Расчёт гидравлики скважины при бурении под кондуктор в компьютерной программе GEOFPRO Fluid.
Цель статьи.
В данной статье рассмотрен расчёт гидравлики скважины при бурении под кондуктор, анализ транспортной эффективности восходящего потока бурового раствора, предложены варианты мер, предотвращающие зашламование скважины.
Исходные данные для расчёта.
Набор зенитного угла скважины с глубины 300 м.
Состав бурильной колонны:
Площадь кольцевого сечения скважины между открытым стволом и ЛБТН ПВ 147-13 - 0,0537 кв. м
Площадь кольцевого сечения скважины между открытым стволом и СБТ 127-9,19 - 0,0580 кв. м, внутри СБТ 127-9,19 - 0,0092 кв. м.
Реологические характеристики бурового раствора:
Породы, залегающие в интервале бурения под кондуктор представлены песками, супесями, суглинками, ниже переслаиванием пачек глин, песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Возможные геологические осложнения:
1) неустойчивость ствола скважины,
2) осыпание и обвалы горных пород,
3) поглощение бурового раствора,
4) сальникообразование.
Результаты расчёта.
Анализ диаграммы изменения избыточного давления:
Максимальная потеря давления на участках движения жидкости 3,9 МПа
на участке 'ВЗД-240 3/4'
Давление в подводящей магистрали 158,9 атм (16,099 МПа).
Потери давления на трение в буровом растворе в затрубном пространстве 1,135 МПа
Максимальная скорость потока 15,430 м/с, внутри участка 'калибратор 203/76'
Подача насосов: 70 л/с
Время подъёма раствора в кольцевом пространстве, мин 22,42
Время полного цикла промывки скважины, мин 25,90
Объём раствора в скважине, куб м 115,594
Объём раствора в инструменте, куб м 14,603
Объём раствора в кольцевом пространстве, куб м 94,180
Объём вытесняемый инструментом, куб м 6,812
На диаграмме видно, что основные потери давления происходят внутри бурового инструмента и в колонне бурильных труб, выше в тексте указано:
потери в инструменте 16,099 МПа,
за инструментом 1,135 МПа.
Давление и эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП):
При потери давления на трение в буровом растворе в кольцевом пространстве 1,135 МПа получаем соответственно не высокие значения давления на забое при циркуляции и значение эквивалентной циркуляционной плотности.
Анализ очистки ствола скважины от выбуренной породы.
Критическое значение индекса очистки ствола скважины 0,25-0,3.
На диаграмме мы видим, что в интервале 624 - 1373 м индекс очистки ствола скважины близок к критическому значению, соответственно возможно сделать вывод о возможности зашламования скважины в данном интервале.
Низкое значение индекса очистки возможно объяснить набором зенитного угла скважины и относительно не высоким значением скорости восходящего потока промывочной жидкости (следствие большой площади поперечного сечения восходящего потока).
Из расчёта условий очистки ствола скважины получаем следующие значения:
1) Процентное отношение допустимого объёма выбуренной породы в кольцевом пространстве скважины к объёму промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины: 2,5 %.
2) Объём выбуренной породы находящийся в кольцевом пространстве скважины: 2,355 куб. м.
3) Плотность жидкости в восходящем потоке: 1274 кг/куб. м.
4) Критический размер шлама, оседает при прекращении циркуляции 3,88 мм.
5) Минимально допустимая скорость восходящего потока: 0,973 м/с
6) Минимально допустимая подача буровых насосов: 64,78 л/с
Варианты решения.
1) Увеличение подачи буровых насосов до 90 л/с.
Давление в подводящей магистрали 226,9 атм.
Скорость восходящего потока за СБТ-127 мм изменилась с 1,207 м/с до 1,551 м/с.
При повышении подачи буровых насосов до 90 л/с более значительно выросла скорость потока внутри инструмента, внутри СБТ 127-9,19 с 7,557 м/с до 9,716 м/с.
Индекс очистки ствола скважины так же находиться в низком диапазоне значений.
2) Увеличение реологических параметров бурового раствора.
Увеличим значения ДНС (динамическое напряжение сдвига) с 19 фунт/100 фут. кв. до 22 и ПВ с 22 сПз до 30 сПз.
Индекс очистки ствола скважины находится близко к оптимальным значениям, но при бурении заданного интервала скважины при высоких значениях реологических параметров бурового раствора возможно образование сальников на буровом инструменте.
Выводы:
Увеличение подачи буровых насосов и увеличение вязкости бурового раствора не обеспечивают эффективную очистку заданного интервала от выбуренной породы.
Для бурения заданного интервала принять проектные значения реологических параметров бурового раствора, подачу буровых насосов.
Для эффективного выноса выбуренного шлама расход промывочной жидкости не менее 70 л/с, обороты ротора не менее 100 об/мин при бурении. Время промывки перед наращиванием не менее 20 минут. При бурении усилить контроль за выносом шлама.
Снизить механическую скорость бурения. Во время бурения заданного интервала обеспечить периодическое расхаживание бурильной колонны на длину свечи бурильных труб.
