Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Жидкость, текущая по трубопроводу, всегда имеет неподвижный слой на стенке трубы. Скорость неподвижного слоя равна нулю, а скорость соседних слоев постепенно увеличивается до максимальной в центре трубопровода ( рис. 8.1. ).

Скольжение слоев жидкости одного относительно другого сопровождается напряжением сдвига ( или сопротивлением), которое зависит от скорости и вязкости жидкости.

В я з к о с т ь. Под вязкостью понимается свойство жидкости сопротивляться относительному перемещению ее частиц. Таким образом, вязкость - мера внутреннего трения, определяемая силами сцепления молекул жидкости. Вязкость зависит от типа жидкости и ее температуры. Температура существенно влияет на межмолекулярные расстояния. С повышением температуры жидкости расстояние между молекулами увеличивается, а силы сцепления и, следовательно, вязкость уменьшаются.

В газах с повышением температуры силы колебания молекул превышают силы сцепления, что приводит к повышению вязкости.

Для буровых растворов, состоящих из воды и твердых частиц, вязкость определяется вязкостью дисперсионной среды и количеством, размером и формой частиц.

Рассмотрим элементарный кубик жидкости, к которому параллельно поверхности поперечного сечения S приложена сила F (рис. 8.2. ).

Напряжение сдвига определяется по формуле:

                   t= F/ S                                                       ( 27 )

Это напряжение вызывает деформацию кубика жидкости ( рис. 8.2.а ) и последний принимает ромбическую форму ( рис. 8.2. б ).

Деформация жидкости рассматривается как скорость сдвига и описывается отношением разности скоростей вверху ( V + dV) и внизу ( V) деформированного кубика к его высоте ( dr).

Изменение скорости сдвига ( g, с^-1) определяется следующим выражением

 

                                                        ( 28 )

Экспериментальные исследования показывают, что напряжение сдвига t зависит от изменения скорости сдвига g линейно или нелинейно. Жидкости с линейной зависимостью между t и g называются ньютоновскими и для них вязкость m может быть определена формулой:

                   t= m ×g                                                         ( 29 )

Подставив выражения 27 и 28 в уравнение 29 получим:

 

                                                                         (30 )

Знак минус показывает, что скорость от центра к стенке трубы уменьшается, при увеличении расстояния dr ( на стенке находится неподвижный слой ).

Под выражением “вязкость” в уравнениях         и понимается “динамическая вязкость”. Вязкость жидкости измеряется в Па×с.

 

Типы жидкости. Ньютоновская жидкость. Она характеризуется линейной зависимостью между t и g. В жидкостях этого типа вязкость - постоянная величина и зависит только от температуры ( рис. 8.3. ). Примером ньютоновской жидкости является нефть и вода.

Ньютоновская жидкость.  Она характеризуется нелинейной зависимостью между t и g. Вязкость этой жидкости пропорциональна величине касательных напряжений. Примером ньютоновской жидкости могут служить буровой и цементный растворы. Рассмотрим три основных типа ньютоновских жидкостей.

Вязкопластическая жидкость Бингама.  В такой жидкости деформация происходит после превышения определенной минимальной величины напряжения сдвига ( рис. 8.4. ), называемой динамическим напряжением сдвига ( t₀ ).

При напряжении сдвига выше динамического напряжения сдвига зависимость между t и g - линейная, а вязкость - величина постоянная и называется пластической вязкостью ( h_пл.). Пластическая вязкость зависит от температуры и давления. Реологическое уравнение вязкопластичной жидкости Бингама можно записать в следующем виде:

    

                    t= t_{0 +} h_пл. g или t= t_{0 +} h_пл         ( 31 )

Динамическое напряжение сдвига определяется вискозиметром и измеряется в Па.

Жидкость, подчиняющаяся степенному закону. В этой жидкости зависимость между t и g определяется уравнением Оствальда де Ваале      ( рис. 8.5. ) :

                  t=К gⁿ      или    t=К , где      ( 32 )

 

К- коэффициент консистентности - это напряжение сдвига t, числено равное вязкости жидкости при относительной скорости сдвига g= 1с^-1.

n - коэффициент нелинейности или неньютоновского поведения жидкости n =0 ¸ 1.

Если n =1, то уравнение (32 ) упрощается:

                t=К g

при К=m зависимость становится такой, как для ньютоновских жидкостей.

 

Нелинейно-вязкие жидкости. Подчиняющиеся степенному закону жидкость и вязкопластичная жидкость Бингама относятся к линейно- вязким жидкостям,, для которых вязкость не изменяется во времени.

В нелинейно-вязких жидкостях кажущаяся вязкость при определенных значениях скорости сдвига и температуры изменяется во времени.

