Расчет эцп в бурении формула

Расчет эцп - ЭЦП 2.0

На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС). Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП. Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов. Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

Актуальность работы

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине. Эта сила выражается как плотность бурового раствора, которая вызвала бы гидростатическое давление, эквивалентное такому давлению.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2016–2017 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора (РУО BETA IMAX 1001–1005 кг/м3) интенсивностью 0,3–0,9 м3, также поглощение отмечалось во всех остальных горизонтальных участках (№ 1, 4, 5 и 5). Суммарное поглощение бурового раствора составило 6 м3. Одной из возможных причин осложнения является высокое значение ЭЦП, что привело к уменьшению проектной плотности БР на следующую многозабойную скважину этого же месторождения до 999–1010 кг/м3. скважина 1270Г — зафиксировано поглощение БР в объёме 24 м³, плотность БР составляла 1018 кг/м³, выявлено набухание глинистых отложений. Скважина 1292Г — потеря давления при нагрузке на долото, ввод кольматирующей пачки, суммарное время НПВ 20 ч.

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2016–2017 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

Теоретическая основа влияния эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора на открытый ствол скважины

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины. Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

Инженерный расчет буримости осложненных скважин

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

p_б.р_— плотность бурового раствора;

p_г.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеP_h — точка перехода гидростатики в динамику;

P_f — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

D_tvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально. Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

Описание способов определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления скрытого пласта. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение. Согласно расчётам в ПО «WellPlan», из-за реологических свойств бурового раствора и особенностей конструкции скважины (малый диаметр кольцевого пространства) эквивалентная циркуляционная плотность варьируется в пределах от 1250–1500 кг/м³, в то время как градиент ГРП равен 1,52 кг/м³. Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к притоку пластового флюида. В то же время потеря циркуляции ведёт к снижению уровня раствора и гидростатического давления в скважине, что опять приводит к притоку (проявлению) пластового флюида.

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности. Результаты показывают, что «зона неопределённости ЭЦП» составляет 5 %. Осложнений, связанных с высоким значением эквивалентной циркуляционной плотностью, выявленно не было, что подверждают результаты расчёта по формулам и в программном продукте.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта. Присутствует риск не добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости для дальнейшего углубления скважины и достижения проектной глубины.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений. При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Таблица 4

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4). «Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны. Следующие скважины: 1069Г, 1044Г и 1360Г показывают точно такой же результат. Диаграмма (рисунок 4) отображена с учётом погрешности в 5 %.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины. В среднем, время подъёма инструмента от забоя составляет 40–60 секунд на свечу, сокращение этого времени приведёт к критическому значению ЭЦП (рисунок 5).

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

Влияние ЭЦП на открытый ствол скважины

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу. В процессе разрушения горной породы происходит увеличение каверны в интервале залегания аргиллитов, что подтверждают результаты кавернометрии.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Таблица 5

Результаты лабораторных исследований

Методика управление эквивалентной циркуляционной плотностью

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Используем вышесказанное, при расчёте в ПО «WellPlan». На примере скважины 1292Г куста № 17, где было зафиксировано поглощение бурового раствора (ПГК плотностью 1160 кг/м³) и расчётное ЭЦП составило1343 кг/м³. Расчёт производится в «фактическом кейсе», с использованием режимов и диаметров из данных супервайзера. Так, при изменении некоторых входных расчётных параметров удалось добиться изменения значения ЭЦП.

Таблица 6

Параметры расчёта

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

Мировой опыт влияния иконтроля за ЭЦП

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

Рис. 9. Система БРД

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м³/мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

При бурении удалось добиться поддержания ЭЦП в пределах 0,78–0,82 г/см³ при подаче бурового раствора 11 л/с и производительности азотных установок 20м³. Главную роль в определении ЭЦП сыграл газовый расходомер.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м³/1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м³/1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов. После этого проведены расчёты с использованием программного обеспечения для диаметров 89 мм, 102 мм и 127 мм. Результат показал, что при уменьшении наружного диаметра соединения на 5 % возможно уменьшить значение ЭЦП на 10 %.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах. При СПО происходит уменьшение ЭЦП на 15 %. Расчётом доказано, что значение ЭЦП может быть ниже «границы порового давления», что в свою очередь может привести к осыпям стенок ствола скважины.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Источник

ezp20.ru

Эцп в бурении что это такое

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

1	Стояк/верхний привод/ведущая труба
2	Бурильные трубы
3	УБТ
4	Скважинный инструмент
5	Насадки долота
6	Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна
7	Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Таблица 2

