Э.В. Бабаян, А.В. Черненко ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ ПРИ БУРЕНИИ Учебно-практическое пособие Москва Инфра-Инженерия 2016 УДК 622.323.002.5 ББК 33.131я73 Б 12 Б 12 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении. – М.: Инфра-Инженерия, 2016. – 440 с. ISBN 978-5-9729-0108-1 Представлены формулы, расчетные зависимости с примерами вычислений в современной системе единиц по всем главным разделам строительства и ремонта скважин. Расчетные зависимости поэтапно, шаг за шагом, дают возможность обосновать режимные параметры многочисленных технологических операций, которые имеют место при углублении ствола и его креплении. Издание предназначено инженерам-практикам, преподавателям, аспирантам и студентам. Книга станет полезным пособием при составлении курсовых и дипломных работ. Подписано в печать 27.11.2015. Формат 60х84/16. Бумага офсетная. Гарнитура «Таймс». Объем 25 печ. л. Тираж 1000 экз. Заказ №1209 Издательство «Инфра-Инженерия» Тел.: 8(911)512-48-48. Тел./факс: 8(8172)75-15-54. E-mail: [email protected] Сайт: www.infra-e.ru Издательство приглашает к сотрудничеству авторов научно-технической литературы © Бабаян Э.В., Черненко А.В., авторы, 2016 © Издательство «Инфра-Инженерия», 2016 ISBN 978-5-9729-0108-1 Предисловие Предисловие Предложена книга, в которой системно представлены формулы, расчетные зависимости, отражающие физическую сущность происходящих процессов при строительстве скважин. Особенность предлагаемой работы заключаются в том, что систематизированы известные и проверенные опытом расчетные зависимости, которые поэтапно шаг за шагом дают возможность обосновать режимные параметры текущей технологической операции. Здесь представлена новая концепция прогнозирования и обеспечения герметичности зацементированного заколонного пространства, которая показала свою эффективность во многих нефтегазовых регионах в сложных геолого-технических условиях. В основе подавляющего большинства технологических операций по углублению скважины, обсаживанию ее обсадными колоннами, вызову притока лежат гидроаэромеханические процессы. Действительно, удаление из скважины выбуренной породы, применение забойных двигателей, гидромониторных долот, регулярные спускоподъемные операции, спуск и цементирования обсадных колонн, и еще далеко не весь перечень операций, перечисленных здесь, неразрывно связанны с гидроаэромеханикой. Без знания зависимостей гидроаэродинамики применительно к этим процессам невозможно проектирование и оптимизация программы бурения. И по этим вопросам накоплен огромный расчетный фонд, который представлен в этой книге. С учетом многообразия геологотехнических условий, его использование позволяет разработать несколько вариантов каждой конкретной одной технологической операции, при множестве показателей. Существенное влияние на развитие технологии бурения с заданным забойным давлением, когда проектируется бурение с минимальной репрессией или даже с депрессией на пласт, оказала разработка технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях. В книге представлены зависимости, позволяющие на проектном уровне рассчитать значение прямых и косвенных признаков (показателей), указывающих на раннее начало поступление пластового флюида в ствол скважины или начало поглощения бурового раствора. Затем выбрать из них наиболее информативный и сосредоточить внимание исполнителей на нем. И далее, выполнить все необходимые действия по герметизации скважины, и рассчитать параметры процесса ликвидации начавшегося проявления или поглощения. Без предварительных расчетов пластового давления и давления гидроразрыва пласта, представленных в одной из глав, никто не приступит к проектированию конструкции скважины, определению плотности бурового раствора и параметров промывки скважин и цементирования обсадных колонн. И тем более, к проведению самого гидроразрыва, как наиболее эффективного средства повышения дебита скважины (особенно при извлечении нефти или газа из сланцев (глин)). 3 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Основной целью этой книги, на наш взгляд, является реализация современных буровых технологий на более высоком оптимизированном уровне и их дальнейшее совершенствование. Дальнейшее развитие технологий с заданным забойным давлением, когда проектируется бурение с минимальной репрессией или даже с депрессией, как наиболее эффективной технологией последних десятилетий, невозможно без инженерных расчетов, которые здесь представлены. Буровые растворы – это не только материалы и рецептуры для конкретных условий, но их текущее управление, эффективность которого невозможно представить без соответствующих зависимостей. Представлены эти зависимости, которые не нашли полного отражения в системном виде в специальной литературе. Но инженерный персонал ежедневно сталкивается в практике с такими вопросами как увеличение или уменьшение плотности бурового раствора, приготовление и обработка бурового раствора, проведение анализа твердой фазы разными методами, оценка работы очистных устройств (вибросит, гидроциклонов, центрифуг). В книге фактически систематизированы, проверенные практикой расчетные формулы и зависимости по всем разделам бурения, и представлены в виде алгоритмов, как основной материал для создания новых или совершенствования известных технологий и создания компьютерных программ. Инженерам, проектировщикам, операторам не нужно будет искать в многочисленных книгах ответы на разнообразные вопросы, которые возникают у них ежедневно, они найдут их здесь, открыв нужную страницу. Книга будет весьма полезна преподавателям, проводящих практические занятия со студентами вузов, и слушателями различных курсов повышения квалификации. Книга станет полезным пособием при составлении курсовых и дипломных работ, а также аспирантам и научным работникам. 4 Глава 1 Терминология. Базовые формулы Глава 1 ТЕРМИНОЛОГИЯ. БАЗОВЫЕ ФОРМУЛЫ 1.1. ВЕС, МАССА, ПЛОТНОСТЬ, УДЕЛЬНЫЙ ВЕС Вес (gravity, weight) тела – сила, с которой тело действует вследствие тяготения к Земле на опору. Единица веса, как и сила тяжести – Н: 1 Н = 0,102 кгс 10 Н = 1,02 кгс. Масса (mass) – количество материи в теле, являющейся мерой ее инерционных и гравитационных свойств. В Международной системе единиц (СИ) масса выражается в килограммах (кг). Согласно основополагающего закона механики масса материальной точки не зависит от скорости ее движения. Но ускорение а, приобретаемое телом, прямо пропорционально силе F, действующей на тело, и обратно пропорционально массе тела m: F = ma, (1.1) F выражается в Н, m в кг, a в м/с2. Для случая свободного падения: F = mg, g = 9,81 м/с2. Плотность (density) – масса единицы объема вещества, выражается в кг/м3. Удельный вес (specific weight) – отношение веса тела к его объему, выражается в Н/м3. Плотность вещества растет с увеличением давления и, как правило, убывает с ростом температуры. При переходе вещества из жидкого состояния в газообразное и из твердого в жидкое плотность вещества скачкообразно уменьшается (исключение представляют вода и чугун, плотность, которых при плавлении увеличивается). В бурении наибольшее распространение получили ареометр АБР-2, рычажный плотномер ВРП -1 и пикнометр, которыми определяют кажущую плотность раствора, выходящего из скважины, а истинная плотность определяется расчетным путем. 5 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3 Определение: Плотность раствора для ρ пресной воды (кг/м ) 3 ρводы = 1000,0 кг/м . Пример: Плотность раствора для пресной воды ρ (кг/л) ρводы = 1000,0 (10-3) ρводы = 1,0 кг/л, где 1 л = 10-3 м3. 