Различают два типа нелинейно-вязких жидкостей:

1. Тиксотропная жидкость, для которой наблюдается уменьшение напряжения сдвига во времени при постоянной скорости сдвига. Тиксотропная жидкость в покое становится гелем, а при перемешивании переходит в жидкое состояние. Примером тиксотропных жидкостей является краска, консистентная смазка, растворы полимеров.

2. Реопектическая жидкость, для которой напряжение сдвига увеличивается во времени при данной скорости сдвига и постоянной температуре.

Чисто реопектические жидкости встречаются редко. Примером могут служить суспензии гипса.

Типы потоков. В общем случае различают два вида потока: ламинарный и турбулентный. При ламинарном потоке течение жидкости плавное, слои жидкости перемещаются параллельно оси трубопровода. Скорость слоев увеличивается к центру потока, где она имеет максимальное значение.

Ламинарный поток имеет место при малых скоростях, а вектор скорости имеет одну составляющую - продольную ( рис. 8.6.а). Особый тип ламинарного потока с почти плоским ядром потока называется пробковым ( или структурным ) ( рис. 8.6. б).

В сечении ядра в этом случае отсутствует сдвиг слоев жидкости и они перемещаются с одинаковой скоростью.

   Структурный поток наиболее характерен для эластичных материалов.

В бурении нефтяных скважин такой поток образуется при малых скоростях движения бурового раствора с высокой вязкостью.

Турбулентный поток характеризуется хаотичным движением жидкости. Неупорядочное движение частиц жидкости в турбулентном потоке обусловливает появление двух составляющих скорости: продольной и поперечной. Продольная стремится направить поток жидкости параллельно оси трубопровода, поперечная - по нормали к оси трубы.

 

Движение частиц жидкости в поперечном направлении вызывает сопротивление сдвигу, которое дополняет сопротивление ламинарного потока.

В полностью развитом турбулентном потоке сопротивление сдвигу может быть в несколько раз больше, чем в ламинарном потоке.

Несмотря на турбулентность, профиль конечной скорости стремится приобрести постоянную форму ( рис. 8.7. ).

У стенки трубы, при турбулентном режиме, поток является ламинарным. Эта область называется ламинарным подслоем и его толщина зависит от стенки турбулизации.

При бурении нефтяных скважин необходимо избегать турбулентных потоков, так как они могут вызвать сильную эрозию стенок скважины и с увеличением степени турбулизации увеличиваются потери давления.

При цементировании приходится специально вызывать турбулентность потока для удаления со стенок скважины корки бурового раствора, что позволяет улучшить контакт цементного раствора с поверхностью породы.

 

Критерии типов потока. В качестве критерия для определения типа потока удобно использовать скорость жидкости и два ее свойства - вязкость и плотность вместе с диаметром трубопровода. Эти параметры определяют ( безразмерную ) величину, называемую числом Рейнольдса ( R_е)

                                                                            ( 33 )

где V -скорость жидкости, м/с; d - диаметр трубопровода, м;

  r - плотность жидкости, кг/м³; m - вязкость жидкости, Пас

Экспериментально установлено, что при определенной критической величине R_e структура потока изменяется и движение превращается из ламинарного в турбулентное.

 В большинстве случаев полностью турбулентный поток образуется при числе Рейнольдса R_e > 3000.

При R_e< 2000 поток всегда ламинарный. В переходном потоке при R_e от 2000 до 3000 поток является пробковым ( структурным ).

        

8.1. По аналогии с общими требованиями к буровому раствору для до­стижения высоких скоростей бурения скважин можно предъявить ряд тре­бований к режиму циркуляции раствора:   

подача насосов должна быть не ниже технологически допустимой в конкретных условиях бурения расхода бурового раствора;

в насадках долота должна реализоваться либо максимальная гидрав­лическая мощность, либо максимальная сила удара струи о забой;

скорость истечения, струи из насадок долота должна быть макси­мальной;

режим течения бурового раствора под долотом должен быть разви­тым турбулентным;

потери давления -в кольцевом пространстве скважины должны быть минимальными;

предпочтительный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве скважины — ламинарный.

Опыт бурения скважин за рубежом позволил фирмам «Амоко про-дакшн компани», «Дрессер» и др. конкретизировать требования к пара­метрам промывки скважин.

1. Технологически необходимый удельный расход бурового раствора при циркуляции должен составлять не менее 0,08—0,12 л/с в расчете на 1 мм диаметра долота. При сравнительно низкой механической скорости проходки (до 5 м/ч) можно поддерживать расход у нижней рекомендуе­мой границы, при высокой — у верхней.