Скважины с осложнениями

Куст	Скважина	Осложнение
29	1069Г (РГС 5)	поглощение БР
17	1292Г	поглощение БР
17	1270Г	поглощение БР

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора (РУО BETA IMAX 1001–1005 кг/м3) интенсивностью 0,3–0,9 м3, также поглощение отмечалось во всех остальных горизонтальных участках (№ 1, 4, 5 и 5). Суммарное поглощение бурового раствора составило 6 м3. Одной из возможных причин осложнения является высокое значение ЭЦП, что привело к уменьшению проектной плотности БР на следующую многозабойную скважину этого же месторождения до 999–1010 кг/м3. скважина 1270Г — зафиксировано поглощение БР в объёме 24 м3, плотность БР составляла 1018 кг/м3, выявлено набухание глинистых отложений. Скважина 1292Г — потеря давления при нагрузке на долото, ввод кольматирующей пачки, суммарное время НПВ 20 ч.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

Теоретическая основа влияния эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора на открытый ствол скважины

Инженерный расчет буримости осложненных скважин

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

(2)

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

(3)

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

pб.р — плотность бурового раствора;

pг.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

(4)

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гд

chemzanyatsya.ru

Расчет гидродинамических потерь давления | FluidsPro

Циркуляционная система скважины
Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим полные потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке). На Рис. 23 приведена схема циркуляционной системы скважины, а на Рис. 24 — соответствующая схема, иллюстрирующая изменение площади сечения каждого интервала. Интервалы циркуляционной системы перечислены в таблице ниже (принципиально, каждый интервал можно разделить на любое количество под интервалов).

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:
Р_общ = Р_{назем.оборуд} + Р_БК + Р_долото + Р_{кольц.простр}.
Каждое из слагаемых можно подразделить еще на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений.

Потери давления в наземном оборудовании
Потери давления в наземном оборудовании — это потери в интервале между манометром стояка и бурильными трубами. Данный интервал охватывает следующее оборудование: стояк, рукав ведущей трубы (грязевой шланг), вертлюг, ведущая труба или верхний привод. Для расчета потери давления в наземном оборудовании следует использовать формулу API для расчета потерь давления в трубах.

Стандартная геометрия для наземного оборудования приведена в таблице ниже.

Обвязка системы верхнего привода
В настоящее время не существует единого стандарта на обвязку верхнего привода. Обвязка большинства верхних приводов состоит из стояка длиной 86 футов (26,2 м) и грязевого шланга длиной 86 футов (26,2 м) с внутренним диаметром 3,0 дюйма либо 3,8 дюйма. Следует отметить, что почти все буровые установки используют различные S-образные стояки.

Потери давления в бурильной колонне
Для расчета потерь давления в бурильной колонне нужно суммировать потери во всех интервалах бурильной колонны, включая потери в бурильных трубах, утяжеленных бурильных трубах, забойном двигателе, в телеметрическом оборудовании (MWD/LWD/ PWD), а также в любом другом внутрискважинном оборудовании.

Коэффициент гидравлического сопротивления труб
Перед вычислением потерь давления следует вычислить коэффициент гидравлического сопротивления труб (fp), используя соответствующие формулы для ламинарного или турбулентного режимов течения. Коэффициент гидравлического сопротивления характеризует сопротивление труб течению жидкости. В данных расчетах для всех видов труб предполагается, что шероховатость внутренних стенок одинакова.

