глубина залегания кровли продуктивного ро-
	пласта	Lп	м	2670
3.	Пластовое давление	Pпл	МПа	29
4.	Глубина залегания подошвы
	слабого пласта	Lс	м	2450
5.	Давление гидроразрыва	Pг	МПа	39
6.	Плотность разбуриваемых пород род	ρш	кг/m3	2400
7	Условная твердость породы	----		СТ
8	Осевая нагрузка на долото	G	кН	140
9	Механическая скорость бурения	Vм	м /с	0,01
10.	Реологические показатели мывочной жидкости: ро-
	1) динамическое напряжение
	сдвига	τ0	Па	20
	2) структурная вязкость	η	Па·с	0,027
11.Марка и количество буровых насосов
		----	шт.	1
12.	Диаметр долота	dд	м	0,2159
13.	Элементы бурильной колонны конце интервала): (в			(гидро­монитор­ное)
	1) УБТ — длина	l1	м	50
	наружный диаметр	dн1	м	0,178
	внутренний диаметр Vfy'	dв1	м	0,09
	2) УБТ — длина	l2	м	30
	наружный диаметр	dн2	м	0,159
	внутренний диаметр	dв2	м.	0,08
	3) ТБB — длина	lб	м	700
	наружный диаметр	dн	м	0,127
	внутренний .диаметр	dв	м	0,109
	4) ЛБТ — длина	l3	м	1920
	наружный диаметр	dн3	м	0,129
	внутренний диаметр	dв3	м	0.107
14.	Возможная глубина бурения принятой буровой установкой		м	свыше 5000

1. Определяем диаметр скважины d_c, исходя из размеров долота по формуле

d_с=1,05∙d_д = 1,05 • 0,2159 = 0,226 м.

2. Находим плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания необходимого противодавления на продук­тивный пласт, по формуле (2.1):

В дальнейших расчетах принимаем = 1220 кг/м^а. Проверяем по формуле (2.2) значение плотности для исклю­чения возможности гидроразрыва слабого пласта:

3. Рассчитываем коэффициенты потерь давления в эле­ментах бурильной колонны.

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в ком­поновке бурильной колонны ТБВ с наружным и внутрен­ним диаметрами соответственно 127 мм и 109 мм.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по табл. 2 в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буро­вой установки, и выбранными базовыми трубами. При буро­вой установке с глубиной бурения свыше 5000 м и базовыми трубами диаметром 127 мм коэффициент А равен 0,1176.

Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле (2.3):

Значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве находим из выражения (2.4), предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:

В данном примере используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определялся, так как при даль­нейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления насосов.

4. Расход промывочной жидкости определяем только из условии создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (ус­ловная твердость «СТ»).

По формуле (2.7), предварительно выбрав по табл. 4 V_кп равной 1 м/с и имея в виду, что наименьший наружный диа­метр бурильных труб равен 0,127 м находим

По формуле (2.8), установив по табл. 4 величину q равную 0,6 м³/с/м² , определяем

5. По наибольшему значению Q = 0,0274 м³/с выбираем втулки бурового насоса У8-6м из табл. 1.2 прилож. 1. При­нимаем втулки диаметром 160 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения β=0,9 составляет 0,0278 м³/с, a допустимое давление нагнетания Р_н равно 16.3 МПа.

6. По справочным данным [1, 3] или прилож. 2 выбираем турбобур, исходя из условий, изложенных в п. 2.6.2. Для выбора турбобура предварительно находим момент М_р, по­требный для вращения долота диаметром 215,9 мм и разру­шения породы с условной твердостью «СТ» по формуле (2.13):

Необходимые коэффициенты выбираются по табл. 5 и 6 в зависимости от условной твердости пород и диамет­ра долота.

Принимаем турбобур типа ЗТСШ1-195 с числом ступе­ней 306, который при работе в оптимальном режиме на про­мывочной жидкости плотностью р_с=1200 кг/м³ создает мо­мент М_тн=1550 Н·м при расходе Q_тн = 0,030 м³/с и перепаде давления Р_тн = 4,5 МПа.

