Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методики гидравлического расчёта промывки при бурении скважин на месторождениях Ирака

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методики гидравлического расчёта промывки при бурении скважин на месторождениях Ирака"

Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина

На правах рукописи УДК 622.24

003482^4^

Мохаммед Фалех Хасан

Совершенствование методики гидравлического расчёта промывки при бурении скважин на месторождениях Ирака

Специальность: 25.00. 15 - « Технология бурения и освоения скважин »

^ Г-10Г7 £:э

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2009 г.

003482242

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И. М. Губкина.

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Леонов Евгений Григорьевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук,

Нифантов Виктор Иванович

кандидат технических наук, Липатов Владимир Иванович Ведущая организация: ООО НПО («Буровая техника» - ВНИИБТ)

Защита состоится « 24 » ноября 2009 г., в 15 часов, в ауд. 731 на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: Москва, В - 296 ГСП -1,119991, Ленинский проспект, 65. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Автореферат разослан <0-% октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

Б. Е. Сомов

Общая характеристика работы Актуальность темы диссертации

Ирак одна из крупных нефтедобывающих стран не только Среднего Востока, но и мира. Доказанные извлекаемые запасы нефти на 1.1.2004г. оценивались в размере 16,47 млрд. т. По отношению к мировым запасам нефти это составляет 11,8 %.

В основе подавляющего большинства технологических операций бурения нефтяных и газовых скважин лежат гидромеханические процессы. Современное бурение невозможно без прокачивания промывочных, тампонажных и других рабочих жидкостей.

Большинство осложнений и аварий, возникающих при бурении скважин, так или иначе, связаны со свойствами используемого бурового раствора и режимом его течения. Применяемый тип бурового раствора и режим течения должны обеспечивать устойчивость пород и заданные давления на стенки скважины. Эти факторы определяют актуальность проблемы промывки особенно применительно к наиболее перспективной южной группе месторождений Ирака, где скважины характеризуются большей глубиной и более высокой температурой. Цель работы

Повышение эффективности бурения скважин на месторождениях Ирака путем совершенствования гидравлических расчетов промывки скважин. Основные задачи исследования

1. Рассмотрение основных способов расчёта потерь давления при течении несжимаемых жидкостей в трубах.

2. Экспериментальное исследование влияния температуры на реологию и фильтратоотдачу основных типов водных буровых растворов, применяемых в Ираке.

3. Сопоставление результатов расчётов потерь давления в скважине по приближенным и точным формулам при ламинарном и турбулентном течениях вязкопластических жидкостей.

4. Разработка рекомендаций по расчёту потерь давления в циркуляционной системе при бурении скважин.

Научная новизна

1.Проанализированы известные расчётные соотношения для определения потерь давления в "трубах. Предложена новая удобная методика расчёта потерь давления в трубах при ламинарном течении вязкопластических жидкостей при бурении скважин, позволяющая наглядно видеть возможности и области использования методик, рекомендованных ранее другими учёными. Составлена программа реализации рекомендуемой методики на компьютере с помощью пакета МАТЬАР.

2. Получены решения ряда трансцендентных уравнений, связанных с расчётами течений вязкопластичных жидкостей.

3. Проведена лабораторная оценка влияния температуры на реологические свойства и фильтратоотдачу основных типов буровых растворов, используемых в Ираке.

4. Оценено влияние изменения реологических свойств бурового раствора от термобарического воздействия на результаты расчётов потерь давления.

5. Аналитически обоснован и подтвержден промысловыми данными расчёт гидравлических потерь в циркуляционной системе при бурении скважин. Практическая значимость и реализация полученных результатов работы Предложена новая удобная методика расчёта потерь давления в циркуляционной системе при бурении скважин. Составлена программа для реализации этой методики на компьютере. Аналитически обоснован и подтвержден промысловыми данными расчёт гидравлических потерь в скв. 11-397 Сев. Румейла.

Основные защищаемые положения

1. Универсальная схема сравнения новых и известных формул для расчёта потерь

давления при ламинарном течении вязкопластической жидкости в трубах в области чисел Сен - Венана от 10'1 до 4 • 106, позволяющая наглядно видеть возможности и области использования методик, рекомендованных ранее учеными различных научных школ.

2. Повышенная точность гидравлических расчётов потерь давления в циркуляционной системе при бурении скважины.

3. Результаты экспериментальных исследований типовых для Ирака буровых растворов при термобарических условиях, характерных для перспективных месторождений Ирака.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы докладывались, обсуждались и одобрены на научных семинарах кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина (2007 ,2008 гг). Публикации. Основные результаты исследований представлены в двух научных работах, опубликованных в журнале рекомендованном ВАК.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения и списка литературы из 123 наименований. Она изложена на 162 страницах, содержит 37 рисунков и 23 таблицы. Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, определены цели и задачи исследований, отмечена научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе рассмотрены : общая характеристика месторождений юга Ирака; влияние термобарических условий в разрезе на свойства бурового раствора; потери давления в элементах циркуляционных системы; основные задачи исследований, а также содержится краткий обзор состояния нефтяной промышленности Ирака, которая началась с открытия первого в стране нефтяного месторождения Киркук, где была пробурена первая добывающая скважина в 1927г.

Рассмотрены исследования в области влияния повышенной температуры на свойства буровых растворов.

Совершенствованию буровых растворов, гидравлике и технологии их применения при различных термобарических условиях посвящены работы А. Г. Аветисова.О. К. Ангелопуло, Э. Г. Агабальянца, А. И. Булатова, В. Д. Городнова, Б.И. Есьмана, В. И. Исаева, Э. Г. Кистера, Е. Г. Леонова, В. И. Липатова, М. И. Липкеса, А. X. Мирзаджанзаде, Н. А. Мариампольского, А. И. Пенькова, Г. Д. Розенберга, Р. И. Шищенко, Дж. Р. Грея, Г. С. Г. Дарли, Дж. Л. Луммуса, Н. Маковея, Ф. Роджерса, Р. Э. Уокера и др.

Температура довольно существенно влияет на текучесть буровых растворов. Можно считать установленным, что в общем случае пластическая вязкость т) буровых растворов, приготовленных любым способом, так же как и вязкость чистой воды, с увеличением температуры уменьшается. При этом вязкость раствора по

сравнению с вязкостью воды может снижаться несколько быстрее или медленнее.

Высокая температура может существенно влиять на свойства буровых растворов и часто оказывается определяющим фактором, препятствующим применению той или иной рецептуры. Разнообразие растворов, а также процессов, которые могут проходить в них при нагревании, значительно снижает достоверность прогнозирования возможных изменений их технологических свойств. При нагревании обычно наблюдается диспергирование твердой фазы, физико-химические превращения минералов глин и реагентов, изменение растворимости солей и условий взаимодействия между компонентами системы.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин в Ираке применяют различные промывочные жидкости, отличающиеся как по составу основных материалов, так и по виду химических реагентов, используемых для регулирования их свойств. Поэтому влияние температуры на свойства промывочных жидкостей следует изучать индивидуально для раствора каждого типа.

На основании рассмотрения опубликованных исследований глинистых растворов при высоких температурах и после циклического воздействия на них высоких температур можно предполагать, что свойства этих растворов изменяются в основном вследствие гидратации глинистых частиц и в меньшей мере в результате структурных изменений самих глин.

В современных условиях задача управления свойствами буровых растворов состоит в том, чтобы в соответствии с горногеологическими условиями и гидравлической программой бурения поддерживать требуемые реологические и фильтрационные их характеристики при минимальном содержании твердой фазы, заданном уровне ингибирования и термосолестойкости.

Для анализа литературы по расчётам потерь давления при ламинарном или турбулентном течении вязких и вязкопластических жидкости в трубах и кольцевых каналах и возможностей учёта в них термобарических условий рассмотрены основополагающие работы Хагена - Пуазейля, Букингама и Дарси - Вейсбаха.

Вторая глава посвящена изучению влияния температуры на реологию и фильтратоотдачу основных типов водных буровых растворов, применяемых на месторождениях Ирака. В ней содержится описание экспериментальных

исследований четырёх типов буровых растворов на водной основе, условно названных: лигносульфонатным (фхлс), гипсовым, полимерным -KCL и насыщенным солью(№С1). По составам растворы 1-гЗ можно отнести к слабоминерализованным, а четвертый - к насыщенным. Эти растворы изучены в лабораторных условиях при температурах от 20 до 150 °С, встречающихся на месторождениях Ирака. Описана методика проведения опытов. При приготовлении растворы тщательно перемешивали в течение 24 ч. для лучшей гидратации. Затем, пропуская растворы через сито с мелкими отверстиями, удаляли нераспустившиеся комочки компонентов способные повлиять на измерения.