3 Пример: Удельный вес раствора γ для пресной воды ρ (Н/м ) 3 γводы = 1000,0 g = 1000,0 (9,81) γводы = 9810,0 Н/м , где g = 9,81 м/с2. 1.2. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Определение: Гидростатическое давление P (Н/м2) на глубине H (м) равно (используя удельный вес в Н/м3) P (Н/м2) = γ (Н/м3) H (м), (1.2). 2 Пример: Давление (Н/м ) в пресной воде на глубине 305 м P = (98210) (305) = 2 992 050 Н/м2 (т.е. 2,99205 МПа). 2 Определение: Гидростатическое давление (Н/м ) на глубине H (м) равно 3 (используя плотность бурового раствора в кг/м ) P (Н/м2) = ρ(кг/м3)·g(м/с2)·H(м). 2 Пример: Давление (Н/м ) в пресной воде на глубине 305 м P = 1000 (9,81) (305) = 2 992 050 Н/м2 (т.е. 2,99205 МПа). Единица измерения давления Па: 1 Па = 10-5 кгс/см2 = 10-5 бар 1 кПа = 10-2 кгс/см2 = 10-2 бар 1 МПа = 10 кгс/см2 = 10 бар. 1.3. ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ Определение: Градиент (мера возрастания или убывания физической величины на единицу длины) давления ̅ получается из уравнения: 6 Глава 1 Терминология. Базовые формулы P МПа H м , 1.3 Пример: Градиент давления для пресной воды: = 0,01 МПа/м. Пример: Градиент давления для бурового раствора с удельным весом 14400 Н/м3 p 0, 0144 МПа / м . Пример: Определить градиент пластового давления для пласта находящегося на глубине 2000м с пластовым давлением 26,0 МПа (254,9 кгс/см2): p 26 254,9 0, 013 МПа / м p 0,127 кг / см 2 / м . 2000 2000 1.4. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА Определение: Эквивалентная плотность бурового раствора ρэкв учитывает гидравлические сопротивления в затрубном пространстве ( Pз.гид.соп. ) и давления жидкости и взвеси частиц шлама. Без учета взвеси: экв Pз.гид.соп. + б . р , (1.4). H g Пример: Потери давления на трение в затрубном пространстве равны 1 380 000 Па, б . р = 1130 кг/м3, а H = 3048 м. экв 1380000 1130 1176 кг / м3 . 3048 9,8 С учетом взвеси: С P экв з.гид.соп. б . р породы б . р об .доля тв .частиц , (1.5) 100 H g 7 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3 Продолжение примера. Плотность породы 2400 кг/м , объемная доля твердых частиц 3%. экв 1380000 3 1130 2400 1130 1214 кг / м3 . 3048 9,8 100 1.5. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ Гидравлическая мощность: л N кВт P МПа Q , (1.6). с Приводная гидравлическая мощность: N приводная Pнас. Q , (1.7) eоб eмех где eоб – объемный кпд, или коэффициент наполнения (~ от 0,85 до 0,98); eмех – механический кпд (~ 0,8 для непрерывного движения и ~ 0,9 для прерывистого режима работы насоса). Пример: Определите приводную мощность, которая должна быть подведена к насосному агрегату первичным приводом, чтобы перекачивать буровой раствор с подачей 26 л/с и давлении на насосе 14,5 МПа в непрерывном режиме работы ( eмех ~ 0,8), и насос имеет объемный кпд 0,96. N приводная 14,5 26 491 кВт . 0,8 0,96 Гидравлическая мощность на долоте равна потерям давления в долоте ( Pдолота ), умноженное на подаче насоса (Q): N долота Pдолота Q 9,5 26 247 кВт . 1 кВт = 1,34 л.с. 8 Глава 1 Терминология. Базовые формулы 1.6. КОЭФФИЦИЕНТ ПЛАВУЧЕСТИ (BUOYANCY FACKTOR), ИЛИ КОЭФФИЦИЕНТ ПОТЕРИ ВЕСА k 1 б . р / металл , (1.8). Пример: Определите коэффициент плавучести для жидкости плотностью 1600 кг/м3. k 1 1600 0, 796 . 7850 Вес колонны в воздухе 125 т. Соответственно вес колонны в жидкости: Gжидкости k Gвоздух 0, 796 125 99,5 т . 1.7. ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА (Тпл) Тпл ºC = (среднегодовая температура внешней среды на поверхности, tсрºC) + (увеличение температуры в ºC на один метр глубины, Δt × (глубина по вертикали, метр, H), или Tпл tср Δ t H , (1.9). Пример: Если температурный градиент в каком либо конкретном районе равен 0,03 ºC/метров глубины (или 30С на 100 м), а температура внешней среды на поверхности равна 8 ºC, определите расчетную температуру на глубине 4500 метров. Тпл ºC = 8 ºC + (0,03 ºC/метр × 4500 м) = 143 0С. 1.8. ФОРМУЛЫ ДЛЯ ПЕРЕВОДА ТЕМПЕРАТУРЫ Перевод температуры, градусы Фаренгейта (ºF) в градусы Цельсия (ºC) C 0 5 ( 0 F 32) или 0C ( 0 F 32) 0,5556 . 9 9 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Пример: Переведите 95 ºF в ºC. C 0 5 (95 32) 35 или 0C 95 32 0,5556 35 9 Перевод температуры, градусы Цельсия (ºC) в градусы Фаренгейта (ºF) 0 F ( 0C 9) 32 или 0 F 0C 1,8 32 . 5 Пример: Переведите 24 ºC в ºF. 0 F 24 9 5 32 75, 2 или 0 F 24 1,8 32 75, 2 . Перевод температуры, градусы Цельсия (ºC) в градусы Кельвина (ºK) 0 К =0С +273,16. Пример: Переведите 35 ºC в ºK. 0 К = 35+273,16 = 308,16. Перевод температуры, градусы Фаренгейта (ºF) в градусы Ренкина (ºR) ºR = ºF + 459,69. Пример: Переведите 260 ºF в ºR. ºR = 260 + 459,69 ºR = 719,69. Упрощенные приблизительные формулы для перевода температуры. 10 Глава 1 Терминология. Базовые формулы a) Перевод ºF в ºC 0 С =(0F – 30)÷2. Пример: Переведите 95 ºF в ºC. 0 С =(95–30)÷2 = 32,5. b) Перевод ºC в ºF 0 F = 0C +0C +30. Пример: Переведите 24 ºC в ºF. 0 F = 24+24+30 = 78. 1.9. ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОБЪЕМОВ И ВМЕСТИМОСТЕЙ 1.9.1. Погонный объем кольцевого пространства между обсадной колонной или стенками скважины и колонной бурильных труб, НКТ или колонной обсадных труб а) Погонный объем кольцевого (затрубного) пространства, к .пог .об м3/м: 2 к .пог .об 0, 785 Dскв Dн2.бур.к 1 м, 1.10 . Пример: Диаметр скважины (Dскв) = 0,295 м. Наружный диаметр бурильной колонны (Dн.бур.к) = 0,127 м. Погонный объем, м3/м = 0, 785 0, 2952 0,127 2 1 0, 0556 . b) Погонная вместимость, м/м3: 2 к .пог.вм 0, 785 Dскв Dн2.бур.к 1 м, 11 1.11 . Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Пример: Диаметр скважины (Dскв) = 0,295 м. Наружный диаметр бурильной колонны (Dн.бур.к) = 0,127 м. Погонная вместимость, м/м3: к.пог .вм 0, 785 0, 2952 0,127 2 11, 07 . c) Погонный объем кольцевого (межтрубного) пространства между обсадной колонной и несколькими колоннами НКТ, м3. Погонный объем, м3/м = 0, 785 Dвн2 .об .к d нк2 1 d нк2 2 1 м, 1.12 . Пример: Используя две колонны НКТ разного размера: обсадная колонна диаметром 0,177м, а внутренний диаметр Dвн.об.к = 0,157 м; НКТ №1 dнк1 =0,073 м, НКТ №2 dнк2 = 0,0889 м. Погонный объем, м3/м = 0, 785 0,157 2 0, 0732 0, 08892 1 0, 009 . d) Погонная вместимость кольцевого (межтрубного) пространства между обсадной колонной и несколькими колоннами НКТ, м3/м. Погонная вместимость, м/м = 0, 785 Dвн2 .об .к d нк2 1 d нк2 2 1 м, 1.13 . Пример: Используя две колонны НКТ разного размера: обсадная колонна диаметром 0,177 м внутренний диаметр Dвн.об.к = 0,157 мм НКТ № 1 dнк1 = 0,073м, НКТ № 2 dнк2 = 0,0889 м. Погонная вместимость, м/м3 = 0, 785 0,157 2 0, 0732 0, 08892 1 м 68, 7. 1.9.2. Погонный объем трубных компонентов и открытого ствола: бурильные трубы, УБТ, НКТ, обсадные трубы, ствол скважины и любой цилиндрический предмет Погонный объем, м3/м = 0,785 Dвн2 1 м, где Dвн – внутренний диаметр, м. 12 Глава 1 Терминология. Базовые формулы 3 Пример: Определите погонный объем, м /м, ствола скважины диаметром 0,294 м. Погонный объем, м3/м = 0,785 0,29521 = 0,0683. Погонный объем, л/м = 68,3 л/м. Погонная вместимость, м/м3 = 0,785÷ D21 м. 3 Пример: Определите погонную вместимость, м/м , ствола скважины диаметром 0,216 м. Погонная вместимость, м/м3 = 0,785 ÷ 0,21621 = 16,8. 