Находим крутящий момент у выбранного турбобура при принятом расходе Q = 0,0278 м'/с и плотности жидкости р = = 1220 кг/м³ по соотношению (2.12):

Момент на турбобуре больше момента, потребного для разрушения породы. Следовательно, турбобур 3ТСШ1-195 может использоваться для бурения данного интервала. По соотношению (2.10) находим коэффициент потерь давления К_т, в этом турбобуре:

Найдем перепад давления в турбобуре Р_т но формуле (2.11):

что значительно меньше допустимого давления нагнетания Р_н насоса У8-6м на втулках 160 мм.

7. Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивле­ний при движении жидкости по трубам и в кольцевом пространстве

Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБВ) по формуле (2.14):

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса по формуле (2.15) с учетом заданных показателен промывочной жидкости:

Поскольку число >2300, то режим течения турбулент­ный и величину находим по формуле (2.16):

Вычисление также начинаем с определения скорости те­чения жидкости в кольцевом пространстве по формуле (2.18), зная что наружный средневзвешенный диаметр d_н = 0,1297 м (подсчитан ранее при нахождении коэффициента Е):

Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле (2.19):

Полученное значение <1600, следовательно, режим те­чения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле (2.21):

8. Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала по формуле (2.22), имея в виду, что в компоновку бурильной колонны, кроме базовых труб (ТБВ) и их замков, входят два типо­размера УБТ и ЛБТ с замками:

Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБВ с на­ружным диаметром 127 мм по формуле (2.23) (для соеди­нения таких труб применяются замки ЗУ-155 длиной = 0,526 м и минимальным внутренним диаметром = 0,095 м [1]:

Аналогично находим эквивалентную длину замка у ЛБТ с наружным диаметром 129 мм (для их соединения приме­няются замки ЗЛ-152 длиной 0,445 м с минимальным внут­ренним диаметром 0,095 м [1]):

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала L_эк , используя рассчитанные эквивалентные длины замков, и размеры элементов бурильной колонны, взятые из табл. 7:

При бурении в начале интервала длина бурильной колон­ны составляет 800 м. Колонна состоит из TБB длиной 720 м, замков ЗУ-155 и двух типоразмеров УБТ длиной 50 м и 30 м. Тогда ее эквивалентная длина в начале интервала

9. Определим потери давления в циркуляционной систе­ме в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле (2.24):

10. Рассчитаем резерв давления на долото по формуле (2.26):

11. Вычислим возможную скорость движения в промы­вочных отверстиях долота по формуле (2.27) при x = 0,95;

Так-как близко к 70 м/с и перепад давления Р_д<12 МПа, бурение данного интервала возможно с использованием гид­ромониторного эффекта.

12. Приняв = 66 м/с вычисляем потери давления в до­лоте по формуле (2.28):

13. По графику, приведенному на рис. 2, определяем утечки Q_y в зависимости от полученного значения = 2,94 МПа и находим площадь промывочных отверстии до­лота но формуле (2.29):

Q_y=0,0004 м³/с

14. Диаметр насадок (принимая их количество n=3) на­ходим по значению используя формулу (2.30):

Полученный размер насадки сравниваем с имеющимися стандартными у долота 215,9 мм (см. табл. 3). Выбираем ближайший диаметр, равный 13 мм, и определяем по формуле (2:31) скорость движения жидкости в насадке нового диаметра, а по формуле (2.28) возникающий перепад давле­ния:

15. Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:

16. Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала:

Величина коэффициента загрузки К_к<1,15 и является до­пустимой.

17. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давлении.

Вычисляем гидростатическое давление по формуле (3.1):

Вычисляем гидростатическое давление с учетом заданной плотности шлама ρ_ш =2400 кг/м³ и механической скорости бурения V_м =0,01 м/с по формуле (3.2):

18. Строим график (см. рис. 3) распределения давления в циркуляционной системе в соответствии с изложенными пра­вилами.

библиографический список

1. Иогансен К. В. Спутник буровика. — М.: Недра, 1981.

2. Справочник инженера по бурению /Под ред. 13. П. Мищевича. Н. А. Сидорова, — М.: Недра, 1973. Т. 1, 2.

3. Шумова 3. П., Собкина И. В. Справочник но турбобурам. — М.: Недра, 1970.

4. Методическая разработка по гидравлическому расчету промывки скважины при бурении с применением ЭВМ/Сост. В. М. Вязелыциков, И. Г. Минакова. — Куйбышев: КПтИ, 1981.

5. Стетюха Е. И. Гидродинамические расчеты и бурении. — Киев: Техника. 1981.

6. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера но буре­нию. — Щ Недра, 1985.

7. Тарасевич В. И. Определение оптимального расхода промывочной жидкости при турбинном бурении нефтяных и газовых скважин. — Куйбышев: КПтИ, 1957.

20

studfile.net

Рис. 1. Схема гидравлического расчёта промывки скважины 1

Расчёта цементирования обсадной колонны

Расчёта цементирования обсадной колонны проф. А.С. Повалихин ель расчёта цементирования обсадной колонны заключается в определении: - объёма буферной жидкости; - объёма тампонажного раствора; - количества

Подробнее

Композитная скважина Д.А. Миронов

Композитная скважина Д.А. Миронов Анализ строительства 40 скважин с горизонтальным окончанием ствола на пашийский горизонт показал, что средняя продолжительность строительства составляет 55 60 сут, стоимость

Подробнее

ФОНД ОЦЕНОЧНЫХ СРЕДСТВ

ФОНД ОЦЕНОЧНЫХ СРЕДСТВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЕЖУТОЧНОЙ АТТЕСТАЦИИ К РАБОЧЕЙ ПРОГРАММЕ ДИСЦИПЛИНЫ «ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН» Направление подготовки 21.06.01 Геология, разведка и разработка полезных

Подробнее

УДК

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «КАПИТАЛЬНЫЙ И ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН» Методические указания

Подробнее

Осциллятор ОСЦ

Осциллятор ОСЦ-120 2018 2 Введение Осложнения, возникающие при бурении сложных профилей, наклонно-направленных и горизонтальных скважин: невозможность обеспечения необходимой и плавной нагрузки на долото;

Подробнее

Геонавигация в бурении

Национальный исследовательский Томский политехнический университет Институт природных ресурсов Кафедра бурения скважин Геонавигация в бурении Курс лекций Автор: Епихин А.В. ст. преп. каф. бурения скважин

Подробнее

Стандартизация Российской Федерации

Некоммерческое партнерство содействия организации бурения скважин на воду «Объединение бурильщиков на воду» Стандартизация Российской Федерации Утверждаю: Председатель Наблюдательного совета НП "Объединение

Подробнее

Рис. 1. Общий вид буровой установки Bentec

УДК 622.01 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ И ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПРИПЯТСКОГО БАССЕЙНА Зайцев М.С., Долгих М.П., Басалай Г.А. Белорусский национальный технический

Подробнее

Основы нефтегазопромыслового дела

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основы нефтегазопромыслового дела

Подробнее

УДК :

Министерство образования и науки Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет Кафедра бурения ИНСТРУКЦИЯ по эксплуатации программы «Reogidravpro» для разработки реогидравлической

Подробнее

Назначение и конструктивные особенности

КАТАЛОГ ПРОДУКЦИИ Назначение и конструктивные особенности Двигатели Д, ДР предназначен для бурения наклонно-направленных и вертикальных нефтяных и газовых скважин с использованием промывочной жидкости

Подробнее

Новые буровые технологии ООО «БК ПНГ»

1 Новые буровые технологии «БК ПНГ», снижающие риски потери целостности ствола скважины: «БУД» и «СНЦ». Введение Одним из важных вопросов бурения нефтяных и газовых скважин является своевременное предотвращение

Подробнее

А. Р. Исхаков (институт «ТатНИПИнефть»)

Расхаживание эксплуатационных колонн при цементировании скважин А. Р. Исхаков (институт «ТатНИПИнефть») Вследствие невертикальности даже «вертикальных» скважин после спуска обсадной колонны она прилегает

Подробнее

Л.А. АХУНДОВА МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА Государственное бюджетное образовательное учреждение среднего профессионального образования Ямало-Ненецкого автономного округа «МУРАВЛЕНКОВСКИЙ

Подробнее

stream velocity УДК (075)

"Проблемы и перспективы развития геологического кластера: образование-наука-производство": Труды международной научно-практической конференции,посвященной 80-летию со дня рождения Каратая Турысова,Алматы.

