Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине



Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине
Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине

 


Владельцы патента RU 2602635:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q13/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q23/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q23/с). 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине.

Предпосылками создания изобретения послужила необходимость моделирования циркуляционных процессов, происходящих в кольцевом пространстве бурящейся скважины, в зависимости от различных условий бурения. Сложность оценки процессов, происходящих в скважине, обусловлена неоднородным геологическим разрезом, термодинамическими условиями скважины, состоянием раствора в момент выхода его из гидромониторных насадок долота и другими факторами.

Известен способ моделирования циркуляции в бурящейся наклонно направленной скважине, описанный в диссертации Дуркина В.В. «Разработка технологии буровых растворов и промывки наклонно направленных скважин в осложненных условиях». Способ реализуется с помощью установки для оценки влияния реологии буровых растворов на очистку ствола наклонно направленной скважины (см. авторское свидетельство №20531, МПК E21B 21/00, опубл. 10.11.2001). Установка для оценки влияния реологии буровых растворов на очистку ствола наклонно направленной скважины включает замкнутую циркуляционную систему, состоящую из емкости, соединенной трубопроводами с насосом, расходомером и моделью буровой скважины, выполненной из прозрачного материала, расходомер в виде тарированной емкости помещен в верхней части модели буровой скважины, включающей трубное и затрубное пространство, причем верхняя часть затрубного пространства выполнена в виде раструба, соединенного посредством трубопровода с расходомером бурового раствора, при этом на входе в трубопровод, соединяющий раструб с емкостью установлен фильтр, а трубное и затрубное пространство выполнены в виде вертикального участка, участка набора зенитного угла и участка стабилизации, причем в затрубное пространство помещен имитатор бурового шлама, выполненного, например, в виде яркоокрашенного бисера.

Недостатком способа и указанной полезной модели является недостаточная точность получаемых результатов в процессе моделирования циркуляции бурового раствора, так как конструкция модели буровой скважины не учитывает гидравлические характеристики конструкции.

Наиболее близким аналогом является установка для исследования процесса сальникообразования в нефтяных и газовых скважинах, включающая несущую конструкцию, состоящую из основания с установленными на нем термостатом, имитатором ствола скважины, емкостью для исследуемого раствора и кронштейном, на котором закреплен электрический двигатель с блоком шкивов, передающих вращение клиноременной передачей на блок шкивов редуктора, выходной вал которого жестко закреплен с устройством для соединения вращающейся бурильной колонны с неподвижной циркуляционной системой, выполненным в стационарном корпусе с тремя штуцерами и соединенным с подвижным валом, на стенке которого выполнены восемь отверстий для прохождения исследуемого раствора, соединенным посредством муфты с имитатором бурильной колонны с установленными на нем имитатором калибратора и имитатором долота, находящимися в имитаторе ствола скважины, выполненном с выходным патрубком, через который исследуемый раствор со шламом поступает в емкость для исследуемого раствора, в которой находится насос для подачи раствора, соединенный шлангом с разветвителем-тройником, состоящим из входного штуцера с одной стороны и трех отводящих штуцеров с другой, соединенных с тремя отводными шлангами (см. патент РФ №137682, МПК E21B 47/00, G01N 19/04, опубл. 27.02.2014).

Недостатком известного устройства является то, что оно позволяет моделировать условия для циркуляции бурового раствора в скважине без учета гидравлических показателей. В сущности оно направлено на определение способности буровых растворов по недопущению формирования сальников на бурильной колонне.

На основе вышеописанной установки и осуществляется предлагаемый способ.

Задачей изобретения является создание способа моделирования циркуляции бурового раствора в скважине, позволяющего моделировать циркуляцию бурового раствора в условиях, максимально приближенным к реальным условиям скважины.

Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов.

Поставленная задача в способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине, включающем имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, циркуляционную систему с емкостью для бурового раствора, трубопроводов, насоса, решается тем, что определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтp1 (м), проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие, затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины, заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q13/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр, (м), плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re по общей формуле, как:

после чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2, определяя модельную производительность бурового насоса Q23/с) как:

затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым (далее - ЛАТР), устанавливают необходимое напряжение на ЛАТРе в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q23/с), устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины.

Заявленное изобретение поясняется с помощью чертежа, на котором изображена принципиальная схема устройства, посредством которого осуществляется процесс моделирования циркуляции бурового раствора в скважине.

Устройство состоит из имитатора ствола скважины 1 с выходным патрубком 2 и имитатором бурильной колонны 3, циркуляционной системы, состоящей из емкости для бурового раствора 4, трубопроводов 5, насоса 6, ЛАТРа 7 и уловителя шлама 8.

Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине реализуют следующим образом.

На начальном этапе подготовки к моделированию процессов измеряют показатели исследуемого бурового раствора, определяя плотность бурового раствора ρб.р (кг/м3) и динамическую вязкость η (Па·с). Для моделирования процесса циркуляции бурового раствора, приближенного к реальным условиям работы скважины, проводят расчет гидравлических показателей модели буровой скважины с имитатором ствола скважины 1 с выходным патрубком 2 и имитатором бурильной колонны 3 в соответствии с условиями работы реальной скважины. Устанавливают промысловые значения внутреннего диаметра скважины D1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтp1 (м) и проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины 1 с выходным патрубком 2 и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны 3, используя геометрическое подобие. Затем изготавливают имитатор скважины 1 с выходным патрубком 2 и имитатор бурильной колонны 3. Собирают устройство: предварительно взвешенную массу шлама загружают в имитатор ствола скважины 1 с выходным патрубком 2, затем заливают буровой раствор в емкость для бурового раствора 4 с необходимыми параметрами динамической вязкости η (Па·с) и плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3). Для этого задают значение фактической скважинной производительности Q13/с), внутренний диаметр скважины Dc1 (м) и наружный диаметр бурильных труб dтp1 (м), внутренний модельный диаметр скважины Dс2 (м) и наружный модельный диаметр бурильных труб dтр2 (м). Значения плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3) и динамической вязкости η (Па·с) для моделирования оставляют в соответствии с реальными параметрами бурового раствора. На основе указанных выше данных проводят расчет значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модели Re2 соответственно по следующей общей формуле:

где Re - число Рейнольдса;

Vк - скорость течения в кольцевом пространстве, м/с;

Dc - внутренний диаметр скважины, м;

dтр - наружный диаметр бурильных труб, м;

ρб.р - плотность бурового раствора, кг/м3;

η - динамическая вязкость, Па·с.

Выражают скорость течения в кольцевом пространстве Vк (м/с) через отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2).

Из формулы (1) получают следующую формулу для расчета числа Рейнольдса:

Для получения гидравлического подобия приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2. Получают:

или,

сокращая, получают:

Таким образом, выражают модельную производительность бурового насоса Q23/с), которая будет равна:

После чего в емкость для бурового раствора 4, соединенную с трубопроводами 5, погружают насос 6, соединенный с ЛАТРом 7.

Посредством установки необходимого напряжения на ЛАТРе 7 выставляют рассчитанное значение модельной производительности бурового насоса Q23/с).

Для оценки выноса шлама подбирают фильтрующую сетку с ячейками определенного размера (не показана) из расчета размера шламовых частиц, которую устанавливают на выходе из выходного патрубка 2, расположенного на имитаторе ствола скважины 1, через который исследуемый раствор со шламом поступает в уловитель шлама 8 емкости для бурового раствора 4. Запускают в работу устройство и проводят исследования.

Оценку степени выноса шлама производят по замеру его массы на выходе из имитатора скважины.

Пример

Производят расчет для определения гидравлических характеристик устройства. Исходя из начальных скважинных и модельных данных, получают следующие данные для расчета:

ρб.р=1100 кг/м3, η=0,02 Па·с, Dc1=0,2159 м, dтр1=0,127 м, Q1=30·10-3 м3/с, Dc2=0,037 м, dтр2=0,0218 м.

Рассчитывают Q23/с), исходя из формулы (3) и (4):

Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине, включающий имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, циркуляционную систему с емкостью для бурового раствора, трубопроводов, насоса, отличающийся тем, что определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м), проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие, затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины, заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q13/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр (м), плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·с), рассчитывают число Рейнольдса Re по общей формуле как:
;
после чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2, определяя модельную производительность бурового насоса Q23/с) как:
;
затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q23/с).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для дистанционного экспрессного контроля параметров бурового раствора в циркуляционной системе скважин.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно - к наземным геолого-технологическим комплексам контроля параметров бурового раствора. Устройство содержит смонтированные на быстросъемной крышке люка датчик измерителя уровня раствора и подвесной погружной контейнер, разделенный на две части, передняя из которых снабжена электроакустическим преобразователем измерителя скорости потока с коаксиальным кабелем, герметично введенным во вспомогательную воздушную полость контейнера, и обращенным приемоизлучающей поверхностью в сторону нижней внутренней поверхности желоба.

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце.

Изобретение относится к емкостям-хранилищам техногенного назначения и может быть использовано для сбора жидких углеводородов при их аварийных разливах. Устройство содержит трубные секции в виде жесткого цилиндрического корпуса с крышкой.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит аккумулирующую емкость с сетчатым фильтром и выходным отверстием, гидравлически сообщающимся с откалиброванным струйным аппаратом.

Группа изобретений относится к системам для локализации и регулирования жидкостей, получаемых на рабочей площадке, например площадке для бурения нефтяных или газовых скважин.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к буровым насосам. Буровой насос прямого привода с постоянными магнитами имеет электродвигатель с постоянными магнитами, вал, соединенный с электродвигателем, и блок нагнетания насоса, соединенный с концом вала, противоположным электродвигателю.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к изоляции и мониторингу текучей среды, используемой для гидроразрыва пласта. Система включает в себя несколько гибких конструкций изоляции текучей среды для хранения текучих сред, применяемых или получаемых в процессе гидроразрыва пласта.

Группа изобретений относится к области охраны окружающей среды и может быть использована при строительстве буровых скважин для размещения отходов бурения. Способ включает создание чаши шламонакопителя, устройство противофильтрационного экрана на днище и бортах чаши.

Изобретение относится к обработке нефтесодержащих отходов и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности.

Изобретение относится к способам мониторинга состояния телемеханизированных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи нефти. Техническим результатом является появление конкретного способа контроля функционирования нефтепромысловых объектов и погружного оборудования по данным телеметрии на месторождениях добычи нефти. Способ контроля состояний телемеханизированных нефтепромысловых объектов с помощью нейросетевого анализа, заключается в подготовке данных из архива в виде n-размерных векторов состояний скважин, формировании карты Кохонена, формировании выборки данных из архива базы в виде n-размерных векторов состояний скважин. Алгоритм нейросетевого анализа использует зависимый параметр, вычисляются прогнозные значения зависимого параметра, вычисляется разница между расчетным и замеренным значениями зависимого параметра. Результаты работы алгоритма представляются в виде совместного графика двух переменных: средней дистанции между векторами входных параметров и вектором модели для каждой скважины и разницы между значениями расчетного и замеренного значения зависимого параметра для каждой скважины. 3 ил.
Наверх