1.10. КОЛИЧЕСТВО ВЫБУРЕННОГО ШЛАМА НА МЕТР ПРОХОДКИ СКВАЖИНЫ a) Объем выбуренного шлама на метр проходки скважины: 2 Vпороды 0, 785 Dскв (1 % пористости ) , (1.14). Пример: Определите количество шлама, выбуренного при проходке 1 метра скважины диаметром 0,295 м, пройденного в пласте с пористостью 4% (0,04). Vпороды 0, 785 0, 2952 1 0, 04 0, 06556 м3 . c) Общее количество образовавшейся твердой фракции, кг: Gпороды Vуд L 1 П ш , где: Gпороды – количество образовавшейся твердой фракции, кг; Vуд – погонный объем ствола скважины, м3/м; L – длина пройденного ствола скважина, м; ρш – плотность бурового шлама, кг/м3; П – пористость, %. Пример: Определите количество твердой фракции (без учета пористости), образовавшейся при проходке 50 метров ствола скважины диаметром 0,295 м (0,0683 м3/м). Плотность бурового шлама = 2400 кг/м3. Gпороды 0, 0683 50 2400 8198 кг . 13 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 1.11. СКОРОСТЬ ПОТОКА В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ (Vкольце) Формула 1 Vкольце = подача насоса, л/с ÷ погонный объем кольцевого пространства, м3/м. где Vкольца – скорость потока в кольцевом пространстве. -3 3 Пример: Подача насоса = 34,4 л/с = 10 · 34,4 м /с; погонный объем коль3 цевого пространства = 0,0658 м /м Vкольце = 34,4·10-3 ÷ 0,0658 = 0,522 м/с. Формула 2 2 2 2 Vкольца , м / мин Q м3 / мин 0, 785 Dскв Dнар . кол . , м . где: Q – скорость циркуляции, м3 в минуту Dскв – внутренний диаметр обсадной колонны или диаметр ствола скважины, м; Dнар.кол – наружный диаметр труб, НКТ или УБТ, м. 3 Пример: Q = 2,0 м /мин Dскв = 0,216 м Dнар.кол = 0,114 м. Vкольца 2, 0 0, 785 0, 2162 0,1142 76 м / мин . 1.12. ПОДАЧА БУРОВОГО НАСОСА Q (м3/ход) И Q (м3/мин) Триплексный (трехпоршневой, трехплунжерный) насос Q (л/ход) = 164,3· Dl2∙ S∙ ev, где: Dl – диаметр втулки бурового насоса, м. S – длина хода плунжера, м. ev – объемный к.п.д. насоса . 14 (1.15) Глава 1 Терминология. Базовые формулы Пример: Определите Q (л/ход) при объемном к.п.д. 100% для триплексного насоса диаметром втулки 0,1778 м и ходом плунжера на 0,3048 м. Q = 164,3 0,17782 0,3048 1,0 = 1,58 л/ход. Выше предполагается объемный коэффициент полезного действия насоса (кпд), равный 100%. ПРИМЕЧАНИЕ: В большинстве случаев опубликованная информация по производительности насоса на один ход поршня дается исходя из допущения о 100% объемном кпд. Этот кпд может варьировать от 0,85 до 0,98. Опубликованные данные можно проверить, приняв ev = 1,0. Пример: Введите поправку в полученный выше результат для насоса с объемным кпд 0,90 Qфактический = 1,580,90 = 1,42 л/ход. Пример: Определите подачу насоса q (л/мин) при объемном кпд 100% для триплексного насоса 0,1778 м на 0,3048 м при 80 ход/мин. q (л/мин) = 164,3 (0,1778)2 (0,3048) (80) (1,0) = 126,4 л/мин. Дуплексный (двухпоршневой, двухплунжерный) насос Q (л/ход) = 110·(2 Dl2 – Dr2) ∙S ∙ev , (1.16) где: Dl – диаметр втулки насоса, м; Dr – диаметр штока, м; S – длина хода поршня, м; ev – объемный кпд. Пример: Определите подачу (л/ход) дуплексного насоса с установленными втулками диаметром 0,1397 м с длиной хода 0,3556 м объемном кпд 100%. Насос имеет диаметр штока = 0,0508 м. Q 110 2 0,1397 2 0, 05082 0,3556 1 1, 42 л / с . Пример: Пересчитайте полученный выше результат для насоса с объемным кпд 0,88. Qфактический = 1,42 0,88 = 1,25 л/ход. Определите подачу насоса q (л/мин) при объемном кпд 100% для дуплексного насоса 0,1397 м на 0,3556 м и диаметром штока 0,0508 м при 50 ходах в минуту. q Q N 1, 42 50 71 л / мин . 15 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 1.13. УМЕНЬШЕНИЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ПОДЪЕМЕ ТРУБ ИЗ СКВАЖИНЫ (СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ) 1.13.1. При подъеме пустых труб Шаг 1 Vвыт n l , (1.17) где Vвыт – объем металла труб, поднятых (спущенных) из скважины, м3; L – средняя длина свечи, м; n – число поднятых свечей; – погонное водоизмещение трубы, м3/м. Шаг 2 P Vвыт g , (1.18) vпог .об .об .к пог .вод.тр где ∆P – уменьшение гидростатического давления, МПа; vпог.об.об.к – погонный объем обсадной колонны, м3/м; 3 пог. вод. тр – погонное водоизмещение труб, м /м. Пример: Определите уменьшение гидростатического давления при подъеме пустых труб из скважины. Число поднятых свечей = 5. Средняя длина свечи = 26 м. Погонное водоизмещение трубы = 0,0039 м3/м. Погонный объем обсадной колонны = 0,04 м3/м. Плотность бурового раствора = 1400 кг/м3. Шаг 1 Vвыт 5 26 0, 0039 0,507 м3 Шаг 2 Р 0,507 1400 9,81 192884 Па 0,19 МПа . 0, 04 0, 0039 16 Глава 1 Терминология. Базовые формулы При подъеме труб с раствором Шаг 1 Vвыт n l vп.о , (1.13) где vп.о погонный объем трубы, м3 / м . Шаг 2 P Vвыт vпог .об .об .к пог.вод.тр vп.о g , (1.14) Пример: Определите уменьшение гидростатического давления при подъеме труб с раствором из скважины. Число поднятых свечей = 5. Средняя дина свечи = 26 м. Погонное водоизмещение трубы = 0,0039 м3/м. Погонный объем трубы = 0,00927 м3/м. Погонный объем обсадной колонны = 0,04 м3/м. Плотность раствора = 1400 кг/м3. Шаг 1 Vвыт 5 26 0, 0039 0, 00927 1, 71 м3 Шаг 2 Р 1, 71 1400 9,81 875331 Па 0,875МПа . 0, 04 0, 0039 0, 00927 1.13.2. Уменьшение давления на пласт из-за снижения уровня бурового раствора Количество в метрах поднятых пустых труб до потери репрессии на пласт: 17 Бабаян Э.В., Черненко А.В. hрепрессии Инженерные расчеты при бурении Pрепрессии vпог .об .об .к пог .об .тр пог .об .тр g , (1.15). Пример: Определите количество в метрах труб, которые необходимо поднять, чтобы потерять репрессию на пласт, используя следующие данные: Величина репрессии на пласт Ррепрессии= 1,5 МПа. Погонный объем обсадной колонны vпог .об .об .к = 0,04 м3/м. Погонное водоизмещение трубы пог .об .тр = 0,00039 м3/м. Удельный вес раствора ρ = 1400 кг/м3. hрепрессии 1,5 106 0, 04 0, 0039 1400 0, 0039 9,81 1010 м. 1.13.3. Количество в метрах поднятых труб с раствором до потери репрессии на пласт hрепрессии Pрепрессии vпог .об .об .к пог .об .тр vп.о (пог .об .тр vп.о ) g , 1.16 . Пример: Определите количество труб с раствором в метрах, которые необходимо поднять, чтобы потерять репрессию на пласт, используя следующие данные: Величина репрессии на пласт Pрепрессии = 1,5 МПа. Погонный объем обсадной колонны vпог .об .об .к = 0,04 м3/м. Погонное водоизмещение трубы пог .об .тр = 0,00039 м3/м. Погонная вместимость трубы vп.о = 0,00927 м3/м. Удельный вес раствора = 1400 кг/м3. hрепрессии 1,5 106 0, 04 0, 0039 0, 00927 1400 0, 0039 0, 00927 9,81 18 222,5 м. Глава 1 Терминология. Базовые формулы 1.14. РАСЧЕТ ПАЧКИ УТЯЖЕЛЕННОГО РАСТВОРА ДЛЯ ЗАКАЧКИ ПЕРЕД ПОДЪЕМОМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ В практике используют прием закачки утяжеленного бурового раствора перед подъемом бурильной колонны, чтобы, во первых, компенсировать снижение гидростатического давления при извлечении из скважины металла бурильной колонны, а, во вторых, во избежание перелива бурового раствора на пол бурового раствора при отвинчивании очередной свечи. Разбалансирование давлений в системе труба – затрубное пространство, заполненной вязкопластичной жидкостью обусловлено величиной статического напряжения сдвига. Условие равновесия в виде разности высот (Н) выражается зависимостью: H 4 L 4 L , 1.17 . d т.вн g Dскв d т.нар g Чтобы нарушить это равновесие необходимо приложить усилие в виде давления равное: P H g . Условие равновесия при подъеме бурильной колонны: L H Δ ут g H g . Определим, приращение плотности бурового раствора для утяжеленной пачки с целью поддержания равновесия при подъеме бурильной колонны: ут H , 1.18 LH где L – глубина скважины, м; плотностьбурового раствора, кг / м3 ; статическое напряжение сдвига, Па ; 19 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении ут приращение плотности бурового раствора, кг / м3 . Пример: Рассчитайте плотность и объем утяжеленной пачки бурового раствора для следующих условий: - глубина скважины = 3000 м. - плотность бурового раствора = 1200 кг/м3. - статическое напряжение сдвига = 10 Па. - диаметр скважины = 0,216 м. - диаметр бурильных труб = 0,127 м. - внутренний диаметр бурильных труб = 0,108 м. Решение. Определим разность высот: H 4 3000 10 4 3000 10 209 м . 