Потери давления в бурильной колонне
Количество интервалов для расчета потерь давления в бурильной колонне (в том числе в УБТ) зависит от того, сколько типов труб с различным внутренним диаметром используется. Длиной интервала считается такая длина колонны труб, на протяжении которой внутренний диаметр колонны остается неизменным. Для расчета потерь давления в каждом интервале бурильной колонны используется следующее уравнение:

где:
Vp = скорость потока (футы/мин)
D = внутренний диаметр труб (дюймы)

ρ = плотность раствора (фунты/галлон)
L = длина интервала (футы)
Потери давления в забойном двигателе и телеметрическом оборудовании
Если бурильная колонна содержит забойный двигатель, систему для измерений в процессе бурения (MWD), систему для каротажа в процессе бурения (LWD), систему для измерения давления во время бурения (PWD), турбину или толкатель, то потери давления в этих элементах бурильной колонны следует включить в расчет суммарных потерь давления. Данные потери могут существенно изменить величину давления раствора на выходе из насадок долота и характер течения раствора вокруг долота. Потери давления в системах MWD и LWD варьируются в широком диапазоне в зависимости от плотности бурового раствора, его реологических свойств, подачи насосов, конструкции, размеров и скорости передачи данных указанного телеметрического оборудования. Указываемые иногда на оборудовании величины потерь давления могут оказаться ниже фактических, так как обычно тарировка оборудования производится не на буровом растворе, а на воде. Потери давления в забойном гидравлическом двигателе (Moyno), толкателях и турбинах выше, чем потери в телеметрическом оборудовании, и зависят от еще большего количества факторов. Увеличение осевой нагрузки на долото приводит к увеличению крутящего момента и потерь давления на двигателе. Потери давления в турбине пропорциональны объемному расходу и плотности бурового раствора, а также количеству ступеней турбины. Потери давления в забойных гидравлических двигателях невозможно рассчитать по формулам — информацию о потерях давления можно получить у производителя оборудования.

Потери давления на долоте (потери давления в насадках долота)
Потери давления на долоте рассчитываются по формуле:

Для расчета потерь давления в колонковых буровых долотах или алмазных долотах в расчетную формулу следует подставлять суммарную площадь проходного сечения долота (TFA):

Где:
ρ = плотность раствора (фунты/галлон)
Q = скорость потока (галлоны/мин)
TFA = общая площадь проходного сечения долота (кв.дюймы)
Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве
Суммарная потеря давления в кольцевом пространстве скважины рассчитывается как сумма потерь давления во всех интервалах кольцевого пространства. Здесь под термином «интервал» подразумевается часть кольцевого пространства, с постоянным э

fluidspro.ru

Эцп в бурении

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

Таблица 1

Схема циркуляционной системы скважины

1	Стояк/верхний привод/ведущая труба
2	Бурильные трубы
3	УБТ
4	Скважинный инструмент
5	Насадки долота
6	Кольцевое пространство: открытый ствол/бурильная колонна
7	Кольцевое пространство: обсадная колонна/бурильная колонна

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

(1)

Таблица 2

Скважины с осложнениями

Куст	Скважина	Осложнение
29	1069Г (РГС 5)	поглощение БР
17	1292Г	поглощение БР
17	1270Г	поглощение БР

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора

samaraburenie.ru

Расчет основных параметров бурового раствора.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 5Следующая ⇒

Плотность бур. раствора (на основе эквивалента пластового давления):

k₃ – коэффициент запаса на величину репрессии на пласт;
ρ_Э-ПЛ – эквивалент пластового давления.

Эквивалент – это плотность жидкости, столб на конкретной глубине создает давление равное пластовому (поровому) давлению.

Где Р_ПЛ, Р_ГР, Р_ПГ – пластовое давление, давление гидроразрыва, поглощения соответственно, кгс/см³;
Н – глубина залегания рассматриваемого пласта, м.
Расчет плотности бурового раствора из условия предупреждения ГНВП:

Интервал глубин, м	<1200	1200-2500	>2500
k₃	1,1-1,15	1,05-1,10	1,04-1,07
Репрессия на пласт	1,5	2,5	3,5

- для скважин глубиной более 2500 м должна удовлетворять соотношению:

Реологические параметры бурового раствора:

- Расчет пластической вязкости:

- Расчет динамического напряжения сдвига:

А) При скорости восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре скважины υ_кп> υ_min:

α – зенитный угол скважины;

Так как υ_кп> υ_min, то:
Где Ʈ₀ – динамическое напряжение сдвига;

Определение режима течения промывочной жидкости

- для определения режима течения БР в колонне бур. труб определим критерий Хедстрема:

- критическое значение критерия Рейнольдса для бурильной колонны:

- расчет критерия Рейнольдса для бурильной колонны:

Так как Re _БК > Re_КР-БК, то режим течения БР в бурильной колонне турбулентный.