При нормальных условиях бурения нецелесообразно превышать верх­ний предел рекомендуемого расхода бурового раствора, так как при бо­лее высоких расходах обычно наблюдаются эрозионный износ деталей долота, размыв ствола скважины, резкое увеличение потерь давления в кольцевом пространстве.

2. Гидравлическая мощность, подводимая к долоту, должна состав­лять 3—6 Вт на 1 мм² площади забоя. При низкой механической скоро­сти проходки следует пользоваться нижним рекомендуемым пределом, при высокой скорости — верхним. Приближенно величину гидравлической мощ­ности на долото можно вычислить по эмпирической зависимости

N =2 zÖV_m

где z- коэффициент пересчета размерности (при указанных размерностях z=1); Vм—механическая скорость проходки, м/ч.

При подведении к долоту удельной гидравлической мощности более 6 Вт/мм² отмечается эрозионный износ деталей долота. Поэтому такую мощность можно использовать лишь в исключительных случаях, когда бо­лее высокие скорости проходки могут оправдать дополнительные затраты на долота и спуско-подъемные операции.

3. Перепад давления в насадках долота должен составлять не менее 50—65 % от давления, развиваемого буровым насосом при циркуляции.

Приведенная на рис. 8.8. кривая зависимости гидравлической мощности на долоте от подачи насосов, полученная для давления в нагнетательной линии 17,5 МПа (когда используются 114-мм бурильные трубы, 216-мм УБТ в скважине диаметром 251 мм, глубиной 3000 м и буровой раствор плотностью 1,2 г/см³), показывает, что подводимая к насадкам долота гидравлическая мощность имеет максимальное значение в точке //, при этом 65 % давления в процессе циркуляции теряется в насадках долота, а остальные 35 % расходуются на трение в циркуляционной системе. Мак­симальное значение импульса силы достигается тогда (точка III ), когда около 50 % давления в нагнетательной линии теряется в насадках долота, а 50 % потерь давления приходится на остальную часть циркуляционной системы.

 

 

 

Рис. 8.8. Зависимость гидравлической мощности на долоте от подачи насосов: / — мощность, развиваемая насосами; II — мощность на долоте; III — максимум им­пульса силы; /V—максимум мощности на долоте

 

Опыт бурения скважин; показывает, что наилучшие показатели работы долота получены при реализации условий в диапазоне между максимальной гидравлической мощностью, подводимой К насадкам долота, и максимальным импульсом силы.

4. Скорость истечения буро­вого раствора из насадок долота необходимо поддерживать на уровне 110—125 м/с, что позволяет не только улучшить очистку забоя вследствие интенсивного поперечного течения раствора вдоль забоя, но и получить наибольший гидромониторный эффект за счет увеличения силы удара струи о забой скважины.

5. Параметр Рейнольдса, характеризующий режим течения бурового раствора, должен быть не ниже 10⁵, так как в этом случае обеспечиваются наиболее благоприятные условия для мгновенного смыва обломков породы с забоя и выноса их потоком в кольцевое пространство скважины.

 

8.2. Очистка буровых растворов от выбуренной породы

Основным мероприятием, способствующим поддержанию компонентного состава и показателей свойств буровых растворов при бурении скважин, является своевременная и качественная очистка его от выбуренной породы.

Особенно жесткие требования к очистке раствора должны предъявляться при вскрытии продуктивных пластов ГС. При этом степень очистки бурового раствора å (å - отношение удаленной породы механическими средствами М_у. к выбуренной М_в.

 ) должна приближаться к 100 %.

Достижение требуемой степени очистки бурового раствора на данном этапе развития буровой техники возможно только при применении многоступенчатых систем очистки.

В качестве первой ступени должны использоваться вибросита ВСЛ; ВС-1; Svaco; Derrec, в качестве второй и третьей - гидроциклонные песко- и илоотделители;  

в качестве четвертой ступени - центрифуги.

При применении малоутяжеленных буровых растворов (до плотности раствора 1,4 -1,6 г/см³) их очистка от выбуренной породы должна осуществляться виброситами, сито - гидроциклонными сепаратором и центрифугой.

При использовании утяжеленных буровых растворов их очистка должна осуществляться виброситом и центрифугой.

При этом центрифуга используется в режиме регенерации утяжелителя и удаления из системы циркуляции тонкодисперсной выбуренной породы.

Качество очистки бурового раствора зависит от эффективности работы каждой ступени очистки.

 

Очистка бурового раствора виброситами

 

Эффективность очистки раствора виброситами зависит от размера ячеек сетки, пропускной способности, количества используемых вибросит. С уменьшением размера ячейки вибрирующей сетки степень очистки раствора увеличивается. При этом режим работы вибросита и их количество должны обеспечивать очистку всего объема раствора, выходящего из скважины.