0,108 1200 9,81 0, 216 0,127 1200 9,81 Определим приращение плотности бурового раствора для утяжеленной пачки: ут 206 1200 89, 7 кг / м3 . 3000 206 Плотность утяжеленной пачки бурового раствора 1200 + 89,7 ≈1290 кг/м3. Объем утяжеленной пачки: Vут.п 0, 785 d т2 .вн H 0, 785 0,1082 206 1,91 м3 . 1.15. РАСЧЕТ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ, ТРЕБУЮЩЕГОСЯ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ЖЕЛАЕМОГО СНИЖЕНИЯ УРОВНЯ РАСТВОРА ВНУТРИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ P l g , где P снижение гидростатического давления, Па; 20 Глава 1 Терминология. Базовые формулы плотность бурового раствора, кг/м3 ; l – длина пустых труб, м. Задавшись длиной желаемого снижения уровня в трубах и плотностью утяжеленной пачки определим ее высоту: lпачки l пачки . Или задавшись длиной желаемого снижения уровня в трубах и высоту утяжеленной пачки в трубах определим ее плотность: пачки l lпачки l , 1.19 . Пример: Рассчитайте длину утяжеленной пачки и ее объем для следующих условий: Желаемая длина пустых труб (2 свечи) = 56 м; Плотность бурового раствора = 1462 кг/м3 ; Плотность утяжеленной пачки пачки = 1581 кг/м3; Погонный объем бурильной трубы (0,141 м) = 0,018 м3/м. lпачки 1462 56 688 м 1581 1462 Vпачки lпачки vпог .об .т 688 0, 018 12, 4 м3 . 1.16. ЕМКОСТЬ АККУМУЛЯТОРА 1.16.1. Полезный объем баллона В качестве исходных используем следующее данные пневмогидроаккумулятора для станций гидроуправления превенторами: Объем баллона = 37,85 л. 21 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Давление предварительной зарядки = 70 кгс/см2. Минимальное давление, остающееся после срабатывания = 84 кгс/см2. Градиент давления гидравлической жидкости = 10,3 кгс/см2/м. Максимальное давление зарядки аккумуляторов азотом = 210 кгс/см2. Можно использовать закон Бойля-Мариотта для идеальных газов: P1 V1 P2 V2 где: P – давление, кгс/см2; V – объем, л. 1.16.2. Применение на поверхности Рассчитайте объем гидравлической жидкости, необходимой для увеличения давления с давления предварительной зарядки до минимального: V2 70 37,85 / 84 31,54 л . Азот будет сжат с 37,85 л до 31,54 л. Затем рассчитайте объем гидравлической жидкости в баллоне. 37,85 – 31,54 = 6,31 л гидравлической жидкости баллоне. ПРИМЕЧАНИЕ: Это мертвый объем гидравлической жидкости. Давление не должно падать ниже минимальной величины 84 кгс/см2. Количество гидравлической жидкости, необходимое для увеличения давления с давления предварительной зарядки до максимального: V2 70 37,85 / 210 12, 62 л . Азот был сжат с 37,85 л до 12,62 л. 37,85 – 12,62 = 25,21 л, гидравлической жидкости на баллон. Полезный объем жидкости на баллон в литрах: Vпол Vоб .ж Vоб . мер где: Vпол – полезный объем на баллон, л; Vоб.ж – общий гидравлический объем на баллон, л; Vоб.мер – мертвый гидравлический объем на баллон, л; Vпол = 25,21 – 6,31 = 18,9 л. 22 Глава 1 Терминология. Базовые формулы 1.16.3. Глубоководное применение В глубоководных применениях гидростатическое давление, прикладываемое гидравлической жидкостью (морской водой), должно компенсироваться в вычислениях. Пример: Некоторые указания, как и в применениях на поверхности: Глубина воды 600 м. Гидростатическое давление, оказываемое на гидравлическую жидкость 60 кгс/см2. Введите поправку на гидростатическое давление морской воды вышеприведенные значения давления в аккумуляторе: Pпр = (70+ 60) = 130 кгс/см2; Pмак = (210 + 60) = 270 кгс/см2; Pмин = (84 + 60) = 144 кгс/см3. Объем гидравлической жидкости, необходимый для увеличения давления с давления предварительной зарядки до минимального: Pпр Vпр Pмин Vмин 130 37,85 144 Vмин Vмин 130 37,85 / 144 34, 2 л Vоб . м 37,85 34, 2 3, 65 л . ПРИМЕЧАНИЕ: Это мертвый объем гидравлической жидкости. Давление не должно опускаться ниже минимального значения 130 кгс/см2. Количество гидравлической жидкости, необходимого для увеличения давления с давления предварительной зарядки до максимального: Vмин 144 37,85 / 270 20, 2 л . Азот был сжат с 37,85 литров до 20,2 литров. 37,85 – 20,2 = 17,65 литров гидравлической жидкости на баллон. 23 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Полезный объем гидравлической жидкости на баллон: Vпол = 20,2 – 3,65 = 16,55 л. 1.16.4. Давление предварительной зарядки аккумулятора Ниже показан метод расчета среднего давления предварительной зарядки аккумулятора при выключенных зарядных насосах: V P P Pпр ост к c , 1.20 Vакк Pc Pк где: Pp = давление предварительной зарядки, кгс/см2; Vr = объем оставшейся гидравлической жидкости, л; Vt = общий объем аккумулятора, л; Pf = конечное давление аккумулятора, кгс/см2; Ps = начальное давление аккумулятора, кгс/см2. Пример: Рассчитайте среднее давление предварительной зарядки аккумулятора, используя следующие данные: Начальное давление аккумулятора =210 кгс/см2; Конечное давление аккумулятора =154 кгс/см2; Объем оставшейся жидкости = 90,8 л; Общий объем аккумулятора =817,2 л. 90,8 154 210 2 Pпр 64,1 кгс / см . 817, 2 210 154 1.17. БУРЕНИЕ С ОГРАНИЧЕНИЕМ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ Максимальная скорость проходки ( Vмех ), м/час, при бурении скважин большого диаметра (295 мм или больше) Vмех 1, 74 103 вых вход Q 2 Dскв 24 , 1.21 Глава 1 Терминология. Базовые формулы где вых , вход – соответственно плотности раствора на выходе из скважины и на входе в скважину, кг/м3; Q – подача насосов, л/с; Dскв – диаметр скважины, м. Пример: Определите максимальную скорость проходки ( Vмех ), м/час, необходимую для поддержания в выкидной линии плотности выходящего из скважины раствора на уровне вых = 1120 кг/м3. 3 Данные: Плотность раствора на входе в скважину вход = 1100 кг/м . Скорость циркуляции = 45 л/с. Диаметр скважины = 0,295 м. Vмех 1, 74 103 1120 1100 45 0, 2952 18 м / час . 1.18. ЗАТРАТЫ НА МЕТР ПРОХОДКИ Cm B Cr Rt Trt F , 1.22 . Пример: Определите стоимость метра проходки (Cm), рублей на метр, используя следующие данные. Стоимость долота (B) = 25000 руб. Стоимость эксплуатации буровой установки (Cr) = 9000 руб/час. Время бурения (Rt) = 6,5 час. Время спускоподъемных операций (Trt) = 6 час (для глубины – 3000 м). Проходка на долото (F) = 300 м. Cm 25000 9000 6,5 6 300 458 руб. на метр проходки. 25 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 2. УРАВНЕНИЯ ДЛЯ ПОВСЕДНЕВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ 2.1. ОБЪЕМНАЯ ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО ШЛАМА Порядок действий: Шлам необходимо отмыть, чтобы он был свободен от бурового раствора. При применении раствора на нефтяной основе можно использовать углеводородную основу бурового раствора вместо воды. Установите весы для определения плотности бурового раствора на 1 г/см3. Заполняйте весы чистым шламом, пока не будет достигнуто равновесие при установленной на место крышке. Снимите крышку, заполните стакан пресной водой (залив ею шлам); установите на место крышку и вытрите снаружи насухо весы для бурового раствора. Передвиньте противовес, чтобы привести весы в равновесие, и снимите отсчет в граммах на куб. см. со шкалы. Плотность бурового шлама рассчитывается следующим образом: шлама 1 2 шл вода , (2.1) где: шлама − средняя объемная плотность бурового шлама, г/см3 шл вода показание прибора со шламом плюс водой, г/см3. Пример: Рассчитайте среднюю объемную плотность бурового шлама при плотности показании прибора 1,55 г/см3: шлама 1 2, 22 г / см3 . 