- для определения режима течения БР в кольцевом зазоре открытого ствола скважины определим критерий Хедстрема:

- критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

- расчет критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Так как Re_КЗ > Re_КР-КЗ, то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре открытого ствола скважины турбулентный.

- Для определения режима БР в кольцевом зазоре в обсадной колонне определим критерий Хедстрема:

Критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора в обсадной колонне:

- расчет критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Так как Re_КЗ > Re_КР-КЗ, то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре в обсадной колонне турбулентный.

Расчет потерь давления в циркуляционной системе скважины.

Потери давления в циркуляционной системе наземного оборудования:

- коэффициент гидравлических потерь, определяется как сумма коэффициентов потерь в отдельных элементах наземной циркуляционной системы:

- стояк-

-буровой шланг-

-вертлюг-

-ведущая труба-

1,07+0,52+0,44+0,90)

Потери давления в бурильной колонне:

Так как при заданных условиях режим течения в бурильной колонне турбулентный, то величина коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 1 (рис.3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса

( = 24480).

(см.рис.3)

Потери давления в кольцевом зазоре открытого ствола

В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:

Для заданных условий режим течения БР в кольцевом зазоре турбулентный.

коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 2 (рис.3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса

( = 8404).

(см.рис.3)

Потери давления в кольцевом зазоре кондуктора:

В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:

Для заданных условий режим течения БР в кольцевом зазоре турбулентный.

коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 3 (рис.3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса

( = 20975).

(см.рис.3)

Суммарные потери давления в циркуляционной системе(рис.4) скважины (без долота):

;

МПа

Величина рабочего давления бурового насоса должна находиться в пределах:

– паспортное значение бурового насоса.

Подача бурового раствора одним насосом УНБ-600А, равна 28л/с обеспечивается при втулках насоса диаметром 160мм. При этом максимальное давление нагнетания бурового раствора не должно превышать 16,5 МПа.

Рабочее давление нагнетания БР не должно превышать:

Таким образом, резерв давления для реализации в гидромониторных насадках долота

infopedia.su

Эцп в бурении - ЭЦП 2.0

Продуктивный пласт Арчинского месторождения, разрабатываемого ООО «Газпромнефть-Восток», представлен плотными карбонатными породами палеозойского фундамента с выраженной трещиноватостью и кавернозностью (рис. 1). Именно этими особенностями и определяются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пласта. Они же приводят к поглощениям бурового раствора при использовании традиционных технологий бурения. При этом объем поглощений промывочной жидкости в процессе бурения варьируется от фильтрационного (менее 1,5 м³/ч) до катастрофического (более 5 м³/ч) уровня (табл. 1).

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Как видно из табл. 1, наиболее значительные поглощения бурового раствора наблюдались в скважинах с большими зенитными углами. При этом дальнейшую разработку месторождения оператор предполагал осуществлять горизонтальными скважинами с ведением бурения управляемыми компоновками.

Для понимания причины поглощений и связи между поглощениями, эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП) и профилями давления в динамических условиях было проведено гидравлическое моделирование на основе реальных данных одной из скважин (№ 4). С практической точки зрения задача состояла в том, чтобы предложить возможные решения проблемы поглощений в рассматриваемых интервалах и дать рекомендации по дополнительным исследованиям.

При моделировании использовалась фактическая траектория скважины № 4, а также реальные параметры бурового раствора (табл. 2).

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

Цель первичного анализа зависимости ЭЦП раствора от расхода состояла в определении профиля давления в затрубном пространстве для каждого случая. Соответственно, был проведен анализ профиля ЭЦП бурового раствора плотностью 1,06 г/см³ при расходе от 300 до 900 л/мин и механической скорости проходки (МСП), равной 10 м/ч (рис. 2).

Как показала модель, увеличение расхода не оказывает значительного влияния на забойное давление при условии поддержания МСП на уровне 10 м/ч. Так, увеличение расхода на 100 л/мин дает повышение ЭЦП раствора всего на 0,005 г/см³, что соответствует повышению затрубного давления всего на 0,1 МПа. При этом низкий расход даже при невысокой МСП не позволяет качественно очищать ствол бурящейся скважины.

На следующем этапе был проведен анализ влияния МСП на забойное давление. Для этого при аналогичном диапазоне расхода бурового раствора МСП увеличили до 20 м/ч (рис. 3).