Геометрические измерения производили на ротационном вискозиметре Фанн 50С, который позволяет определять напряжение сдвига х в диапазоне скорости вращения наружного цилиндра от 0.0 до 600 об/ мин. при заданных температуре (до 260°С) и давлении (до 6,9 МПа). Это даёт возможность находить реологические свойства растворов в широком интервале термобарических условий и использовать эти сведения, чтобы получить информацию о поведении потока жидкости в реальных скважинах Ирака.

Исследованные растворы имели следующий состав.

1. Лигносульфонатный раствор плотностью 1181 г /л. приготовлен из 1,0 л. пресной воды; 100,1 г. бентонита; 5,72 г. QBroxine; 0,572 г. NaOH; 6,0 г. CMC и 35,7 г. NaCl.

2. Гипсовый буровой раствор плотностью 1200 г /л.содержал 1,0 л. пресной воды; 100,0 г. бентонита; 17,16 г. гипсов; 2,0 г. NaOH; 8,58 г. Qbroxine; 2,86 г. CMC и 35,7 г. NaCl.

3.Полимерный буровой раствор плотностью 1106 г /л состоял из 1,0 л. пресной воды; 5,72 г. ХС -полимера; 11,44 г. KCl; 11,44 г. бентонита; 0,286 г. КОН; 5,72 г. CMC и 35,7 г. NaCl.

4. Насыщенный солью буровой раствор плотностью 1423 г /л. был приготовлен из 1,0 л. пресной воды; 22,88 г. бентонита; 378,9 г. NaCl; 40,0 г. zeogel; 5,72 г. QBroxine; 1,43 г. NaOH; 11,44 г. CMC и 1,43 г. ХС-полимера.

Полные названия, использованных реагентов: QBroxine-модифицированный феррохром лигносульфонат,ХС-полимер(биополимер), CMC -карбоксиметилцеллюлоза, NaOH -каустическая сода, NaCl -хлорид натрия, zeogel -

аттапульгитовая глина, КС1-хлорид калия и КОН - гидроксид калия.

Считая растворы вязкопластической жидкостью, вычисляли значения пластической

вязкости п и динамического напряжения сдвигу т0 по формулам:

т] = т( србоо - фзоо); То = 5(2 ф300 - фбоо). где т,5-размерные коэффициенты; ф300 , фбоо - углы поворота.

Результаты определения реологических свойств растворов сведены в табл. 1 и показаны на рис. 1 и 2.

Таблица 1

Реологические свойства буровых растворов при различных температурах

Темп. Т,К Вода Лигносульф-онатый буровой раствор Гипсовый буровой раствор Полимерный -КСЬ буровой раствор Насыщенный солью буровой раствор

Т1,Пас Л,Па-с То,Па Т1,Па-с То, Па Т|,Пас Т0, Па т|,Па-с То,Па

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

293,7 0,001 0,0145 7,90 0,0242 16,43 0,0228 17,72 0,0205 13,55

310,8 0,00066 0,0135 7,18 0,02235 15,88 0,0212 17,61 0,0198 12,45

338,5 0,00047 0,0103 6,13 0,01825 14,25 0,0148 16,62 0,0156 11,46

366,3 0,00036 0,0086 4,98 0,0158 13,60 0,01115 12,45 0,015 7,80

394,1 0,00019 - - 0,012 12,45 0,0097 9,94 0,0142 5,70

В табл. 1 экспериментальные данные Т]=Т)(Т) и т0=т0(Т) хорошо аппроксимируются экспоненциальными зависимостями:

т]-а-ехр(-ЬТ)-, (1)

г0 =с-ехр(-^Г), (2)

где а,Ь,с,^эмпирические коэффициенты, свои для каждого раствора. Также определена точность расчётов по формулам (1) и (2) в виде среднеквадратических отклонений а^ и от0 .которые найдены по формуле

л

> где XI -измеренное и рассчитанное значения Тсн или

1=1

Т)1 при»

а Б

0£С5 О Д2 0Ш5

т

О £05

ч-,5

2Э0

;о

с к

10

X»

350

380

Т,К

V * —2 ^ з

4

—— 1

Рис.1. Влияние температуры на пластическую вязкость: 1-полимер-КСЬ буровой раствор;

2- насыщенный солью буровой раствор;

3- гипсовый буровой раствор;

4- лигносульфонатный буровой раствор;

5- вода.

Рис.2. Влияние температуры на динамическое напряжение сдвига:

1-полимер-КСЬ буровой раствор;

2- насыщенный солью буровой раствор;

3- гипсовый буровой раствор;

4- лигносульфонатный буровой раствор.

2Э0 330 353 ЗШ Т,К

Фильтратоотдачу растворов при повышенном давлении Р =4,2 МПа и температуре Т= 422 К определяли на фильтропрессе фирмы «Бароид»,предназначенном для работы при давлениях до 7 МПа и температурах до 463 К. Объём фильтрата, который можно собрать в течение 130 = 30 мин., рассчитывали по формуле: фзо= Ф7.5 (Ы^з)0'5 . где ф30-объем фильтрата за время опыта 13о =30 мин; <¡>7,5 - объем фильтрата за =7,5 мин.

Результаты определения фильтратоотдачи растворов сведены в табл. 2.

Таблица 2

Фильтратоотдача буровых растворов при повышенном давлении и температуре.

Тип раствора Фильтратоотдача,см3 /30 мин.

Др=0,7МПа; Т=293 К. Др = 3,5 МПа; Т= 422 К.

1 2 3

Лигносульфонатный 8,8 16,2

Гипсовый 7,85 13,6

Полимерный -КСЬ 12,0 30,25

Насыщенный солью 17,5 33,2

Анализ опытных данных позволил сделать следующие выводы.

1.Повышенная температура изучаемых растворов (см. табл. 1, рис. 1 и 2) приводит к снижению их реологических характеристик (т0 и ц ), т.е. к улучшению их прокачиваемости.Насмотря на то,что при нагревании интенсифицируются процессы диспергирования твёрдой фазы, физико-химические превращения минералов глин и реагентов, растворимость солей и взаимодействие между компонентами раствора, видимо, решающим является уменьшение вязкости дисперсионной среды, также как это имеет место в чистой воде.

2. Зависимости пластической вязкости и динамического напряжения сдвига от температуры хорошо аппроксимируются экспоненциальными формулами (1) и (2).

3. Примерно двухкратный рост фильтратоотдачи при повышенной температуре и давлении (см. табл. 2) не вызывает существенного изменения термостабильности растворов и как показывают промысловые данные не сказывается на устойчивости пород в стенках открытого ствола скважин. Поэтому для расчёта распределения давления в циркуляционной системе скважины и выбора режимов работы насосов обоснованно использовать данные реометрических измерений при нормальных условиях.

4. Изученные составы растворов удовлетворяют требованиям промывки при бурении скважин до глубин 5000 м на месторождениях Ирака с соответствующими термобарическими условиями.

В третьей главе рассматриваются установившиеся течение жидкостей в элементах циркуляционной системы скважины. Детально анализируются расчёты давлений при ламинарном течении вязкой несжимаемой жидкости в трубах и концентричных кольцевых каналах. В практике бурения скважин на месторождениях Ирака для описания реологических свойств промывочных жидкостей в основном применяют модель вязкопластичной среды Шведова - Бингама. При этом потери давления в бурильных и обсадных трубах при ламинарном (структурном) режиме течения вязкопластичных жидкостей определяют по приближенной формуле Американского нефтяного института (АНИ), которая является приближением решения Букингама. В России этот же расчёт в основном выполняют по графоаналитической методике Гродде. Для расчёта потерь давления могут быть использованы формулы других исследователей Н. А. Гукасова, Н. П. Лещего, Д. Ю. Мочернюка, Б. И. Мательмана и Г. Д. Розенберга. Поэтому необходимо было рассмотреть наиболее известные методики, оценить погрешность получаемых результатов по сравнению с расчётами по общепринятой точной формуле Букингама.