2 1,55 26 Глава 2 Уравнения для повседневного использования Можно также подготовить график, чтобы обеспечить быстрое непосредственное получение показаний для средней объемной плотности шлама. 2.2. КОНСТРУКЦИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ (ОГРАНИЧЕНИЯ) Определите следующее: а) длину компоновки низа бурильной колонны (КНБК), необходимой для получения желаемой нагрузки на долото. б) длина бурильных труб, которые можно использовать с данной конкретной компоновкой низа бурильной колонны. 1. Рассчитайте длину КНБК, необходимую для получения желаемой нагрузка на долото: 1.1. Рассчитайте коэффициент плавучести, или коэффициент потери веса: k 1 б . р / металл , (2.2) где: k – коэффициент плавучести; ρметалл – плотность стали, кг/м3; ρб.р – плотность бурового раствора или соляного раствора для освоения, кг/м3. 1.2. Рассчитайте длину КНБК, необходимую для получения желаемой нагрузки на долото: LКНБК Gдол f , qУБТ k (2.3) где: LКНБК – длина КНБК, необходимая для получения желаемой нагрузки на долото, м; Gдол – желаемая нагрузка на долото, Н; f – коэффициент безопасности (запас прочности), который должен быть задан для размещения нейтральной точки в УБТ; qУБТ – погонный вес УБТ, кг. Пример: Рассчитайте длину КНБК, необходимую для получения желательной нагрузки на долото. 27 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Условия. Желаемая нагрузка на долото во время бурения = 22650 кг. Коэффициент безопасности f = 15%. Плотность бурового раствора =1437 кг/м3. Погонный вес УБТ (203 мм × 76,2 мм) = 218,5 кг/м. Плотность стали = 7850 кг/м3. Рассчитайте коэффициент плавучести: k = (7850 – 1437)/7850 = 0,817. Рассчитайте длину КНБК, необходимую для этой нагрузки на долото: LКНБК 22650 1,15 146 м . 218,5 0,817 2. Рассчитайте длину бурильных труб, которые можно использовать с данной конкретной компоновкой низа бурильной колонны (КНБК). ПРИМЕЧАНИЕ: Возьмите прочность на разрыв нужной трубы из справочника по бурению или из другого источника. 2.1. Рассчитайте коэффициент плавучести. 2.2. Рассчитайте максимальную длину бурильной колонны, которая может быть спущена в скважину с данной конкретной КНБК: т Fкол 1 f к Gмах GКНБК k Lбур.кол , 2.4 qб .т где Lбур.кол – максимальная длина бурильных труб, которая может быть спущена в скважину с данной конкретной КНБК, м; ϭт – предел текучести группы прочности стали бурильной трубы, МПа; Fкол – площадь поперечного сечения трубы, м2; fк – коэффициент безопасности для бурильной колонны ; Gмах – предельное натяжения, кН; GКНБК – вес КНБК, кН; qб.т – погонный вес бурильных труб с замками, кН/м. 2.3. Рассчитайте полную глубину, которая может быть достигнута с данной конкретной КНБК в метрах: Lпол. Lбур.кол LКНБК . 28 Глава 2 Уравнения для повседневного использования Пример: Погонный вес бурильной трубы (127 мм) = 34,6 кг/м (марка Л). Прочность на разрыв = т Fкол 637 106 Па 36, 8 10 4 м 2 2344,16 кН . Вес КНБК в воздухе = 319,0 кН. Предельное натяжение = 400 кН. Плотность бурового раствора =1617 кг/м3. Коэффициент безопасности = 10%. 1. Коэффициент плавучести: k 7847 1617 / 7849 0, 7936 . 2. Рассчитайте максимальную длину бурильных труб, которая может быть спущена в скважину, в метрах: 2344,16 1 0,1 400 319 102 0, 7936 Lбур.кол 3190 м. 34, 6 3. Рассчитайте полную глубину, которая может быть достигнута с этой КНБК и с этими бурильными трубами, в метрах: Lпол 3190 146 3336 м . 2.3. РАСЧЕТЫ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ОБСАДНЫХ КОЛОНН а) Расчеты количества добавок к цементу 1. Рассчитайте вес добавки на одну тонну цемента в кг: Gх V% 1000 , Где Gх – вес добавки к цементу, кг; V% – объемный процент добавки к цементной смеси; 1000 – кг цемента. 2. Суммарное количество воды, требующееся на каждую тонну цемента в м3/т: Vводы Vв .ц Vх , 29 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где Vводы – суммарный объем воды, требующийся на каждую тонну цемента, м3/т; Vв.ц – объем воды, требующийся для порции цемента, м3/т (см. Табл. 2-1); Vх – объем воды, требующийся для порции добавки, м3/т (см. Табл. 2-1). 3. Рассчитайте объем цементного раствора в м3/т: Vц . р 1000 ц Gх х Vводы , 2.5 где Vц.р – объем цементного раствора, м3/1 т; ρц – объемная плотность сухого цемента, кг/м3; ρх – объемная плотность сухой добавки, кг/м3. 4. Рассчитайте плотность цементного раствора, в кг/м3: ц 1000 Gх (Vводы в ) , 2.6 . Vц . р 5. Рассчитайте выход цементного раствора в м3/1 т: Vц . р цем. р р , 2.7 . Пример: Используя цемент Класса А плюс 4% бентонита с нормальной водой затворения, рассчитайте следующее: Количество добавляемого бентонита, кг. Суммарный объем воды, требующейся для цементного раствора, м3/1 т. Выход цементного раствора, м3/1 т. Плотность цементного раствора, кг/м3. 1. Рассчитайте вес добавки бентонита: Gх 0, 04 1000 40 кг . 2. Рассчитайте общую потребность воды на 1 т цемента: Vводы =460+80 = 540 л/1 т. 30 Глава 2 Уравнения для повседневного использования 3. Рассчитайте общий объем цементного раствора: Vц. р 1000 40 540 873, 6 л/1 т. 3,14 2, 65 4. Рассчитайте плотность цементного раствора: ц . р 1000 40 540 1,808 г/см3 . 873, 6 5. Рассчитайте выход цементного раствора: 1000 40 540 0,873 м3 /т. 1808 б) Потребность в воде. При заданной плотности цементного раствора и % добавки бентонита рассчитать какое количество воды надо иметь для затворения 1000 кг цемента. 1. Рассчитайте общий вес материалов – добавок к цементу в кг на 1 тонну: G 1000 Gх Vв , где: G – вес материалов – добавок к цементу, кг/1т. Gх – вес добавок к цементу, определяется через % к 1000 кг цемента; 1000 – вес цемента, кг; Vв – объем воды, м3. 2. Объем цементного раствора: 1000 Gx Vц . р Vв ц x 3. Потребность в воде согласно материального баланса: 1000 G% V G Vц . р ц. р или 1000 Gх Vв в ц . р x 1000 ц Пример: Используя цемент Класса H плюс 6% бентонита, которые нужно затворить до плотности 1675 кг/м3 рассчитайте следующее: Потребность в бентоните в кг/1000 кг. Потребность в воде в л/1000 кг. 31 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Выход цементного раствора в м3/1000 кг. 1. Общий вес материалов, кг: G 1000 0, 06 1000 Vв 1060 Vв . 2. Объем цементного раствора, м3: Vц. р 1000 60 Vв 341, 48 Vв . 3,14 2,65 3. Используя уравнение материального баланса, рассчитаем потребность воды: 1060 Vв 314,12 Vв 1675 Vв 171376 1060 844, 9 м3 . . 675 4. Выход цементного раствора их 1 т цемента: вых. 1000 60 844 1,138 м3 /1т. 1675 5. Перепроверьте плотность цементного раствора: ц . р 1000 60 844 1673 кг/м 3 . 1,138 в) Расчеты для добавок к цементу на месторождении. Когда бентонит должен быть предварительно гидратирован, добавляемое количество бентонита рассчитывается исходя из общего количества воды, подлежащей использованию. Программа цементирования: цемент = 45 т =45000 кг плотность цементного раствора = 1653 кг/м3 количество воды затворения = 760 л на 1 т цемента количество бентонита (предварительно гидратированного) = 1,5%. 32 Глава 2 Уравнения для повседневного использования 1. Рассчитайте требуемый объем воды затворения в м3: Vводы 760 45 17550 л . 