Подробнее

БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УТВЕРЖДАЮ Ректор С.В. Абламейко Регистрационный УД- /б. МЕТОДИКА БУРОВЫХ РАБОТ Учебная программа учреждения высшего образования по учебной дисциплине для специальности:

Подробнее

НАЗНАЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТИ

НАЗНАЧЕНИЕ ЗАБОЙНЫЕ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ГКС С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ КАНАЛОМ СВЯЗИ ПРЕДНАЗНАЧЕНЫ ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Подробнее

- du/dy t = t-20 1/(t2 - t1) ln ( t2/ t1),

Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет Л. Н. Раинкина Методические указания к выполнению лабораторной работы Ухта 2000 ББК 22.253 Я7 Р18 УДК 532.076.

Подробнее

ходе эксперимента, оценить абразивный износ промывочной жидкости на эластомер, оценить деформацию эластомера от действия ротора ВЗД, начать поиск

РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа содержит 115 с., 40 рис., 42 табл., 43 литературных источников, 2 прил. Ключевые слова: бурение, скважина, нефть, ВЗД, эластомер, температура, буровой раствор.

Подробнее

Нефтегазовое дело, 2006

УДК 5.56:57.868 РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОМ НАГРЕВЕ Хайдар А.М. Башкирский государственный университет Приведены результаты теоретических исследований возможности

Подробнее

Д.А. Миронов (институт «ТатНИПИнефть»)

Эффективность применения наддолотного Д.А. Миронов (институт «ТатНИПИнефть») 1. Введение Демпфер наддолотный ДН-197 предназначен для гашения осевых вибраций, разработан в ТатНИПИнефть в сотрудничестве

Подробнее

В.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)

Повышение эффективности разработки низкопроницаемых турнейских отложений многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием на примере участка Бавлинского месторождения В.В. Ахметгареев (институт «ТатНИПИнефть»)

Подробнее

Д.В. Максимов (институт «ТатНИПИнефть»)

Локальное крепление боковых стволов Д.В. Максимов (институт «ТатНИПИнефть») Наиболее перспективным направлением восстановления старого фонда скважин является бурение дополнительных боковых стволов (БС)

Подробнее

НАУЧНО- ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Я НАУЧНО- ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ НАУЧНО- ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ НПП "АЗИМУТ" создано в 1988 году на базе Уфимского нефтяного института для ускорения внедрения передовой техники и технологий на предприятиях

Подробнее

docplayer.ru

DiPC Engineer гидравлические расчеты бурения

 

DiPC Engineer - гидравлические расчеты при бурении скважин
гидравлический расчет промывки скважины

DiPCEngineer® – это прикладное программное обеспечение, позволяющее произвести гидравлический расчет циркуляционной системы при бурении скважины любой геометрии (в том числе наклонных, горизонтальных) и конфигурации. Алгоритмы расчетов основаны на методиках Е.Г. Леонова и В.И. Исаева для различных реологических моделей промывочной жидкости.

 

Преимущества

• Оперативный анализ ЭЦП при бурении (с шламом) и циркуляции
• Прогнозирование безопасного проведения спускоподъёмных операций
• Расчет потерь давления для углеводородных буровых растворов по реальной кривой течения
• Оптимизация режима промывки для долота
• Расчет объемов бурового раствора и времени циркуляции
• Анализ давлений при варьировании расхода бурового раствора
• Готовый отчет в текстовом файле для передачи заказчику

Особенности

• Автономный процессорный ключ защиты ПО SenseLock– гарантия информационной безопасности
• Шаг расчета 30 см позволяет отследить каждый элемент колонны и каждый проблемный пропласток
• Графический вывод результатов по глубине и стволу скважины

Применение

• Любые конструкции и геометрии скважин (профили с седлом)
• Любые типы буровых растворов с индивидуальными кривыми течения
• Высокотемпературные скважины
• Подходит и для проектирования и для оперативного анализа процесса бурения

Гидравлический расчет циркуляционной системы в процессе бурения подразумевает под собой определение оптимального расхода промывочной жидкости и ее физических свойств (плотность, параметры реологической модели) для обеспечения выноса шлама, предотвращения нефтегазоводопроявлений и поглощений бурового раствора.

Процесс работы в ППО DiPCEngineer включает в себя несколько этапов:

• занесение исходных данных,
• проведение расчета, анализ,
• вывода результата отчета в файл и окно программы.