Сопоставление с результатами предыдущего эксперимента указывает на очевидное увеличение ЭЦП при изменении механической скорости проходки при условии, что остальные параметры остаются неизменными. Также информация на рис. 3 свидетельствует о важности качества очистки ствола при бурении с повышенной скоростью проходки. Так, ЭЦП при расходе 300 л/мин оказывается выше, чем при расходе 420 и 540 л/мин. Значение ЭЦП в первом случае даже выше, чем при промывке менее пологого (вертикального) участка ствола с расходом 660 л/мин, что обусловлено скоплением шлама в стволе и, следовательно, повышением эффективной плотности раствора. Возможно, этим и объясняется поглощение раствора во время бурения горизонтального интервала и при промывке ствола с расходом 400 л/мин.

Из вышесказанного следует вывод о необходимости анализа качества очистки ствола в процессе бурения данного интервала с целью расчета оптимального расхода бурового раствора. Необходимо отметить, впрочем, что данный анализ относится только к ЭЦП и очистке ствола и не учитывает ограничения элементов КНБК (двигатели, роторные управляемые системы).

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

Известны два подхода к оценке качества очистки ствола: по минимальной скорости движения жидкости и по коэффициенту выноса шлама. Опытным путем установлено, что минимальная скорость потока в затрубном пространстве должна составлять 50 м/мин (165 фут/мин) в вертикальных интервалах (зенитный угол менее 45°) и 60 м/мин (200 фут/мин) — в горизонтальных интервалах (зенитный угол более 45°).

На рис. 4 показана скорость обратного потока раствора в затрубном пространстве при закачке с расходом от 300 до 900 л/мин. Согласно рисунку, скорость закачки 780 — 900 л/мин отвечает требованиям к качеству очистки ствола по скорости потока (более 60 м/мин).

Как упоминалось выше, фактический расход раствора на скважине № 4 составлял 400 л/мин, а этого по результатам моделирования недостаточно для качественной очистки.

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

На основании анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что предпосылками поглощений бурового раствора при бурении рассматриваемых скважин стала слишком высокая плотность бурового раствора (1,06 г/см³) в сочетании с низким качеством очистки ствола. В этой связи необходимо пересмотреть минимальную плотность бурового раствора с учетом реального «окна бурения» — диапазона давлений между поровым давлением и давлением гидроразрыва пласта. Как следовало из анализа данных, базовая картина давлений, приведенная на рис. 5, не вполне соответствовала действительности, и окно существенно отличалось от предполагавшегося. В этой связи было рекомендовано провести геомеханическое моделирование с целью определения реального окна бурения для каждой конкретной глубины. Также, исходя из особенностей Арчинского месторождения, с помощью геомеханического моделирования необходимо выявить давление начала поглощения и давление обрушения, что позволит дать заключение о реальном окне бурения, а также предложить подходы для выбора оптимальных технологий в рамках стратегии бурения на данном месторождении.

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

На рис. 6 представлена схема принятия решения по итогам геомеханического моделирования.

Если по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения шириной не менее 0,03 г/см³, то целесообразным будет бурение с управляемым давлением (MPD) для поддержания постоянного забойного давления (CBHP). Технология MPD не сможет гарантировать решения проблемы поглощений, но даст необходимую информацию о поровом давлении и градиенте гидроразрыва во время бурения, а также позволит оптимизировать плотность раствора для последующего бурения скважин в данном интервале. То есть в ходе применения технологии MPD можно будет подтвердить либо уточнить заявленные показатели геомеханической модели в части давлений.
Если же по данным геомеханического моделирования будет выявлено окно бурения с шириной менее 0,03 г/см³, тогда целесообразным следует считать бурение на депрессии (UBP), поскольку в условиях фактического отсутствия окна бурения стремиться к отсутствию поглощений при бурении на репрессии не имеет смысла.

Пороговое значение в 0,03 г/см³ выбрано исходя из результатов гидравлического моделирования для продуктивного интервала на данном месторождении, а именно — разницы между давлениями в призабойной и прибашмачной зонах при выбранных параметрах бурения для данного участка ствола скважины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на высокоэффективные современные технологии, с другой, целесообразным представляется поиск компромиссных решений. Суть их сводится к комбинации традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования.

Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, а также изменчивостью ФЕС по латерали. Принцип выбора технологии бурения, основанный на геомеханическом моделировании для определения границ применимости методов управляемого давления, прогноза стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями в кавернозных коллекторах сокращает время строительства скважины. Кроме того, такой подход повышает безопасность операций и оставляет оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации при прохождении разреза в неизученных участках месторождения.

Источник

ezp20.ru

Эквивалентная плотность - буровой раствор

Cтраница 1

Эквивалентная плотность бурового раствора у башмака обсадной колонны и давление у колонной головки обычно ниже при использовании метода ожидания и утяжеления, нежели в методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака будут иметь значения, располагающиеся между кривыми для двух других методов. Ниже рассматриваются различные ситуации во время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации на рис. 3.5 помечены точками. [2]

Иногда применяется термин эквивалентная плотность бурового раствора, определяемая как отношение давления, действующего в определенной точке потока, к соответствующей глубине. [3]

Гидродинамическое давление выражено в единицах эквивалентной плотности бурового раствора. В процессе спуска бурового инструмента перепады давления увеличиваются пропорционально нарастающей длине колонны труб в скважине. С включением гидродинамического тормоза темп прироста размаха колебаний давления замедляется. Включение насоса для восстановления циркуляции вызывает скачок давления. Величина его зависит от плавности запуска насосов, глубины скважины, тиксотропности бурового раствора и других его показателей. В процессе бурения давление на забое увеличивается в результате появления в восходящем потоке бурового раствора частиц выбуренного шлама, утяжеляющего раствор. После промывки на забое восстанавливается нормальное давление циркуляции. При наращивании инструмента наблюдаются резкие колебания давления. Снижение гидродинамического давления во время подъема бурового инструмента зависит от длины колонны труб и скорости подъема. [5]

Давление на графике представлено в единицах эквивалентной плотности бурового раствора. [7]

Для облегчения интерпретации изменение давления выражается через изменение эквивалентной плотности бурового раствора. [8]

Допустимое давление выброса представляет собой разность между пластовым давлением в единицах эквивалентной плотности бурового раствора и плотностью используемого бурового раствора, при которой скважина во время проявления может быть закрыта без опасности разрушения слабого пласта. Самым слабым пластом следует считать тот, который расположен непосредственно под башмаком обсадной колонны, так как именно здесь на породу действует наиболее высокий градиент давления вследствие появления избыточного давления на устье. [9]

Напряженное состояние пород на забое зависит от дифференциального давления Ар, управлять которым можно, изменяя эквивалентную плотность бурового раствора рэ. [10]

Методика, регламентирующая требуемый перепад давления в насадках долота, на базе исследований Б. В. Байдюка и Р. В. Винярского включена в справочник по промывке скважин [14] и основана на определении подачи буровых насосов по изменению эквивалентной плотности буровых растворов с учетом скорости осаждения частиц шлама, эмпирических рекомендаций по выбору подачи насосов, геологическ

www.ngpedia.ru

РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА — Студопедия.Нет

Цель работы

Приобретение практических навыков для расчета основных свойств бурового раствора

Обеспечивающие средства

2.1. Калькулятор

2.2.Методические указания

Литература

3.1.Ю.В.Вадецкий бурение нефтяных и газовых скважин стр 139-148

Задание

4.1.Изучить общие рекомендации по расчету параметров бурового раствора

4.2. Рассчитать плотность , вязкость, показатель фильтрации, СНС бурового раствора

Требования к отчету

5.1. Номер работы

5.2. Расчет по формулам

5.3 Таблица результатов расчета

Технология работы

Текст к практической работе

Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважин в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них: обеспечение быстрого углубления, сохранение устойчивости стенок скважины и коллекторских свойств продуктивных горизонтов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия бурового раствора с контактирующей горной породой. Характер и интенсивность взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются, в первую очередь , исходя из геологических условий бурения : физико–химический состав пород и содержание в них флюидов , пластового и горного давлений , забойной температуры . На площадях Западной Сибири буровые работы производят с использованием глинистых растворов . Глинистому раствору присущи такие функции : это способность глинизировать стенки ствола скважины и удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции. Для избежания осложнений и аварий важно, чтобы из глинистого раствора, находящегося в скважине, не выпадали частицы выбуренной породы в период прекращения циркуляции.