2. Рассчитайте требующееся количество бентонита Gx,кг: Gх Vводы 0, 015 17550 0, 015 263 кг . ПРИМЕЧАНИЕ: Другие добавки рассчитываются исходя из веса цемента. Программа цементирования: цемент = 45000 кг. Реагент контроля времени загустевания цементного раствора = 0,3%. Реагент контроля водоотдачи = 0,5%. Рассчитайте вес добавки для контроля времени загустевания: Р.времени 45000 0,003 135 кг. Рассчитайте вес добавки для контроля водоотдачи: Р.водоотдачи 45000 0,005 225 кг. Т а б л и ц а 2.1 Потребность в воде и плотность обычно применяемых добавок к цементу Потребность в воде, Материал л на 1 кг Плотность Класс цемента по классификации АНИ Класс A и B 0,46 3,14 Класс C 0,55 3,14 Класс D и E 0,38 3,14 Класс G 0,45 3,14 Класс H 0,38 – 0,46 3,14 Обычно применяемые добавки к цементу Аттапульгит 1,3 для 2% коллоидной 2,89 добавки к цементу Глиноземистый цемент 0,4 3,23 Люмнитовый цемент 0,46 3,20 Облегченный цемент Trinity Lite WateTM 0,86 2,80 Бентонит 1,3 для 2% коллоидной 2,65 добавки к цементу Порошок карбоната кальция 0 1,96 Хлористый кальций 0 1,96 Гашеная известь 1,28 2,20 Карбонат железа 0 3,70 Латекс LA-2 0,07 1,10 Соль (NaCl) 0 2,17 33 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Материал Песок Оттава Кварцевая мука Грубозернистый кварц Противоусадочная добавка «Spacer sperse» Противоусадочная добавка «Spacer mix» (жидкая) Добавка для борьбы с поглощением «Tuf Additive No. 1» Инженерные расчеты при бурении Потребность в воде, л на 1 кг 0 1,6 для 35% муки в цементе 0 0 Плотность 2,63 2,63 2,63 1,32 0 0,932 0 1,23 г) Расчеты для утяжеленных цементных растворов. Шаг 1 Рассчитайте количество утяжеляющей добавки в кг высокой плотности, требующейся на одну т цемента, чтобы получить желаемую плотность цементного раствора G 1000 см / ц В / Ц см 1000 В / Ц 1000 В /Т В / Т см см 1 10 100 0 доб , 2.8 где: G – количество добавки в кг, требующееся на одну тонну цемента; 3 см – требующаяся плотность цементного раствора, кг/м ; 3 ц – плотность цемента, кг/м ; В/Ц – водоцементное отношение, или потребность в воде для цемента; В/Т – водотвердое отношение, или потребность в воде для добавки; 3 доб - плотность добавки, кг/м . Т а б л и ц а 2.2 Добавка Гематит Ильменит Барит Песок Утяжеляющие добавки для цемента Потребность в воде в л на кг 0,03 0 0,22 0 Плотность 5,02 4,67 4,23 2,63 Пример: Рассчитайте, сколько гематита (в кг на 1т цемента) требуется для увеличения плотности раствора из цемента класса G до 2090 кг/м3: 34 Глава 2 Уравнения для повседневного использования Потребность цемента в воде = 450 л на 1000 кг, или В/Ц = 0,45. Потребность добавки (гематита) в воде = 30 кг/1000кг или В/Т = 0,03. Плотность цемента = 3140 кг/м3. Плотность добавки (гематита) = 5020 кг/м3. G 1000 2090 / 3140 0, 45 2090 1000 0, 45 1000 299 кг . 0, 03 0, 003 2090 1 2090 10 5020 1000 2.4. РАСЧЕТ ОПЕРАЦИЙ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ Расчет высоты цементного моста (по Ашрафьяну М.О.). Требуемая минимальная высота моста определяется по формуле: H мин P / grad p . Для обеспечения требуемого сопротивлению сдвига моста (прочности), не имеющей опоры, высоту моста рассчитывают по формуле: Hм Gм Dскв , 2.9 где Hм – высота цементного моста, м; P – максимальный перепад давления, действующий на мост, МПа; grad p – допустимый градиент давления, МПа/м; Gм – осевая нагрузка на мост, кН; – касательные напряжения при сдвиге моста, кПа. 35 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Т а б л и ц а 2.3 Градиенты давления и касательные напряжения при сдвиге моста в различных условиях и способах его установки grad p, τ, кПа Условия и способ установки моста МПа/м В обсаженной скважине: с применением буферных жидкостей 2,0 50,0 без буферных жидкостей В необсаженной скважине: с применением буферных жидкостей 1,0 5,0 1,0 5,0 без буферных жидкостей 0,5 1,0 Пример. Рассчитайте высоту цементного моста, не имеющего опору. Условия: скважина диаметром 0,216 м не обсажена, будут использованы буферные жидкости; предполагаемый перепад давления 5,0 МПа. Планируемая осевая нагрузка на мост 150 кН. 1. Рассчитаем минимальную высоту моста: H мин 5 / 1, 0 5 м. 2. Рассчитаем высоту моста по условию прочности: HЦ 150 0, 216 5, 0 51, 6 м. 3,14 2.5. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА НА РАВНОВЕСИИ Рассчитайте количество цемента, требующееся для заданной длины цементного моста: V Gц H м vпог 1 % / в .ц , (2.10) 100 где: Gц – количество цемента, требующееся для заданной длины цементного моста, кг; Hм – длина цементного моста, м; vпог – погонный объем открытого ствола или обсадной колонны, м3/м; 36 Глава 2 Уравнения для повседневного использования V% – избыточный объем для работы по цементированию, %; ПРИМЕЧАНИЕ: Потери тампонажного раствора из-за смешения с контактирующими жидкостями должны компенсироваться избыточным объемом. Рассчитайте объем буфера (обычно – воды), закачиваемого после цементного раствора для уравновешивания цементного моста, в м3: V2 буф к .вм V1буф в.т.об , 1 V% 100 2.11 где: V 2буф – объем буфера, закачиваемый после цементного моста, м3; V1буф – объем буфера, закачиваемый перед цементным мостом, м3; к .вм – погонная вместимость кольца между скважиной и колонной, м/м3; в .т.об – погонный объем внутренней полости трубы, м3/м. Рассчитайте объем жидкости, требующийся для размещения моста в м3: Vпрод Lт H м в.т.об V2 буф где: Vпрод – объем продавки, требующийся для размещения моста, барр. Lт – длина бурильных труб или НКТ, фут. Пример 1: Необходимо разместить цементный мост длиной 90 м на глубине 1500 м. Открытый ствол имеет диаметр 0,216 м, а бурильная труба имеет диаметр 0,089 м; внутренний диаметр которой 0,07м. Перед цементным мостом необходимо закачать 1,6 м3 воды. Используйте выход цементного раствора 0,895 м3/1т. Используйте избыточный объем цемента 25% для объема открытого ствола или обсадной колонны. Определите следующее: Требующееся количество цемента. Объем воды, который необходимо закачать после цементного раствора, чтобы уравновесить цементный мост. Длина моста до того, как будут извлечены трубы. 37 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Количество бурового раствора, необходимое для вытеснения моста плюс буфера после моста. Рассчитайте следующие: a) Погонный объем кольцевого пространства между бурильными трубами и стенкой скважины: к.об 0, 785 0, 2162 0,0892 1, 0 0, 03 м3 / м . b) Погонная вместимость кольцевого пространства между бурильными трубами и стенкой скважины, м/м3: к .вм 1, 0 0, 785 0, 2162 0, 0892 20,3 м / м3 . c) Погонный объем открытого ствола в м3/м: отк .об 0, 785 0, 216 2 1, 0 0, 0366 м 3 / м . d) Погонный объем полости бурильной трубы в м3/м: в.т.об 0, 785 0, 07 2 1, 0 0, 00385 м 3 / м . 2.1. Рассчитайте требующееся количество сухого цемента: 25 1 100 4, 6 тонны . Gц 90 0, 0366 0,895 2.2. Рассчитайте объем буфера (воды), который должен быть закачан после цементного раствора, чтобы уравновесить цементный мост, в м3: 38 Глава 2 Уравнения для повседневного использования V2 буф 20,3 3 1, 6 0, 00385 0,1 м . 25 1 100 2.3. Рассчитайте объем жидкости продавки, требующийся для размещения цементного моста, м3: Vпрод 1500 90 0, 00385 0,1 5, 3 м3 . 2.6. РАСЧЕТЫ ПО ОСВОБОЖДЕНИЮ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ 2.6.1. Определите длину свободной колонны труб и константу верхней границы прихвата L F L 10 2 , 2.12 E as где ΔL – удлинение, в миллиметрах; F – растягивающее усилие, в ньютонах; L – длина, в метрах; E – модуль упругости, в мегапаскалях (для стали E = 0,21106 МПа); as – площадь поперечного сечения (для труб – площадь сечения по наружному диаметру минус площадь сечения по внутреннему диаметру), в квадратных миллиметрах. ПРИМЕЧАНИЕ: Широко распространено ошибочное мнение, что степень удлинения труб зависит также от марки стали (j-55, n-80 и т.