где 5е = сГто 1(щ) - число Сен - Венана; ДР - перепад давления на участке трубы Ь; Б - площадь перечного сечения круглой трубы; с! =211 - диаметр трубы; р = 4Ьтс/(с1ДР) -число, характеризующее обратную величину безразмерного перепада давления. При практических гидравлических расчётах обычно требуется по заданному расходу жидкости q найти перепад давления ДР , который в четвертой степени в неявном виде входит в уравнения (3) и (4). Точное преобразование этих уравнений относительно размерного ДР или безразмерного р перепада давления ранее получено Г. Д. Розенбергом и Б. И. Мительманом в явном виде

Эту формулу можно представить в безразмерном виде:

(3)

(4)

АР^ЦЬ-фе)

(5)

или в безразмерной форме Р=3/[ф(&0],

где <p(Se) = с

1 + J1-

су[2Ь

! = 1 + 6ISe-, А = Vi-+ ;

¿> = A(a)3; c = a(l+V0,5A3).

Выражения (5) и (6) достаточно громоздкие, поэтому для определения перепада давления ДР стремятся использовать более простые приближенные формулы, которые наряду с точным решением Букингама сведены в табл. 3. В последней также даны формулы предлагаемые автором диссертации.

Таблица 3

№ Методика Уравнение

1 Букингама (точное решение) 5г- 8/7 4 1 1 --Р + -Р* У У

2 Приближенные формулы Гродде Графо-аналитическая методика

3 АНИ 8 + 45е/3

4 Лещего и Мочернюка ;9 = 1+—(l—Л + Se) ¿И '

5 Гукасова 8 +Se

6 Новые формулы, полученные автором При Se <12 Рнов. = Se/(8 + l,333 Se), если же Se >12 , то Рнов. = 1-3,4 [(1,2 + 0,5Se)w -1] / Se.

Все указанные в табл.3 формулы для расчёта потерь давления при ламинарном режиме течения вязкопластичных жидкостей в трубах удалось представить с помощью одинаковых безразмерных критериев Бе и р.

Расчёт потерь давления для конкретных условий начинают с вычисления значения Сен - Венана Бе, а затем по одной из приведенных в табл. 3 формул определяют число р, что позволяет наши величину потерь давления.

На рис. 3 приведен график р=Р(Бе) точного уравнения (4), а также графики приближенных формул других авторов, упомянутых в табл.3. Интервал значений чисел Бе от 10'1 до 4-106 охватывает все встречающиеся в практике бурения случаи ламинарных течений вязкопласгаческих жидкостей в трубах.

Рис.З.Графики функций Р = Р (Бе) при ламинарном течении ВПЖ в трубах, где кривые построены по:

1-формуле Букингама;

2- формуле Гродяе;

3- формуле АНИ;

4- новым формулам;

5- формуле Гукасова;

6-формуле Лещего и Мочершока.

10'J 10"' 10° ю* ю! ю' ю4 10*

Широко применяемая в России графоаналитическая методика Гродде предусматривает по найденному числу Se считывание значения Р с кривой графика рис. 3. Большая длина логарифмической шкалы, включающей семь порядков значений чисел Se, приводит к существенным погрешностям визуальных пометок значений Serp и последующих отсчётов по ним р. Расчёты безразмерной величины давления по приведенным в табл.3 уравнениям, а также получаемая при этом погрешность, сведены в табл. 4 и 5. При этом числа Se подобраны так, чтобы вычисляемые по формуле (4) искомые значения р изменялись с шагом 0,05(см. графу 2). Здесь и далее введены индексы :Т. и П.- точное и приближенное значение ; Бук,- значение получено с помощью точной формулы Букингама; М.Р.- преобразование Мительмана- Розенберга; Гр.- с помощью методики Гродде ;АНИ - по формуле АНИ ; нов.- по новым формулам ; Гук. - по формуле Гукасова; Лещ. - по формуле Лещего и Мочернюка

Таблица 4

Значения Р=Р(8е) и погрешность 5 приближенных методик

№ вег. ii Бегр Ргр. Рани. Рнов. 8гр. * 8ани % 8нов %

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 0,081 0,01 0,09 0,011 0,0100 0,0100 9,1 0,00 0,00

2 0,428 0,05 0,42 0,046 0,0500 0,0500 8,7 0,00 0,00

3 0,923 0,10 0,83 0,09 0,1000 0,1000 ИД 0,00 0,00

4 1,499 0,15 1,6 0,16 0,1500 0,1500 6,25 0,00 0,00

5 2,180 0,20 1,95 0,19 0,2000 0,2000 5,26 0,00 0,00

6 2,994 0,25 2,7 0,23 0,2497 0,2497 8,7 0,12 0,12

7 3,982 0,30 3,6 0,27 0,2992 0,2992 11,1 0,26 0,26

8 5,201 0,35 4,7 0,32 0,3483 0,3483 9,37 0,48 0,48

9 6,734 0,40 6,5 0,38 0,3967 0,3967 5,26 0,83 0,83

10 8,703 0,45 7,83 0,43 0,4440 0,4440 4,65 1,35 1,35

11 11,294 0,50 10,5 0,47 0,4899 0,4899 6,38 2,1 2,1

12 11,878 0,5095 12,2 0,52 0,498 0,521 2,02 2,31 2,21

13 14,806 0,55 16,2 0,57 0,5338 0,5561 3,5 3,03 1,1

14 15,000 0,5525 16,7 0,57 0,5357 0,5581 3,07 3,13 1,0

15 19,736 0,60 17,75 0,58 0,5753 0,5991 3,44 4,29 0,16

16 26,966 0,65 24,5 0,62 0,6136 0,643 4,84 5,93 1,09

17 38,173 0,70 34,3 0,67 0,6483 0,688 4,47 7,97 1,74

18 56,888 0,75 53,3 0,72 0,6786 0,7344 4,16 10,52 2,1

19 91,603 0,80 96 0,78 0,7041 0,7827 2,56 13,62 2,21

20 167,127 0,85 150 0,83 0,7242 0,8330 2,4 17,37 2,03

21 385,026 0,90 365 0,89 0,7387 0,8859 1,12 21,83 1,59

22 1571,736 0,95 1400 0,93 0,7473 0,9415 2,15 27,12 0,90

23 4000000 0,999 4000000 0,997 0,7500 0,9988 0,2 33,16 0,02

Таблица 5

Значения р=р(8е) и погрешность 8 приближенных методик

№ 8ет. рБук.= Рмр. Ргух. Рлыц. 5гук , % 5 Лещ., %

1 2 3 4 5 6

1 0,081 0,01 0,01 0,0195 0,00 48,7

2 0,428 0,05 0,0508 0,0888 1,57 43,7

3 0,923 0,10 0,1034 0,1620 3,30 38,3

4 1,499 0,15 0,1578 0,2250 4,94 33,33

5 2,180 0,20 0,2141 0,2814 6,58 28,93

6 2,994 0,25 0,2723 0,3333 8,20 25,0

7 3,982 0,30 0,3323 0,3812 9,72 21,3

8 5,201 0,35 0,3940 0,4269 11,17 18,0

9 6,734 0,40 0,4570 0,4710 12,47 15,1

10 8,703 0,45 0,5210 0,5140 13,63 12,45

11 11,294 0,50 0,5854 0,5562 14,60 10,1

12 13,000 0,526 0,6190 0,5782 15,02 9,03

13 14,806 0,55 0,6492 0,5980 15,28 8,03

14 15,000 0,5525 0,6522 0,6000 15,29 7,92

15 19,736 0,60 0,7116 0,6399 15,68 6,2

16 26,966 0,65 0,7712 0,6819 15,71 4,68

17 38,173 0,70 0,8267 0,7245 15,32 3,38

18 56,888 0,75 0,8767 0,7677 14,45 2,30

19 91,603 0,80 0,9197 0,8117 13,01 1,44

20 167,127 0,85 0,9543 0,8568 10,93 0,79

21 385,026 0,90 0,9796 0,9031 8,13 0,34

22 1571,736 0,95 0,9998 0,9508 4,98 0,08

23 3997999,0 0,999 1,0000 0,999 0,10 0,00

Проведенный анализ расчётных схем показал, что перепад давления можно определять по формуле АР = 4Ьто/(<1 Р) . При этом весь интервал чисел Бе от 10"' до 4-106 целесообразно разбить на два участка. На каждом участке чисел Бе значения р следует вычислять по своей приближенной формуле. При Бе <12 рекомендуется пользоваться

формулой в виде

Рнов = Бе/(8+1,333 Бе), (7)

которая в этом интервале Бе совпадает с формулой АНИ. Если же Бе > 12, то Р„ов. = 1-3,4 [(1,2 + 0,58е)°'5 -1] / Бе. (8)

Максимальная погрешность расчёта ¡3„ов. по новым формулам (7) и (8) соответственно составляет 8= махбнов, <2,21 % (см. графу 9 табл. 4). Результаты вычислений Р = Р (Бе) и погрешностей 8 по формулам табл. 3, для наглядности представлены на рис. 3 и 4. Из сравнения кривых на рис. 4, видно, что формулы (7) и (8) дают существенно меньшие отклонения (махбнов. <2,21 % ) по сравнению с расчетами по методике Гродде (махЗГр. <11,1 % ), формуле АНИ (махЗАНИ < 33,2 % ), формуле Гукасова (махЗГук. < 15,71% ) и формуле Лещего и Мочернкжа (махЗЛещ. < 48,7%).