В силу ряда геологических условий для месторождений Западной Сибири наиболее походит глинистый буровой раствор: стратиграфический разрез в основном сложен глинистыми породами, что дает при необходимости применять “самозамес”, то есть наработку глинистого раствора можно производить непосредственно в скважине и экономить при этом как средства, так и время. Однако в данное время этот способ практически не используют так как свойства и качество глин на месторождениях разное, а следовательно трудно следить за параметрами и качеством бурового раствора, поэтому для приготовления раствора применяют глинопорошок.

Глинистый раствор – наиболее универсальный а, следовательно, широко применяемый и доступный тип промывочной жидкости. Качество глинистого раствора оценивается рядом характеристик, основными из которых являются:

1) плотность;

2) статическое напряжение сдвига;

3) водоотдача;

4) вязкость;

5) содержание песка.

Глинистый раствор приготовляют из глинопорошка и по мере необходимости обрабатывают следующими химическими реагентами :

Ø смазывающая добавка РЖС

Ø для предотвращения диспергирования , гидратации , а также как смазывающую добавку ГКЖ-10

Ø для понижения фильтрации САЙПАН для более эффективного понижения фильтрации ДК-ДРИЛ А1 существуют и другие добавки , которые применяют согласно горно – геологическим условиях бурения

По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03 плотность бурового раствора должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления превышающее пластовое на величину:

Ø 10% для интервалов бурения глубиной до 1200м.

Ø 5% для интервалов бурения глубинной от 1200 до 2500м.

Данные для расчета – материалы по месторождениям ( по 1 практической работе)

Пример

Расчет плотности бурового раствора

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:

ρ_б.р..= Р_пл / ( g * H ) + (0,1 ~ 0,15)* Р_пл / ( g * H ) (1)

где Р_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение свободного падения;

Н – глубина скважины, м.

В интервале бурения от 0 до 450 метров

Р_пл= 4,41 МПа

ρ_б.р=[4,41*10⁶/(9,8*450)]+[(0,1~0,15)*4,41*10⁶/(9,8*450)]=1,1~1,15 г/см³

Принимаем плотность бурового раствора 1,15 г/см³, так как на этом интервале возможны осыпи и обвалы стенок скважины и плотность раствора должна иметь максимальное значение.

В интервале от 450 до 1950 метров

Р_пл=21 МПа

ρ_б.р=[21*10⁶/(9,8*1950)]+[(0,5~0,1)*21*10⁶/(9,8*1950)]=1,16~1,21г/см³

Принимаем плотность бурового раствора 1,18 г/см³, так как при очень большой плотности может возникнуть поглощение бурового раствора.

В интервале от 1950 до 2400 метров

Р_пл=25,9 МПа

ρ_б.р=[25,9*10⁶/(9,8*2400)]+[(0,05~0,1)*25,9*10⁶/(9,8*2400)]=1,16~1,21г/см³

Принимаем минимальную плотность 1,16 г/см³, для минимального воздействия на пласт и избежания поглощений.

Расчет условной вязкости

По рекомендациям ВНИИКР нефть условная вязкость рассчитывается по формуле:

УВ ≤ 21*ρ*10^-3 (2)

где ρ – плотность бурового раствора, кг/м³

На интервале от 0 до 450 метров

УВ ≤ 21 * 1150 * 10^-3 =24 с

На интервале от 450 до 1950 метров

УВ ≤ 21 * 1180 *10^-3 =24,8 с

На интервале от 950 до 2390 метров

УВ ≤ 21 * 1160 * 10^-3 =24,4 с

studopedia.net

Расчет эцп в бурении формула

Расчет эцп - ЭЦП 2.0

Источник

Эцп в бурении что это такое

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

Расчет гидродинамических потерь давления | FluidsPro

Эцп в бурении

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

Расчет основных параметров бурового раствора.

Эцп в бурении - ЭЦП 2.0

ПРОВЕДЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ФАКТОРЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭЦП

АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ОЧИСТКИ СТВОЛА

ОПТИМАЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ И РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА

ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ ТРАДИЦИОННОГО БУРЕНИЯ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КНБК

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Источник

Эквивалентная плотность - буровой раствор

Эквивалентная плотность - буровой раствор

РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСТВОРА — Студопедия.Нет

Смотрите также