д.). Это неверно, модуль упругости одинаков для всех марок стали. Глубину, на которой колонна труб прихвачена, а также число футов свободных труб можно оценить, используя данные из приведенной ниже таблицы 2-4, где показаны данные по удлинению бурильных труб, по следующ формуле: 39 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Lт.св l K гр.п Fнат где: Lт.св – длина свободных труб, м; l – удлинение бурильных труб, м; Kгр.п = 0,21106as – константа верхней границы прихвата из таблицы 2-4; Fнат – усилие натяжения, кН. Т а б л и ц а 2.4 Таблица удлинения бурильных труб Наружный Номинальный Внутренний Площадь Константа диаметр, погонный вес, диаметр, сечения удлинения, дюйм; мм кг/м мм стенки 10-3/МПа·м2 трубы, 10-4м2 3 2 /8 ; 60,3 7,22 50,67 8,41 5,66 9,0 46,1 11,89 4,00 Константа верхней границы прихвата, МПа·м2 176,6 249,7 27/8; 73,0 13,24 15,5 56,92 54,64 11,69 18,45 4,07 2,58 245,5 387,5 3½ ; 89,9 14,16 19,82 23,1 75,99 70,2 66,1 16,72 23,37 27,78 2,85 2,04 1,71 351,1 490,8 583,4 4,0; 101,6 17,65 20,86 88,29 84,84 19,85 24,54 2,40 1,94 416,9 515,3 4½ ; 114,3 20,5 24,73 26,82 29,8 100,5 97,18 95,35 92,46 23,22 28,45 31,19 35,46 2,05 1,67 1,53 1,34 487,6 597,5 655,0 744,7 5,0; 127 24,2 29,0 111,96 108,61 28,23 34,04 1,69 1,40 592,8 714,8 5½ ; 139,7 32,6 36,8 121,36 118,62 37,60 32,786 1,27 1,45 789,6 688,5 65/8; 168,3 37,55 151,5 42,10 1,13 884,1 Пример: Рассчитайте длину свободной колонны труб, используя следующие данные: 40 Глава 2 Уравнения для повседневного использования Бурильная колонна – 127 мм, площадь поперечного сечения трубы – 34,04·10-4 м2. Удлинение – 0,6 м. Усилие натяжения – 160 кН. 1. Определите константу верхней границы прихвата: Kгр.п = 0,21106as = 0,21·106 34,04·10-4 =7,15·102 МПа·м2. 2. Рассчитайте длину свободной колонны труб: Lт.св 0, 6 7,15 102 МПа м 2 2680м. 160кН Иногда в расчетах используют константу удлинения, которая является обратной величиной константы верхней границы прихвата. Определите величину удлинения для 1981,2 м насосно-компрессорной трубы наружным диаметром 60,32 мм, с погонным весом 6,99 кг/м и внутренним диаметром 50,67 мм, на которую действует растягивающее усилие 133,45 кН. ΔL = F · L · Кудл. ΔL = 133,45 (кН)·1981·5,74668·10-3 =1522,2 мм. 2.6.2. Расчеты, требующиеся для размещения пачек жидкости для освобождения прихваченных труб в затрубном пространстве открытого ствола Определите длину пачки, в метрах, не утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб (ванны), которая уравновесит пластовое давление в затрубном пространстве. 1. Рассчитайте разность плотностей бурового раствора и жидкостью для освобождения прихваченных труб в кг/м3: б . р н где: ∆ρ – разность плотностей бурового раствора и жидкости для освобождения прихваченных труб, кг/м3; ρб.р – плотность бурового раствора, кг/м3; ρн – плотность жидкости для освобождения прихваченных труб, кг/м3. 41 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 2. Рассчитайте длину пачки, не утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб, которая уравновесит пластовое давление в затрубном пространстве: 105 P hн , 2.14 g где: hн – длина пачки, не утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб, м; ∆P – репрессия, необходимая для контроля пластового (порового) давления, кгс/см2. Пример: Используйте следующие данные, чтобы определить длину пачки, не утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб, которая будет уравновешивать пластовое давление в затрубном пространстве. Плотность бурового раствора = 1438 кг/м3; Плотность пачки жидкости для освобождения прихваченных труб = 803 кг/м3 (дизтопливо =839 кг/м3 / синтетическая углеводородная жидкость = 803 кг/м3). Величина репрессии, на которую следует снизить на пласт = 32 кгс/см2. Рекомендуется снижать репрессию на пласт на величину не более чем на 75% от фактической репрессии во время бурения. 1. Рассчитайте разность плотностей двух жидкостей: 1438 803 635 кг / м 3 . 2. Рассчитайте длину пачки утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб, которая уравновесит поровое давление в затрубном пространстве: hн 105 32 514 м . 9,81 635 Таким образом: Необходимо использовать длину пачки не утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб меньше 514 м, чтобы сохранить равновесие с поровым давлением в пласте и предотвратить приток, который вызвал бы проявление или выброс. 42 Глава 2 Уравнения для повседневного использования Пример: Произошел дифференциальный прихват УБТ. Используйте приведенные ниже данные, чтобы разместить ванну на синтетической углеводородной жидкости вокруг УБТ плюс 65 м (как вариант) над УБТ и оставьте 5,2 м3 в бурильной колонне с целью периодической подкачки. Глубина скважины (по инструменту) = 3000 м. Диаметр скважины = 0,216 м. Бурильные трубы = 127 мм; погонный объем = 0,0093 м3/м; длина = 2820 м. УБТ = 165 мм·63,5 мм; погонный объем = 0,0032 м3/м; длина = 180 м. 1. Рассчитайте погонный объем затрубного пространства для бурильных труб и УБТ: a) Затрубное пространство вокруг УБТ: vк.УБТ 0, 785 0, 2162 0,1652 1 0, 0152 м3 / м . b) Затрубное пространство вокруг бурильных труб: vк.УБТ 0, 785 0, 2162 0,1272 1 0, 0239 м3 / м . 2. Рассчитайте общий объем пачки, требующийся для размещения в затрубном пространстве: a) Объем напротив УБТ: Vк .УБТ 180 0, 0152 2, 736 м 3 . b) Объем напротив бурильных труб: Vк .б .т 65 0, 0239 1,55 м 3 . c) Суммарный объем, в м3, требующийся для размещения в затрубном пространстве: V 2, 736 1,55 4, 29 м3 . 3. Рассчитайте суммарный объем, требующийся для продавки пачки жидкости для освобождения прихваченных труб как таковой: 43 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 5, 2 3 Vпрод. 2820 0, 0093 21, 0 м . 0, 0093 2.7. ДАВЛЕНИЕ, НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ ВОЗОБНОВЛЕНИЯ ЦИРКУЛЯЦИИ 2.7.1. Давление, необходимое для преодоления статического напряжения сдвига бурового раствора внутри бурильной колонны, в Па 1. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического напряжения сдвига бурового раствора внутри бурильной колонны: Pт.сд 4 L снс , 2.15 Dт.вн где: Pт.сд – давление, требующееся для преодоления статического напряжения сдвига бурового раствора внутри бурильной колонны, Па; снс – статическое напряжение сдвига бурового раствора через 10 минут, Па; Dт.вн. – внутренний диаметр бурильных труб, м; L – длина бурильной колонны, м. 2. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического напряжения сдвига бурового раствора в затрубном пространстве: Pк.сд 4 L снс , Dскв Dт.н 2.16 где: Pк.сд – давление, требующееся для преодоления статического напряжения сдвига раствора в затрубном пространстве, Па; Dскв – наружный диаметр затрубного пространства (диаметр открытого ствола или обсадной колонны), м; 44 Глава 2 Уравнения для повседневного использования Dт.н – наружный диаметр бурильной колонны, м. 3. Рассчитайте полное давление, требующееся для возобновления циркуляции: Pст Pт.сд Pк.сд , где: Pст – давление, требующееся для возобновления циркуляции в скважине (давление на стояке), Па. Пример: Рассчитайте давление, требующееся для возобновления циркуляции в скважине, используя следующие данные: Статическое напряжение сдвига (через 10 или 30 минут) = 9,5 Па. Бурильная колонна = 0,127 м Dт.вн =0,1078 м. Диаметр скважины = 0,295 м. Глубина (по инструменту) = 4750 м. 1. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического напряжения сдвига бурового раствора внутри бурильной колонны: Pт.