Первый этап задания исходных данных разбит на отдельные блоки: занесение геологических данных, профиля скважины, её конструкции, значений рассчитываемого режима бурения скважины, свойств промывочной жидкости, параметров компоновки низа бурильной колонны и наземной обвязки. Блочная система занесения исходных данных позволяет интегрировать общие исходные данные для разных расчетов, что сокращает время работы в программе. Данная опция может быть полезной для кустовых площадок с одинаковым геологическим строением, схожими компоновками, наземной обвязкой и т.п.

При работе с программой особое внимание нужно уделять качеству исходных данных, которое напрямую влияет на точность результата расчета. Перед непосредственным расчетом в ППО DiPCEngineer выполняется блок проверки внесенных значений каждого раздела. Блок проверки помогает пользователю быстро выявить неточность в начальных параметрах моделируемой скважины.

 

ППО DiPCEngineer разработано не только для проектных организаций, но и для полевых инженеров с целью проведения оперативных расчетов в процессе бурения скважины.  Программа позволяет пользоваться пополняемой базой данных различных элементов бурильной  колонны и обсадных труб, что сокращает время работы в ППО DiPCEngineer.

В качестве результата расчета ППО DiPC Engineer формирует графики распределения манометрического давления по стволу скважины как в бурильной колонне, так и в кольцевом пространстве. В графическом виде  выводятся значения индекса очистки ствола скважины, градиенты давлений, азимут траектории. Формируются таблицы с потерями давления на каждом элементе инструмента и прочее. Все расчётные данные выводятся в окно программы и отчетный текстовый документ, готовый к распечатке и подписанию. Текстовый документ можно редактировать, вставлять в проектную или отчетную документацию, требуемую заказчиком.

           

В июле 2018 года был выпущен пакет обновления программы, дающий существенное улучшение функционала программы. Изменения и дополнения функционала коснулись следующего:

• Добавлен расчет оптимизации долота
• Модифицирован расчет по модели Гершеля-Балкли
• Модифицирован расчет по Шведову-Бингаму (уточнение коэффициентов при расчете коэффициентов сопротивления)
• Добавлен расчет по степенной модели Оствальда
• Добавлена выгрузка и загрузка проекта целиком в и из одного файла
• Программа переведена на английский язык
• Добавлена база данных проектов
• Для всех реологических моделей:

       - учет сжимаемости бурового раствора,
       - учет термического расширения бурового раствора,
       - расчет температуры бурового раствора по стволу скважины при циркуляции,
       - расчет свойств бурового раствора по стволу скважины,
       - расчет гидростатики с учетом сжимаемости и термического расширения,
       - справочник параметров для термических расчетов,
       - поэлементный расчет всех параметров и давлений, вывод в таблицу и в Excel,
       - вывод любого графика в отдельное окно (двойной щелчок) для увеличенного просмотра,
       - изометрическая визуализация профиля.

Кроме того, более удобным стал и интерфейс программы, который избавился от лишних действий оператора по подтверждению введенной информации. Программа дополнена многочисленными проверками вводимых данных, что позволяет оператору быстро вносить коррективы до запуска процедуры расчёта. Наиболее значимые изменения интерфейса состоят в следующем:

• Нет необходимости сохранять и добавлять в расчет данные на каждой вкладке
• При заполнении КНБК и бурового раствора теперь вы видите активный интервал конструкции и параметры режима бурения скважины
• При работе с КНБК заблокировано заполнение избыточных данных об элементах
• Программа производит автоматическую сортировку и пересчет данных по геологии, профилю и КНБК при переходе с соответствующих закладок
• Наличие базы данных всех проектов и возможности выгрузки целого проекта в отдельный файл
• Просмотр данных при загрузке ранее сохраненных закладок

Программа формирует отчёт в формате MS Word. Содержание отчёта может быть настроено по желанию заказчика. Кроме того, в обновлённой версии программы доступна функция выгрузки всех исходных данных и полной таблицы результатов в MS Excel.

     

ППО DiPC Engineer зарегистрировано в Федеральном институте промышленной собственности.
Свидетельство № 2015661304

nedratest.ru

Гидравлический расчёт скважины

Приложение для инженера по буровым растворам.

 

- приложение для операционной системы     -      Windows 7 – Windows 10, - объём необходимой памяти 100 Мб, - приложение работает с локальной базой данных, без необходимости доступа к сети интернет, - программа предоставляет возможность экспортировать отчёты в Excel, - возможность сохранять рабочие проекты в файлы с расширением geofpro  *.gfp, - в базе данных 85 химических реагентов, - 123 различных рецептур буровых растворов, - 47 типов горных пород, - встроенные справочники бурильных и обсадных труб, типоразмеров долот и убт, - простая и понятная структура программы, «дружелюбный» интерфейс.