Пропускную способность вибросита можно определить по формуле:

 

                                                               (19)

 

где Q_р - пропускная способность вибросита по буровому раствору, л/с

  Q_в  - пропускная способность вибросита по воде, л/с

   h - пластическая вязкость бурового раствора, Па×с

Для сеток с различным размером ячеек Q_в. имеет следующие значения:

    размер ячейки сетки 0,16 х 0,16 мм - 40,0 - 45,0 л/с

    ____”______             0,20 х 0,20 мм - 50,0 л/с

      _____”______          0,25 х 0,25 мм - 60 л/с

     ______”______      0,40 х 0,40 мм - 140 л/с

Количество вибросит ВС-1, необходимое для очистки циркулирующего раствора определяется из зависимости:

 

                                                                                     (20)

 

Пример. Подача буровых насосов Q_н.= 30 л/с, в качестве бурового раствора используется раствора с вязкостью h_пл=0,025 Па×с. Для качественной очистки выбираем сетку с размером ячейки 0,16 х 0,16 мм. Определим пропускную способность вибросита:

  ln Q_р. = lnQ_в. - 24,4 h_пл. = 3,81 - 24,4 0,025 = 3,81 - 0,61 = 3,2 или

 

                          Q_р. = 24,5 л/с_.

Следовательно для очистки всего объема циркулирующего бурового раствора потребуется два вибросита.

 

                     

Из отечественных серийно выпускаемых вибросит для целей очистки буровых растворов рекомендуется вибросито ВCЛ с линейными колебаниями.

Использование вибросит с мелкоячеистыми сетками позволит удалить из бурового раствора до 20-30 % выбуренной породы.

 

Очистка бурового раствора гидроциклонными песко- и илоотделителями

Эти устройства предназначены для удаления из бурового раствора частиц породы размером до 30-40 мкм. Эффективность разделения дисперсной фазы в центробежном поле гидроциклона зависит от многих факторов и в первую очередь от производительности шламового насоса Q, напора Н, плотности r_р. и вязкости h бурового раствора.

Для гидродинамически подобных гидроциклонов размер удаляемых частиц можно представить соотношением:

 

                                                            (21)                        

где d₁ = размер частиц, удаляемых гидроциклоном из тестовой жидкости, имеющей вязкость h, и разность плотностей D r₁ = (r_п - r_в), мкм

   d₂ = размер частиц, которые будут удаляться гидроциклоном при реальных значениях вязкость h₂ и разности плотностей D r_2, мкм

Пользуясь зависимостью ( 21 ), определим размер частиц d₂ которые способны удалить гидроциклон диаметром 150 мм из бурового раствора, имеющего вязкость h_{2 =} 25 мПаc и плотность D r = ( r_п - r_в ) = (2,3 - 1, 1) = 1,2 г/см³.

Подставляя исходные данные в формулу , получим:

 

Определим размер частиц, которые способны выделить из бурового раствора гидроциклон размером φ 75 мм при аналогичных условиях :

Как видно из приведенных расчетов выбор и необходимость использования гидроциклонных песко - и илоотделителя должны решаться в зависимости от вязкости и плотности используемых растворов. В целом на гидроциклонных установках может быть удалено до 30 % выбуренной породы.

 

Использование центрифуги

 

С учетом эффективности очистки раствора гидроциклонными аппаратами определим требуемую производительность центрифуги при непрерывной ее работе в процессе углубления скважины.

Производительность центрифуги при полном удалении выбуренной породы из бурового раствора равна:

                                                            (22)

где q - производительность центрифуги, м³/ч

  V_п - объем выбуренной породы, м³/ч

 

                           V_п = Е F V_м,

 

    Е - коэффициент, учитывающий степень очистки раствора на вибросите и гидроциклонах

 

                        (23)

                               

F - площадь скважины с учетом кавернозности, м³/ч

V_м- механическая скорость бурения, м/ч

Q_ц- производительность циркуляционной системы, м³/ч

e - степень удаления породы центрифугой в долях единицы  

~ e = 0,9        

Г - содержание твердой фазы в исходном растворе, Г= 5,0 %

Предположим, что скважина бурится долотом - 0,216 м с механической скоростью V_м = 5,0 м/ч производительность циркуляционной системы Q_ц = 108,0 м³/ч   (30 л/с).

Определим требуемую производительность центрифуги, подставив исходные данные в формулу ( 22 ) :

 

               м³/ч

Согласно технической характеристики и опыта использования центрифуги типа ОГШ - 500 имеют производительность до 11 - 12 м³/ч при очистке неутяжеленных буровых растворов. Следовательно, центрифуга будет использоваться периодически по мере накопления твердой фазы в буровом растворе.

Время работы центрифуги будет составлять 20 % от времени на механическое бурение.