Таким образом в результате численных экспериментов нами установлено, что при расчётах потерь давления новые формулы дают меньшие отклонения от точных значений.

Рис. 4. Графики функции 8= 8 (Бе). Кривые построены по данным табл. 4 и 5:

1- данным графы (8);

2- графы (9);

3- графы (7);

4- графы (5);

5- графы (6).

В России и Ираке суммарные потери давления ДР при движении промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы рассчитываются по выражению ДР = £ (Д^) = X (Д^г,)+1 (Д^я)+ДР4(Г +АРШ +ДР0 +ДРл +ДРг, (9)

где ХДРтр. ЕДРкп— потери давления на трение по длине в трубах и кольцевом пространстве ; ДРМТ, ДРМК — потери давления в местных сопротивлениях в трубах и

кольцевом пространстве; ДР0 — потери давления в наземной обвязке; ДРд— потери давления в промывочных отверстиях долота; ДРГ — разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах. Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости в круглой трубе и кольцевом канале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критическое число Рейнольдса ИеКр течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от ламинарного режима к турбулентному. Это число для вязкопластических жидкостей определяется по графику Хенкса или по формуле Е. М. Соловьёва: Яекр=2100 +7,ЗНе0'58, (10)

где Не = р (1г2 то / т]2— число Хедстрема; Т)— пластическая вязкость промывочной жидкости; т0—динамическое напряжение сдвига.

Для наглядности выполнены расчёты потерь давления в циркуляционной системе скв. Я - 397 Сев. Румейла по трём методикам (применяемой в России, Ираке и с учетом новых формул). Результаты расчётов сравнены между собой и с фактическими данными.

Определение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига при некоторых реальных значениях плотности (р = 1000 -г 1250 кг/м3) изученных растворов было выполнено по эмпирическим формулам П = (р-750) 32,45-Ю"6 Па-с; (11)

= (р-750) 1,35-Ю"2 Па, (12)

полученным автором диссертации.

Сравнение результатов, расчётов по формулам (11) и (12) с данными Л. В. Борисенко, показывает их удовлетворительное совпадение и указывает на возможность использования этих формул в случае отсутствия сведений о реологических свойствах бурового раствора.

Результаты расчёта потерь давления в циркуляционной системе конкретной скважины по применяемым методикам: Гродде в России, АНИ в Ираке и с учетом новых формул, полученных автором диссертационной работы, а также фактические данные по скважины приведены в табл. 6 и представлены на рис. 5. Отклонение

рассчитанных потерь давления от фактических 5 найдено из выражения 8 = (|Рфак.-Рвыч.|/Рвы,.)-100%. (13)

Таблица б

Перепад давления в элементах циркуляционной системы на разных глубинах скв. К - 397 Сев. Румейла.

Глуб ина, м. Потери давления в элементе ДР АНИ, МПа. ДР Гр. МПа. ДР нов. МПа. ЕДР АНИ МПа. 1ДР Гр. МПа. £ДР нов. МПа. ДР Факт. МПа. 6 нов. 6 АНИ 8 Гр

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

За трубами 0,053 0,058 0,036

ЗаУБТ 0,025 0,028 0,035

В долоте 3,870 3,139 3,139

782 БУНТ В трубах В наземной обвязке 1,971 2,258 0,361 2,369 2,615 0,772 2,369 2,615 0,772

£ДР 8,54 8,98 8,96 7,9 11,8 7.5 12.0

За трубами 0,274 0,292 0,27

ЗаУБТ 0,099 0,095 0,091

В долоте 3,677 3,971 3,971

1917 В УБТ В трубах В наземной обвязке 1,284 2,851 0,236 1,486 3,102 0,477 1,486 3,102 0,477

1ДР 8,42 9,42 9,40 7,59 19,2 9,86 19,4

2137 За трубами ЗаУБТ В долоте В УБТ В трубах В наземной обвязке 0,327 0,103 5,304 1,073 2,604 0,197 0,357 0,115 4,042 1,219 2,787 0,387 0,268 0,102 4,042 1,219 2,787 0,387

£ДР 9,75 9,01 8,88 8,96 0,90 6,56 0,78

За трубами 0,897 0,874 0,544

ЗаУБТ 0,178 0,139 0,134

В долоте 5,327 4,320 4,320

2533 В УБТ В трубах В наземной обвязке 0,957 3,094 0,204 1,070 3,254 0,389 1,070 3,254 0,389

£ДР 10,66 10,04 9,88 9,66 2,22 9,38 3,78

Давление, МПа. ,о £ 10 15 а 2Г 30 35

Рис. 5. Эпюры распределения давления в скв. Я-397 на месторождении Северная Румейла:

1- по методике АНИ Р = 9,75 МПа.

2- Гродде Р = 9,0 МПа.

3- эпюры построены с учетом новых формул (7) и (8)

Р = 8,9 МПа.

Рассмотрено влияние повышенной температуры на реологические свойства бурового раствора (т| , То) и потери давления в циркуляционной системе бурящейся скважины. Потери давления, при этом рассчитывались по двум методикам (Гродде и АНИ) и сравнивались с фактическим давлением в стояке при бурении скважины в Ираке. Из-за увеличения температуры и изменения реологических свойств буровых растворов, потери давления изменились при расчётах по обеим методикам. Например, на глубине 782 м, при повышении температуры от 293 К на поверхности до 410 К на забое, изменения в перепаде давления составляют 0,834 МПа по методике АНИ и 0,336 МПа по методике Гродде. Потери давления, вычисленные по методике АНИ для всех рассмотренных случаев, оказались больше, чем потери давления вычисленные по методике Гродде. В то же время обе методики показали результаты близкие к фактическим данным, полученным на скв., И- 397 Сев. Румейла. Поскольку в настоящее время в известной литературе отсутствует методика расчёта потерь давления, учитывающая изменение температуры по глубине скважины, поэтому для расчёта распределения давления в циркуляционной системе скважины и выбора режимов работы насосов обоснованно использовать данные реометрических

измерений при нормальных условиях, получая оценочные результаты с ошибкой в сторону повышения запаса давления. В качестве программного обеспечения этих расчётов был использован лакет MATLAP.

В наибольшей мере предлагаемая методика гидравлического расчёта эффективна при осуществлении промывки скважины перед цементированием обсадной колонны, когда буровой раствор течёт как в трубном, так и затрубном пространстве при ламинарном режиме и излишнее гидродинамическое давление промывочной жидкости может ухудшать коллекторские свойства продуктивного пласта. В этом случае необходимо как можно точнее рассчитывать величины давления по всему каналу от цементировочной головки обсадной колонны до выхода промывочной жидкости на устье скважины.

Тестовой числовой пример для такого случая выполнен нами для типовой скважины нефтяного месторождения Сев. Румейла по графо - аналитической методике Гродде, по приближенной формуле АНИ и по предлагаемой автором новой методике. Исходные данные, представленные в системе СИ и английских единицах измерения , следующие : глубина спуска второй обсадной колонны Lc = 2024 м = =6640.7ft; внутренний диаметр второй обсадной колонны dB = 0,223 м = 8.78in; внутренний диаметр первой обсадной колонны d„ = 0,32 м = 12,5 in; глубина спуска первой обсадной колонны ЬобС.=724 м =2375.4 ft; диаметр долота ёд= 0,2953 м = ll,626in; расход жидкости q = 0,033 м3/с =514 gal/min; плотность промывочной жидкости р =1200 кг/м3=10 lb/gal ¡динамическое напряжение сдвига т0= 6,13 Па = 12,8 lb/(100ft2); пластическая вязкость ri = 0,014 Па-с = =14 сР. ¡конструкция скважины представлена на рис. 6а. Расчёт перепада давления по методикам выполнен по единой схеме для всего гидравлического тракта скважины : во второй обсадной колонне от сечения 0 - 0 до сечения 2 - 2, в кольцевом пространстве от сечения 2 - 2 до сечения 1 - 1 и от сечения 1 -1 до сечения 0-0. Порядок расчёта включает следующие шаги: определяется средняя объёмная скорость vT=4Q/(mij), vm = AQ!(K{d] -d]t)); рассчитывается фактическое число Рейнольдса Rer = pvTdTIt], Rem = pv„„{dc-dH)lr)\ вычисляется число Хедстрема Не= Tod2p/r|2; критическое число Рейнольдса определяется по графику Хенкса или из соотношения Е. М. Соловьёва; убедившись, что режим течения ламинарный; определяем число Se; находим безразмерное число

Р и соответственно перепад давления на рассматриваемом участке. Результаты расчётов сведены в табл. 7 и представлены на рис. 6Ь.