 

 

GEOFPRO Fluid: Все расчёты и отчётность в одном приложении. Вам не нужны разные программы для расчёта отдельных параметров и сложные расчёты в Excel. Вам не нужен Excel. Отчётность на разных постах в одном формате. Для заказчика возможность получать отчётность от подрядчиков в единой базе данных. Контроль расхода химических компонентов, поддержка адресного хранения. Данные суточного рапорта сохраняются в базе данных.

 

Инженерные расчёты при приготовлении буровых растворов. Подготовка программы по буровым растворам.

Отчётность по буровым растворам, составление суточных и недельных рапортов, различные виды отчётов.

 

Проектирование скважин. Подготовка программы бурового раствора.

Для выбора оптимальных параметров бурения скважины, необходимо применение современного программного обеспечения. Компьютерный анализ скважины поможет добиться более высоких показателей бурения, внести изменения в программу буровых работ на основе появляющейся информации. Компьютерная программа поможет подобрать оптимальные параметры бурового раствора и свойства бурового раствора.

Анализ конструкции скважины.

При помощи программы GEOFPRO Fluid инженер по буровым растворам без труда определит необходимый объём бурового раствора для каждого интервала скважины, оптимизирует расход химических компонентов бурового раствора.

Инженерные расчёты при приготовлении буровых растворов.

Программа поможет выполнить расчёты при приготовлении буровых растворов. Более подробная информация в нашей презентации.

Формирование отчётности.

При помощи программы фиксируются все изменения параметров бурения скважины, фиксируется расход химических реагентов. Удобное меню вода данных, простота в работе с журналами и различными видами отчётов по программе буровых растворов.

Выбор рецептуры бурового раствора в зависимости от фактического геологического разреза скважины.

Справочник химических реагентов содержит более 200 наименований. Программа GEOFPRO Fluid предложит различные рецептуры бурового раствора в зависимости от геологического разреза скважины.

 

Гидравлический расчёт скважины.

Гидравлический расчёт поможет предупредить возможные аварии связанные с процессом промывки скважины. При помощи программы производиться расчёт эквивалентной циркуляционной плотности в открытом стволе и на забое скважины, потери давления на разных участках скважины, и т.д.

 

 

 

Отчётность по буровым растворам.

 

 

В программе ввод данных разбит на блоки: - общая информация по скважине (местонахождение, тип буровой установки, буровые насосы и т.д.), - параметры скважины (глубина бурения, осевая нагрузка на забой, частота вращения инструмента, диаметр бурения и т.д. ), - параметры промывки скважины (плотность раствора, вязкость, СНС, объём раствора в рабочих ёмкостях и т.д.), - статистика расхода химических реагентов, и т.д. Указывается дата и время записи, фамилия инженера, название скважины. К каждому из четырёх разделов привязана определённая таблица с данными. На основании этих таблиц происходит формирование отчётности.

 

Суточный или недельный рапорт по скважине, отчёт за всю скважину, формируется нажатием нескольких кнопок на  рабочей панели программы.

Вся отчётность при необходимости может быт экспортирована в Excel.

В отличие от 1С, в отчётность программы GEOFPRO Fluid интегрирован расчётный блок (расчёт гидравлики скважины, анализ условий выноса шлама и т.д.). В суточный рапорт импортируются данные расчёта гидравлики, объёмов скважины, время цикла промывки и т.д. по фактической глубине скважины на данный момент времени.

В программу встренна возможность сформировать следующие отчёты:

 

Общий отчёт (журнал)

Отчёт за указанный промежуток времени, формирование суточного и недельного рапорта

Расход химических реагентов и компонентов бурового раствора за определённый промежуток времени

Отчёт по скважине. В подменю выбирается определённая скважина, по которой создаётся рапорт

Расчёт расхода компонентов на заданную скважину.

 

 

 

В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки — обеспечение эффективного процесса бурения скважин — включает в себя сохранение как устойчивости стенок скважин, так и керна.

 

 

Приложение будет полезно:

сервисным компаниям по буровым растворам,

службам супервайзинга при бурении скважины,

проектным организациям,

предприятиям, занимающимися автоматизацией процесса бурения скважины,

разработчикам профильного ПО.