Давление, МПа

724м

0,32м

0,3397

0,223м 0,2953м

2024м

(а)

500

я В

г»

г

0,2445м

1500

2000

2500

1

1,2 -

(Ь)

Рис. 6. Схема циркуляционной системы (а) и эпюры расспределения давления в скважине при промывке 245 мм колонны на месторождении Сев. Румейла (Ь). Расчёт: I- по Гродде (Россия); 2- новой методике; 3- АНИ (Ирак).

Таблице 7

Методика Потери давления; Па

Во 2-ой колонне от 0 - 0 до 2 - 2 В кольцевом пространстве от 2-2 до 1 - 1 В кольцевом пространстве от 1 -1 до 0 - 0 Сумма потерь давления ДР

Гродде 271401,5 1254960,6 385462,6 1911824,7

АНИ 311987,2 1456859,6 457811,0 2226657,8

Новая 277147,2 1254960,6 385462,6 1917570,4

Нетрудно видеть, что используемая в настоящее время в Ираке методика гидравлического расчёта по рекомендациям АНИ дает несколько завышенные потери

давления по сравнению с вычислениями по Гродце, применяемыми в Россия и предлагаемыми нами расчётами.

Основные выводы и рекомендации

1. Детально рассмотрены вопросы расчёта потерь давления при ламинарном и турбулентном течении жидкостей в основных элементах циркуляционной системы при бурении скважин.

2. Предложена более удобная схема сравнения известных и новых формул расчёта потерь давления при ламинарном течении вязкопластических жидкостей в трубах в области чисел Сен - Венана от 10"1 до 4 • 106, позволяющая наглядно видеть возможности использования методик, рекомендованных ранее учеными различных научных школ.

3. Выполнено сравнение результатов расчётов потерь давления при течении жидкостей в циркуляционной системе скважин по приближенным методикам, широко применяемым в России и Ираке, и точной формуле Букингама.

4. В результате численных экспериментов установлено, что при расчётах потерь давления предлагаемые новые формулы дают меньшие отклонения от точных значений.

5. В лабораторных условиях установлено влияние повышенной температуры(до 390 К) на реологические свойства основных типов буровых растворов, используемых в Ираке при бурении скважин. Высокие температуры и давления в изученных растворах приводят к снижению пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, т.е. к улучшению их прокачиваемости. Поэтому для расчёта распределения давления в циркуляционной системе скважины и выбора режимов работы насосов обоснованно использовать данные реометрических измерений при нормальных условиях, получая оценочные результаты с ошибкой в сторону повышения запаса давления.

6. Исследована фильтратоотдача буровых растворов при повышенной температуре и давлении. Полученное увеличение фильтратоотдачи, как показывают промысловые данные, не сказывается на устойчивости пород в стенках открытого ствола скважин.

7. Разработанная методика и полученные зависимости могут быть рекомендованы к использованию в инженерных расчётах при составлении проектов на строительство скважин и реолого - гидравлических программ бурения до глубин 5000 м на месторождениях Ирака.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1- Мохаммед Ф. X. Влияние температуры на реологию и фильтратоотдачу буровых растворов на водной основе.НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море"- М .: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2008. - № 7. - с. 38 - 41.

2- Леонов Е. Г. Мохаммед Ф. Х.Сравнение результатов расчётов потерь давления в трубах при ламинарном течении вязкопластических жидкостей по приближенным методикам и точной формуле Букингама. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море" - М .: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. - № 5. - с. 16 - 21.

Соискатель

V

Мохаммед Фалех Хасан

Адрес: Мохаммеда Фалеха X. Е - таН: йит№@ уаЬоо . сот

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 15.10.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печл. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ 558. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мохаммед Фалех Хасан

ВВЕДЕНИЕ.

1.Обзор условий и расчётов промывки при бурении скважин на месторождениях Ирака.

1.1. Общая характеристика месторождений юга Ирака.

1.2. Месторождения юга Ирака.

1.3. Влияние термо-барических условий в разрезе на свойства бурового раствора.

1.4. Потери давления в элементах циркуляционных систем.

1.4.1. Точная формула Букингама.

1.4.2. Уравнение Хагена- Пуазейля.

1.4.3. Уравнение Дарси - Вейсбаха.

1.5. Постановка основных задач исследования.

2.Основные типы водных буровых растворов на месторождениях Ирака. Влияние температуры на их реологию и фильтратоотдачу.

2.1. Методики экспериментальных исследовании реологических свойств растворов.

2.2.Фильтратоотдача растворов.

3.Установившиеся течения жидкостей в элементах циркуляционной системы скважины.

3.1.Уравнения установившихся течений однородных несжимаемых жидкостей.

3.2.Расчет давлений при ламинарных течениях вязких несжимаемых жидкостей в трубах и концентричных кольцевых каналах.

3.3.Расчет давлений при ламинарных течениях вязкопластических жидкостей в трубах и концентричных кольцевых каналах.

3.4.Расчет давлений при турбулентных течениях в трубах и концентричных кольцевых каналах.

3.4.1. Турбулентное течение.

3.5. Переход от ламинарного режима течения к турбулентному.96 3.5.1. Переход от ламинарного режима течения к турбулентному в трубах.

3.6. Потери давления в местных сопротивлениях.

3.6.1. Замковые соединения.

3.6.2. Насадки долота.

3.7.Гидравлический расчет при бурении с промывкой несжимаемыми жидкостями.

3.7.1. Определение расхода промывочной жидкости, обеспечивающего очистку забоя и транспорт шлама в кольцевом пространстве.

3.8. Расчёт потерь давления в элементах циркуляционной системы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методики гидравлического расчёта промывки при бурении скважин на месторождениях Ирака"

Актуальность работы

Перед оккупацией Кувейта в 1990г в Ираке добывалось примерно 3 млн. баррелей нефти в сутки. Эксплуатация месторождений в период 1990г по 2003г без адекватной технической поддержки и финансовых вливаний привела нефтяную индустрию страны (Ирак) к снижению добычи до 1,8 +-2,2 млн. баррелей нефти в сутки . В настоящее время добыча составляет 2 +2,5 млн. баррелей нефти в сутки .Однако действующие мощности по добыче и возможности транспортной инфраструктуры ограничены, поэтому в ближайшей перспективе для увеличения объемов добычи иракской нефти до уровня 1990 года, т.е. только на 17-25%, потребуется от полутора до трех лет и несколько миллиардов долларов. Дальнейшее увеличение дабычи до 6,0 млн. баррелей в сутки возможно через многие годы при условии больших капиталовложений, составляющих несколько десятков миллиардов долларов.Что касается управления и нынешних возможностей,используемых для выполнения планов добычи министерством нефти на основе строго централизованной системы, которая решала бы все технические и управленческие задачи, то заметного улучшение пока не видно. Нефтяная промышленность Ирака пока отстает в развитии и росте от аналогичных отраслей в соседних странах[123].

Заметим также, нет уверености в том, что новая конституция в ее нынешнем виде позволит получить результаты лучше, чем это было раньше. Причины заключаются в том, что статьи конституции, которые касаются углеводородного богатства, допускают разночтение, повторяются и не обеспечивают условий дальнейшего развития нефтяной промышленности, повсеместного увеличения объемов бурения, улучшение его технического оснащения, совершенствование технологии буровых работ.

В основе подавляющего большинства технологических операций бурения нефтяных и газовых скважин лежат гидроаэромеханические процессы[27]. Современное бурение практически невозможно без прокачивания промывочных, тампонажных и других жидкостей. Действительно, удаление из скважины выбуренной породы, применение гидромониторных долот, борьба с поглощениями промывочных жидкостей и проявлениями пластовых флюидов, исследование зон поглощения и продуктивных горизонтов — далеко не полный перечень операций, неразрывно связанных с гидроаэромеханическими процессами.

В технологии бурении важнейшим элементом, в значителной мере определяющим технико-экономические показатели и качество бурения скважин, является буровой раствор. Основные функции бурового раствора при бурении скважин одни и те же во всём мире, но требования к некоторым из этих функций при бурении скважин на месторождениях Ирака становятся жестче из-за необходимости сохранения свойств бурового раствора без изменения в случае увеличения температуры, воздействия выбуриваемых пород, притока пластовых жидкостей и т.п. При бурении скважин на месторождениях Ирака степень влияния свойств бурового раствора на результат гидравлического расчёта потерь давления значительно возрастает и исследование этой темы становится необходимым. Требуется регулирование параметров бурового раствора и с целью повышения его транспортирующей способности (выноса шлама).Большинство осложнений, возникающих при бурении скважин, так или иначе, связаны со свойствами применяемого бурового раствора и режимом его течения. Для предотвращения этих осложнений необходимо обеспечить соответствующие показатели свойств буровых растворов и режимов промывки. Применяемый тип бурового раствора и режим промывки должны обеспечивать устойчивость стенок скважины, вынос шлама, снижение сил трения при бурении. Все эти факторы определяют актуальность проблемы промывки особенно применительно к наиболее перспективной южной группе месторождений Ирака.

Схема размещения основных нефтяных месторождений на территории Ирака приведена в подразделе 1.1.

Цель работы:

Повышение эффективности бурения скважин на месторождениях Ирака путем совершенствования гидравлических расчетов промывки скважин.

Основные задачи работы :

1. Рассмотрение основных способов расчёта потерь давление при течении несжимаемых жидкостей в трубах.

2.Исследование влияния температуры на реологию и фильтратоотдачу основных типов водных буровых растворов.

3.Изучение факторов и параметров процесса промывки с учетом изменения свойств бурового раствора под воздействием повышенной температуры.

4. Рассмотрение результатов расчётов потерь давления в скважине по приближенным и точным формулам при ламинарном и турбулентном течении вязкопластических жидкостей.

5. Разработка рекомендаций по использованию способа расчёта потерь давления при бурении скважин.

Научная новизна:

1. Рассмотрены расчётные выражения для определения потерь давления в трубах, предложена новая удобная методика расчёта потерь давления в трубах при бурении скважин, позволяющая наглядно видеть возможности и области использования методик, рекомендованных ранее учёными различных научных школ.

2. Составлена программа для реализации этой методики на компьютере.

3. С помощью компьютера получены решения ряда трансцендентных уравнений, связанных с расчётами течений вязкопластичных жидкостей.

4. Проведена оценка влияния температуры на реологические свойства основных типов буровых растворов, используемых в Ираке, и на их фильтратоотдачу.

5. Оценено влияние изменения реологических свойств бурового раствора и его фильтратоотдачи на результаты расчёта потерь давления.

6. Выполнен сопоставительный анализ известных расчетных схем, оценены погрешности получаемых по ним результатов, и области их возможного использования.

7. Аналитически обоснован и подтвержден промысловыми данными расчёт гидравлических потерь в циркуляционной системе бурящейся скважины.

Практическая значимость и реализация полученных результатов работы.

Предложена новая удобная методика расчёта потерь давления при бурении скважин. Составлена программа для реализации этой методики на компьютере.

Аналитически обоснован и подтвержден промысловыми данными расчёт гидравлических потерь. Основные защищаемые положения.

1. Повышенная точность гидравлическых расчётов потерь давления в циркуляционной системе при бурении скважины.

2. Универсальная схема сравнения новой и известных формул расчёта потерь давления при ламинарном течении вязкопластической жидкости в трубах в области чисел Сен — Венана от 10"1 до 4 - 106, позволяющая наглядно видеть возможности и области использования методик, рекомендованных ранее учеными различных научных школ.

3. Результаты экспериментальных исследований типовых для Ирака буровых растворов при термобарических условиях, характерных для перспективных месторождений Ирака. Апробация работы. Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры бурения нефтяных и газовых скважин РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина (2007 , 2008 гг ) . Публикации. Основные результаты исследований представлены в двух научных работах, опубликованных в изданиях рекомендованных ВАК. Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения и списка литературы из 123 наименований. Она изложена на 161 страницах, содержит 37 рисунков и 23 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Мохаммед Фалех Хасан

3.9. Основные выводы и рекомендации

1. Детально рассмотрены вопросы расчёта потерь давления при ламинарном и турбулентном течении жидкостей в основных элементах циркуляционной системы при бурении скважин.

2. Предложена более удобная схема сравнения известных и новых формул расчёта потерь давления при ламинарном течении вязкопластических жидкостей в трубах в области чисел Сен — Венана от 10"1 до 4 ■ 10б, позволяющая наглядно видеть возможности и области использования методик, рекомендованных ранее учеными различных научных школ.

3. Выполнено сравнение результатов расчётов потерь давления при течении жидкостей в циркуляционной системе скважин по приближенным методикам, широко применяемым в России и Ираке, и точной формуле Букингама.

4. В результате численных экспериментов установлено, что при расчётах потерь давления предлагаемые новые формулы дают меньшие отклонения от точных значений.

5. В лабораторных условиях установлено влияние повышенной температуры(до 390 К) на реологические свойства основных типов буровых растворов, используемых в Ираке при бурении скважин. Высокие температуры и давления в изученных растворах приводят к снижению пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, т.е. к улучшению их прокачиваемости. Поэтому для расчёта распределения давления в циркуляционной системе скважины и выбора режимов работы насосов обоснованно использовать данные реометрических измерений при нормальных условиях, получая оценочные результаты с ошибкой в сторону повышения запаса давления.

6. Исследована фильтратоотдача буровых растворов при повышенной температуре и давлении. Полученное увеличение фильтратоотдачи, как показывают промысловые данные, не сказывается на устойчивости пород в стенках открытого ствола скважин.

7. Разработанные расчётные методики и полученные математические зависимости могут быть рекомендованы к использованию в инженерных расчётах при составлении проектов на строительство скважин и реолого — гидравлических программ бурения до глубин 5000 м на месторождениях Ирака.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мохаммед Фалех Хасан, Москва

1. Аванесова А. М., Маркарова Т. А. Исследование термостойкости глинистых растворов, обработанных некоторыми химическими реагентами. Труды АзНИИ ДН, вып. X. Вопросы геологии, бурения и добычи нефти, 1960.

2. Аванесова A.M. О влиянии температуры на статическое напряжение сдвига глинистых растворов. АНХ, № 7, 1958.

3. Аветисов А.Г., Рябченко В. И., Сукуренко Е. И. Этапы оптимальной технологии промывки скважин, (тр . ВНИИКРнефть, вып. 20), 1981, 3-7 с.

4. Агабальянц Э. Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. -М.: Недра, 1982.- 184 с.

5. Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления. -М., Недра, 1970. — 216с .

6. Альтшуль А. Д., Киселев Г. Г. Гидравлика и аэродинамика. -М.гСтройиздат, 1975.-323с.

7. Борисенко JI. В. Выбор промывочной жидкости для бурения скважин. М.: МИНГ, 1991.- 60 с.

8. Воларович М. П., Леонтьева А. А. Исследование вязкости метеоритов. Докл. ATI СССР, т. 22, № 9, 594, 1939.

9. Воларович М. П., Гуткин А. М. Течение пластично-вязкого тела между двумя параллельными плоскими стенками и в кольцевом пространстве между двумя коаксиальными цилиндрами.— ЖТФ, 1946, том XVI, вып. 3, с. 321 328 .

10. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин(перевод с англ.) -М.: Гостоптехиздат, 1963. 518 с.

11. Грей ДЖ. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых регентов промывочных жидкостей М.: Недра, 1985. - 509с.

12. Гукасов Н. А. Гидродинамика при креплении скважин- М.: Недра, 1976, 120 с.

13. Гукасов Н. А. Механика жидкости и газа.-М.:Недра,1996. 443с.

14. Гурджинян JI. Д. Влияние температуры на реологические свойства суспензий глин. Изв. Вуз. Нефть и газ, № 7, 1950.

15. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985.- 230 с.

16. Есьман Б. И., Дедусенко Г. Я., Яишникова Е. А. Влияние температуры на процесс бурения глубоких скважин. Гостоптехиздат, 1962. 150 с.

17. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термо-гидравлические процессы при бурении скважин. М.: Недра, 1991.- 216 с.

18. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям.-М. Машиностроение, 1975.

19. Инструкция по промышленному внедрению метода регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами, Куйбышев, Гипровостоклефть, 1986г., 63с (РД 39-0148311-209-86).