 

 

 

для получения презентации программы GEOFPRO Fluid отправьте запрос на адрес [email protected]

 

 

Не успеваете подготовить отчётность или программу промывки?

 

Подготовим для Вас гидравлическую программу промывки скважины: расчёт условий выноса шлама и очистки забоя скважины, расчёт потерь давления, совмещённая диаграмма потерь давления и ЭЦП на забое скважины и на башмаке обсадной колонны, анализ транспортной эффективности восходящего потока бурового раствора, расчёт давлений свабирования и поршневания, объём раствора в скважине, объём раствора вытесняемый буровым инструментов, расчёт времени цикла промывки скважины, скорость потока промывочной жидкости.

Для оформления заявки на расчёт свяжитесь с нами любым удобным для Вас способом.

 

Профессональный сервис по очистке бурового раствора.

промывочные жидкости;

очистные агенты скважины;

 

Оптимальный процесс промывки скважин обеспечивается правильным сочетанием вида бурового раствора, режима промывки (подачи насоса) и организационных мер по поддержанию и регулированию свойств раствора в процессе бурения. Только такое сочетание позволит эффективно реализовать технологические функции процесса промывки. Устойчивость горных пород во многом связана с обеспечением непрерывной циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения при наличии в геологическом разрезе проницаемых горных пород. В зависимости от пластового давления и применяемого промывочного агента могут происходить поглощение промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция. Поглощение промывочной жидкости (бурового раствора) удорожает, а подчас делает невозможным бурение скважины. Водопроявление ухудшает качество промывочной жидкости в процессе циркуляции, приводит к дополнительному экологическому загрязнению. Неустойчивая циркуляция осложняет технологию бурения, поддержание качества жидкости, ее регулирование. Поглощения бурового раствора делятся на частичные и полные. Проницаемые зоны классифицируются по величине коэффициента, характеризующего проницаемость зоны в процессе бурения.

 

 

 

Журнал контроля параметров бурового раствора.  Журнал отчётности включает сбор и анализ различных параметров бурового раствора, эцп бурового раствора, вязкость бурового раствора, плотность бурового раствора, днс бурового раствора, эцп скважины.
Программа позволяет производить контроль параметров буровых растворов, расчет плотности бурового раствора.
Плотность бурового раствора . Плотность бурового раствора это масса единицы объема. С повышением плотности промывочной жидкости уменьшается механическая скорость бурения, возрастает устойчивость стенок скважины.
Контроль параметров бурового раствора при бурении скважины.
Эцп бурового раствора не должно превышать градиент гидроразрыва пласта.
Вязкость бурового раствора.
С повышением вязкости качество очистки ухудшается, механическая скорость бурения падает, увеличиваются гидравлические сопротивления.
ДНС бурового раствора, ЭЦП скважины, контроль параметров буровых растворов, журнал контроля параметров бурового раствора, расчет плотности бурового раствора.
Статическое напряжение сдвига. Величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора при выводе его из состояния покоя.
С ростом параметра уменьшается механическая скорость бурения, повышаются начальное давление бурового насоса и способность раствора удерживать частицы выбуренной породы и утяжелителя, снижается интенсивность поглощения в тонко- и средне трещиноватых породах.
Динамическая (абсолютная) вязкость. Величина, характеризующая темп роста касательных напряжений в буровом растворе, подчиняющемся закону течения Ньютона.
Эквивалентная плотность бурового раствора, циркуляционная плотность бурового раствора, расчет плотности бурового раствора, потери давления в скважине.
Расчет гидравлики скважины, гидравлические расчеты при бурении, программа по буровым растворам, программа промывки скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контакты:

 

 

 

 

 

Москва, 2020.

 

geofpro.com

---

Смотрите также

• 
  Артезианская скважина видное
• 
  В скважине засосало насос что делать
• 
  Скважина на глубокий песок
• 
  Что делает оператор газовых и нефтяных скважин
• 
  Бурение на воду под ключ
• 
  Насос для выкачки воды из скважины
• 
  Лицензирование скважин в снт 2017
• 
  Алмазное бурение фундамента
• 
  Что такое зеркало воды в скважине
• 
  Первая нефтяная скважина
• 
  Как определить место под скважину