20. Касим Басим М. Н. Полимерное заводнение в сложноустроенных коллекторах при учете локальных нелинейных эффектов. Дисс. на соиск. ст. канд. техн. наук. РГУ нефти и газа М., 2001.

21. Касьянов Н. М., Мухин JI. К. Влияние температуры на вязкостные свойства промывочных растворов на нефтяной основе. Нефть и газ, № 4, 1960.

22. Кулиев С.М., Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Температурный режим бурящихся скважин. -М.: Недра, 1968. -134 с.

23. Кухаренко Т. А., Шапиро С. А. Основы технологии производства гуминовых кислот. Сб. «Гуминовые удобрения, теория и практика их применения». Харьковский гос. унт, 1957.

24. Латыпов Э. К. Влияние температуры и тепловой обработки на реологические свойства глинистых растворов. Изв. Вуз. Нефть и газ, №9, 1961.

25. Леонов Е. Г., Исаев В. И. Гидравлические расчеты промывки скважин при бурении М., МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1978.

26. Леонов Е. Г., Исаев В. И., Фишер В. А. Гидравлический расчет циркуляционной системы при бурении скважин. М., МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1984.-40с.

27. Леонов Е. Г., Исаев В. И . Гидроаэромеханика в бурении.-М.:Недра, 1987.-304 с.

28. Лещий Н. П. , Мочернок Д. Ю. К расчёту потерь давления в области малых скоростей сдвига вязко пластичной жидкости. Изв. Вуз. "Нефть и газ" №2,1967.

29. Мавлютов М.Р.,Алексеев JT. А., Вдовин К. И. и др. Технология бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1982. -288 с.

30. Мавлютов М.Р. Влияние температуры на реологические свойства суспензии глины в воде. Изв. Вуз. "Нефть и газ", № 6, 1958.

31. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. - 536 с.

32. Мирзаджанзаде А. X. Гидравлика глинистых и тампонажных растворов. -М.: Недра, 1966. 298 с.

33. Мительман Б. И. Справочник по гидравлическим расчётам в бурении.-М.:Гостоптехиздат, 1963.

34. Мительман Б. И., Розенберг Г. Д. К вопросу о структурном режиме течения вязко- пластичной жидкости по трубам.Тр. ВНИИБТ'Тидравлика в бурении",вып. XV , М.: Недра, 1965, 39 - 49 с.

35. Мохаммед Ф. X. Влияние температуры на реологию и фильтратоотдачу буровых растворов на водной основе. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М .: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2008. - № 7. - с. 38 - 41 .

36. Минигазимов М. Г. Экспериментальное исследование ламинарного движения жидкости в кольцевом трубопроводе : Нефт Хоз., №11, 1971, с. 82 84 .

37. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин( перевод с англ.). М.: Недра, 1989.-413 с.

38. Реология суспензий. Сб.статей. Пер. с англ. Ивандаева А.И. и др. Под ред. Гогосова В.В. и др. М.: Мир. 1975. - 333с.

39. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967. - 599с.

40. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990. -230с.

41. Середа Н. Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1974. -456 с.

42. Соловьев Е. М. Расчёт гидравлических потерь в кольцевом пространства. Нефт.хоз., №. 1, 1957, с. 40 44 .

43. Филатов Б. С. Расчёт потери напора в бурильных трубах, замках и долотах. Нефт.Хоз., №. 2—3, 1954.

44. Филатов Б. С. Гидродинамика буровых растворов и тампонажных смесей.— В кн. Справочник инженера по бурению. Под ред. В. И. Мищевича и Н. А. Сидорова. Т. 1.-М.: Недра, 1973, с. 446 490 .

45. Френкель Н.З. Гидравлика. -М.: Недра, 1956. -456с.

46. Хасанов М.М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах.- М.: 4 Ижевск, 2003. -288 с.

47. Христева JI.A. Влияние гуминовых кислот на рост растений при различном соотношении питательных веществ в начале развития // Док. ВАСХНИЛ. 1947. Вып. 10. С. 23-29.

48. Шадловский О.Н. Динамика вихрей и теплоперенос в потоке вязкой жидкости, Гомельский государственный технический университет им. П.О. Сухого, Гомель,2001. 142 с.

49. Шаммазов А. М., Александров В. Н., Гольянов А. И. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций. — М.: Недра, 2003.- 404 с.

50. Шейпак А.А. Гидравлика и гидропневмопривод Часть 1 Изд.З, 2004.- 192 с.

51. ШищенкоР. И., Гидравлика глинистых растворов. Азнефтеиздат, 1951,- 136с.

52. Шищенко Р. И. Яишникова Е. А. Прибор для определения вязкости и статического напряжения сдвига глинистых растворов при высокой температуре. ННТ, сер. Нефтепромысловое дело, вып. 6, 1950.

53. Шищенко Р. И., Есьман Б. И., Кондратенко П. И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. - 319с.

54. Шищенко Р. И., Яишникова Е. А. Прибор для определения водоотдачи глинистых растворов при высокой температуре. ННТ, сер. Нефтепромысловое дело, вып. 7, 1950.

55. Яблонский B.C. Краткий курс технической гидромеханики .— М., Недра, 1961. -355 с.

56. Яишникова Е. А. Исследование методов определения основных свойств глинистых растворов для бурения. Канд. диссертация, Баку, 1950.

57. Adam Т. Bourgoyne Jr., Keith k. Millheim, Martin E. Chenevert. Applied drilling engineering , SPE,Richardson,TX, 1991-pp502.

58. Baroid Petroleum Services, 1975. Baroid Mud Technology Handbook.

59. Bouse Eugene E. Handheld-calculator TI-59 program makes quick, easy, accurate nozzle selections. «Oil-and Gas J», 1984, 82, №12, pp. 147—148, pp. 150— 151.

60. Buckingham E. On plastic flow through capillary tubes. Proc.amer. sos. testing materials, 1921.pp. 1154-1161,

61. Buday, et al. "The Regional Geology of Iraq, Volume 2: Tectonism, Magmatism and Metamorphism", Directorate General of Geological Survey & Mining Investigation Library Publication, Baghdad, 1987.

62. Buday, et al. "The Regional Geology of Iraq, Volume I: Stratigraphy and Paleogeography", Directorate General of Geological Survey & Mining Investigation Library Publication, Baghdad, 1980.

63. Burkhardt J. A. Wellbore pressure surges produced by pipe movement. In: J. Pet. Tech., june 1961, pp. 595-605 .

64. Chenevert Martin E. Hollo Reuven. Program optimizes pump rate, nozzle sizes «Oil and Gas J.», 1981, 79, № 42, pp.282—284.

65. Colebrook C. F. "Turbulent flow in pipes, with particular reference to the transition region between smooth and rough pipe laws," Jour. 1st. Civil Engrs., London ,Feb. 1939.

66. Craft В. C, Holden W. R. Graves E. D. I г., Well design. Drilling-and production. Prentice-Hall Inc., 1962, pp. 752.

67. Craft B.C. Hollden W.R., Grave, E.D. Well design (drilling and production) перевод с англ. Багдад, Багдад. Унив.1987,- 752 с.

68. Elsen J.M., Mixon A.M., Broussard M.D. and LaHuo D.R. Application of a Lime-Based Drilling Fluid in a High Temperature/High Pressure Environment. SPE Drilling Engineering ,March 1991.

69. Elsen J.M., Mixon A.M., Broussard M.D. and LaHuo D.R. Application of a Water-Based Drilling Fluid in a High Temperature /High Pressure Environment. SPE Drilling Engineering ,May 1989.

70. Eric Van Oort; R.G. Bland; S.K. Howard; R.J. Wiersma; and Lloyd Roberson Improving Fligh-Pressure/High Temperature Stability of Water-Based Drilling Fluids, JPT, June 1997, pp. 634-635.

71. Faleh H. Mohammed Al-Mahdawi , "Contamination Of Drilling Mud In Southern Iraqi Fields", A thesis submitted to the college of engineering, University of Baghdad, Aug. 1998.

72. Fisk J. V., Jamison D.E. "Physical Properties of Drilling Fluids at High Temperatures and Pressures" SPE Drilling Engineering, Dec. 1989.

73. Fontenot J. E. si Clark R. K. An improved method for calculating swab and surge pressures and circulating pressures in a drilling well. In: Soc. Petr. Eng. J., Oct. 1974, pp. 451 -461 .

74. For the section which includes the free-surface form of the equation — 2002, Computer Applications In Hydraulic Engineering, 5th Ed., Hasted Press, pp. 16

75. Fredrickson A. G., Bird R. B. Non-Newtonian Flow in Annuli.— Industrial and Engineering Chemistry, 1958, vol 50, N 3, Mar., pp. 347 352 .

76. Galloway Louie A. Polymer fluids improve bit hydr «World Oil», 1981, 192, № 4, pp.86, 88, 90 .

77. Gavignet A. A., Wick С J. Computer Processing Improves hydraulics Optimization with New Methods. «SPE Drill. Eng.», 1987, 2, № 4, pp.309—315.

78. Govier G. W. si Aziz K- The flow of complex mixtures in pipes. Lon» don, Van Nostrand Reinholdt Co. 1972.

79. Gray G.R., Foster J.L. and Chapman T.S. "Control of Filtration Characteristics of Salt Water Muds", Trans. AIME, Vol. 146, 1942.pp. 117-125.

80. Gray G.R. Neznayko M., Gilkeson P.W. Some Factors Affecting the Solidification of Lime Treated Muds at High Temperatures, API Drill. Prod. Prac. 1952, pp. 72 81.

81. Grodde К. H. Pheologie Kolloider Suspensinnen ins besondere der Kohrspulungen. Erdol und Khole, No 1, 1960.

82. Haaland S.E. "Simple and Explicit Formulas for the Friction Factor in Turbulent Flow". Trans. A SI VIE, J. of Fluids Engineering 103: pp.89-90, 1976.

83. Hager W.H. "Blasius: A life in research and education," Experiments in Fluids, 34: pp.566-571 ,2003.

84. Hanks R. W. The laminar-turbulent transition for flow in pipes, concentric annulli and parallel plates. In: A. I. Ch. E. J., vol. 9, ian. 1963, pp. 45 48 .

85. Hanks R. W., Dadia В. H. Theoretical analysis of the turbulent, flow of non-Newtonian slurries in pipes. In: Al. Ch. E. J., vol, 17, 1971, pp. 554 557 .

86. Hanks R. W. On the theoretical calculation of friction factors for laminar, transitional and turbulent flow of Newtonian fluids in pipes and between plane walls. In: A. I. Ch. E. J., vol. 14, 1968, pp. 691.

87. Hanks R . W. The Laminar Turbulent Transition for Fluids with a field stress In:A . I. ch . E . I., vol, 9 , N 3 . May , 1963 , pp. 306 - 309 .

88. Hedstrom В. O. A. Flow of plastics materials in pipes. In: Ind. Eng, Chem., vol. 44, 1952, pp. 651 .

89. Honwell J. N. Improved method simplifies friction pressure loss calculation. Oil and Gaz J., 25 apr. 1966.

90. Ibrahim M. W. "Petroleum Geology of Southern Iraq", American Association of Petroleum Geology, The basic data were provided by the Iraqi National Oil Co. and Iraqi Petroleum Co., 1982.

91. IMCO Services, 1977; Applied Mud Technology, 6th Ed.

92. James L. Lumas and Azar J.J. "Drilling Fluids Optimization (A practical Field Approach)", 1st ed., Penn Well Publishing Company. Tulsa, Oklahoma. 1986.

93. Kelly John Jr. "How Lignosulfonate Muds Behave at High Temperatures" Oil Gas Journal, Oct. 5, 1964.

94. Kijucec NJV., Yurkowski K. J., and Lipsett L.R. "Successful Drilling of Permafrost with a Bentonite-xc Polymer-KCL Mud System" Cond. Pet. Tech. Journal ,Jan.-March, 1974.

95. Landry W. E. Calculator programs determine drilling hydraulics. «World Oil», 1987, 204, № 6, pp.75—77.

96. Landry W. E. Calculator programs determine drilling hydraulics. «World Oil», 1987, 204, № 5, 40—42 «World Oil», 1987, 204, № 5, pp.40^12.

97. Magcobar Services. "Drilling Fluid Engineering Manual", 1977, pp. 2 5 .

98. Matthews J. C., Matthews W. R. (Bod). Master rig hydraulics program adjusts for downhole temperatures, motor use. «Oil and Gas J.», 1986, 84, № 7, pp.62—66.

99. Melorose J. C. A practical utilization of the theory of Bingham plastic flow in stationary pipes and annuli. In: Trans. AIME, vol. 213, 1958, pp. 316 324 .

100. Meter D. M., Bird R. B. Tube flow of non-Newtonian polymer solutions: Part I. Laminar flow and rheological models: In: A. I. Ch. E. J., vol. 10, No. 6, 1959, pp. 878 -881 .

101. Moody L. F. "Friction Factors for Pipe Flow", ASME Transactions Vol. 66, N.Y., 1944.

102. Muhaned A. Razak Mohammad. "Effect of Additives on Thermal Stability of High Density Oil Muds", A Thesis Submitted to the Collage of Engineering, University of Baghdad, Oct. 1989.

103. Nada Sabah Al-Zubaidi. Thermal Stability of Polymer Muds, A thesis submitted to the college of engineering, University of Baghdad, March-1997.

104. Oldroyd J. G. Rectiliniar plastic flow of a Bingham solid. I. Flow between excentric circular cylinders in relative motion. In: Prac. Cambr. Phil. Soc, vol. 43, part. 3, 1947, pp. 396-405 .

105. Parsons E. D. "Drilling mud and fluid additives (chemical technology review .No. 20) ", Noyes data corporation, Park Ridge, New Jersey, London, England 1973.

106. Prokop C.L. "Radial Filtration of Drilling Mud", Trans. AIME. Vol. 195,1952, pp. 5 10 .

107. Recommended practice on the rheology and hydraulics of oil- well drilling fluids, API recommended practice 13D,fourth edition ,may,2003,pp27.

108. Redberger P. F. si Charles M. E. Axial laminar flow in circular pipe containing a fixed excentric core. In: Can. J. Chem. Eng., vol. 40, No. 4, 1962, pp. 21 28 .

109. Rohsenhow W.M., Hartnett J.P. and Ganic E.N. 'Handbook of Heat Transfer Fundamentals, 2nd Ed., McGraw-Hill Book Company, 1985.

110. Serghides Т.К. "Estimate friction factor accurately". Chemical Engineering 91 (5): pp.63-64,1984.

111. Shah R.K. and London A.L. 'Laminar Flow Forced Convection in Ducts', Supplement 1 in Advances in Heat Transfer, Academic, NY, 1978.

112. Sinha В. K. "A new Technique to Determine the Equivalent Viscosity of Drilling Fluids Under High Temperatures and Pressures", SPEJ,March, 1970, pp.33 40.

113. Skelland A. H. P. Non-newtonian flow and heat transfer. New York» John Wiley and sons Inc., 1967.

114. Son Adalina J., Balland Thomas M., and Lofton Royal E. "Temperature Stable Polymeric Fluid-Loss Reducer Tolerant to High Electrolyte Contamination", SPE Drilling engineering, Sept. 1987.

115. Stansbury Mark. "New Field Procedures Improve KCL/Polymer Drilling Mud Results", Oil and Gas Jour. July 21, Vol. 84, No.29, 1986.

116. Swamee P.K., Jain A.K. "Explicit equations for pipe-flow problems". Journal of the Hydraulics Division, ASCE 102 (5): pp.657-664, 1983.

117. Tibbitts Gordon A., Sand-strom John L., Black Alan D., Green Sidney J. Effects of bit hydraulics on full-scale laboratory drilled shale. «J. Petrol. Technol.», 1981, 33, №7, pp.1180—1188.

118. Tom V., Dave D. "Drilling Cement with a Polymer Mud" Oil and Gas Jour. (April 1, 1985, pp. 128 133).

119. Ujma K.FI., Sahr M., Plank J.P. and Schoenlinner J. "Cost reduction and Improvement of Drilling Mud Properties by Using a Novel Polymer". Ouil and Gas -European Magazine ,Vol. 13, No. 2, 1987.

120. Vaughan R. D. Laminar flow of non-newtonian fluids in concentric annulli. In: Ind. Eng. Chem., Progress Design and Devel., vol. 5, Jan. 1966, pp. 44 47 .

121. Xie Wenbing, and Lecourtier Jacqueline. "Xanthan Behaviour in Water-Based Drilling Fluids". Polymer Degradation and Stability ,Vol. 38, No. 2, 1992.123. .2007 , -it-iij , 4jal -kaill ojl jj ? tjljsJI ^giAjiaii.! jJjJaJ (Jl^ J ja. jJ