сд 4 4750 9,5 1674397 Па 1, 67 МПа. 0,1078 2. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического напряжения сдвига бурового раствора в затрубном пространстве: Pк.сд 4 4750 9,5 1074404 Па 1, 07 МПа. 0, 295 0,127 3. Рассчитайте полное давление, требующееся для возобновления циркуляции: Pст 1, 67 1, 07 2, 74 МПа . 2.7.2. Рассчитайте статическое напряжение сдвига, исходя из фактического давления, требующегося для возобновления циркуляции: э.снс Pст Dт.вн Dскв Dт.н 4 L Dт.вн Dскв Dт.н 45 , 2.17 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где: э.снс – статическое напряжение сдвига, основанное на давлении, требующемся для возобновления циркуляции (Па); Pст – фактическое давление, требующееся для возобновления циркуляции в скважине, Па. Пример: Рассчитайте эффективное статическое напряжение сдвига при следующих данных: Давление, требующееся для возобновления циркуляции = 3,4 МПа. Длина бурильной колонны = 4750 м. Диаметр скважины = 0,295 м. Размер бурильных труб Dт.н =0,127 м и Dт.вн =0,105 м. э.снс 3,14 106 0,105 0, 295 0,127 4 4750 0,105 0, 295 0,127 3,15 11, 6 Па . 0, 273 2.8. МИНИМАЛЬНАЯ ПОДАЧА БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ ДОЛОТА ТИПА «PDC» С ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКИМИ АЛМАЗНЫМИ ВСТАВКАМИ Qмин 0, 0069 D1,47 л / с 2.18 где D – диаметр долота, мм. Пример: Определите минимальную подачу бурового раствора для долота типа «PDC» с поликристаллическими алмазными вставками диаметром 311 мм: Qмин 0, 0069 3111,47 31,86 л / с. 2.9. Критические обороты: скорость вращения, об/мин, которую не следует превышать, чтобы избежать чрезмерной вибрации (с точностью приблизительно 15%): 46 Глава 2 Уравнения для повседневного использования nкр 120 L2 d 2 н d вн2 , об мин 2.19 . Пример: L = длина одной бурильной трубы = 9,45 м. dн = наружный диаметр бурильных труб = 127 мм. dвн = внутренний диаметр бурильных труб = 108,6 мм. nкр 120 9, 452 127 2 108,62 88 об / мин. ПРИМЕЧАНИЕ: В качестве практического правила: для бурильной трубы 127 мм не превышайте 200 об/мин ни на какой глубине. 47 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 3. БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ Под буровым раствором понимается дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважины от выбуренной породы и создания противодавления на разбуриваемые пласты. Дисперсная система состоит из дисперсной фазы (глинопорошок, соли, гидроксиды, цемент, и др.) и дисперсионной среды (вода, углеводородные жидкости). Коллоидные частицы в дисперсной системе (буровом растворе) составляют незначительную часть, но именно они играют важнейшую роль в получении стабильной системы. Коллоидальность глин определяются частицами, размеры которых находятся между видимыми невооруженным глазом и атомами, молекулами и ионами – 10-3 – 10-1 мкм. Для сравнения микрогетерогенные – 10-1 – 10 мкм (порошки, суспензии, эмульсии, пены). 3.1. УВЕЛИЧЕНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА И ИЗМЕНЕНИЕ ОБЪЕМА 3.1.1. Увеличение плотности бурового раствора без добавления жидкости-основы и без ограничения объема Для увеличения плотности буровых жидкостей, жидкостей освоения и жидкостей КРС могут использоваться различные сухие материалы. Эти материалы включают барит, гематит, карбонат кальция, карбонат магния, различные сухие соли (например, хлорид натрия, кальция, хлористый цинк и/или формиат натрия), а также их смеси. Важно знать среднюю плотность используемого материала. Например, текущая спецификация для средней плотности барита составляет 4,2 г/см3.Средняя плотность сухого материала, используемого вами, должна быть получена от компании, поставляющей этот продукт. а) Формула определения потребности утяжелителя для увеличения плотности бурового раствора объемом в 1 м3: Qутяж 1, 0 ут к н , (3.1) ут к 48 Глава 3 Буровые растворы где Qутяж – количество утяжелителя, требуемое для поднятия плотности 1 м3 бурового раствора, кг; ρн – начальная плотность бурового раствора в кг/м3; ρк – конечная плотность бурового раствора в кг/м3; ρут – плотность утяжелителя в кг/м3. б) Увеличение объема исходя из количества утяжелителя: V Qутяж / ут , (3.2) Пример: Рассчитайте количества барита со средней плотностью 4200 кг/м3, требующееся для увеличения плотности 10 м3 бурового раствора с 1200 кг/м3 до 1400 кг/м3 и получившееся в результате увеличение объема: Qутяж 10 4200 1400 1200 3000 кг 4200 1400 V 3000 / 4200 0, 71 м3 . в) Увеличение плотности бурового раствора: ρ Q утяж ρ ут ρк V ρ ут , 3.3 3 Пример: При доведении плотности бурового раствора до ρк =1500 кг/м 3 3 вводом в объем 20 м 5000 кг барита плотностью 4200 кг/м определите, на сколько должна быть повышена плотность бурового раствора: ρ 5000 4200 1500 20 4200 49 160, 7 кг / м3 . Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3.1.2. Увеличение плотности бурового раствора при добавлении жидкости-основы и без ограничения объема Добавление сухого порошка к буровому раствору вызовет увеличение вязкости этого раствора. Имеется общее правило, что к любому сухому материалу, добавляемому к существующему буровому раствору, обязательно нужно добавить некоторый объем жидкости-основы, чтобы смочить поверхность этого материала. Исходя из опыта, на 1000 кг утяжелителя необходимо добавить как минимум 140 л жидкости-основы. Этот объем жидкости-основы следует учесть при расчете конечного удельного веса раствора, требуемого для всей системы бурового раствора в целом. Таким образом, количество утяжелителя, рассчитанное по приведенным выше уравнениям, является минимальным количеством, которое потребовалось бы перед добавлением дополнительной жидкости-основы. Для вычисления количества жидкостиосновы, которое должно быть добавлено к данному количеству утяжелителя, чтобы получить желаемый удельный вес бурового раствора, можно использовать следующие уравнения. Шаг 1 Рассчитайте плотность смеси утяжелитель – жидкость-основа: ρсм 1000 0,14 1000 , 1000 0,14 1000 ρ ут ρос 3.4 где: ρсм – плотность смеси утяжелитель – жидкость-основа в кг/м3; ρос – плотность жидкости-основы в кг/м3. Шаг 2 Рассчитайте требующееся количество утяжелителя: Qутяж V см к н , 3.5 см к 50 Глава 3 Буровые растворы Шаг 3 Рассчитайте конечный объем при добавлении смеси утяжелитель – жидкость-основа: Vкон Vнач Qутяж см , 3.6 где Vкон – конечный объем бурового раствора в м3; Vнач – начальный объем бурового раствора в м3. Пример: Рассчитайте количество барита со средней плотностью 4200 кг/см3, требующееся для увеличения плотности 16 м3 бурового раствора с 1400 кг/м3 до 1670 кг/м3 при использовании пресной воды в качестве смачивающего агента: Шаг 1 Плотность смеси утяжелитель – пресная вода: ρсм 1000 0,14 1000 3015 кг / м 3 . 1000 0,14 1000 4200 1000 Шаг 2 Количество утяжелителя: Qутяж 16 3015 1670 1400 9684 кг . 3015 1670 Шаг 3 Конечный объем утяжеленного объема бурового раствора: Vкон 16 9507 19,1 м3 . 3015 51 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3.1.3. Уменьшение плотности бурового раствора при помощи жидкости-основы Vос Vн н к к ос , 3.7 где: Vос – объем жидкости-основы в м3, добавленный для уменьшения плотности бурового раствора. Пример: Определите количество пресной воды с плотностью ос =1000 кг/м3 требующееся для уменьшения плотности бурового раствора объемом 16 м3 на водной основе (РВО) с н =1670 кг/м3 до к =1430 кг/м3. Vос 16 1670 1430 1430 1000 8,93 м3 . Пример: Определите количество углеводородной основы, имеющей плотность 803 кг/м3, требующейся для уменьшения плотности бурового раствора объемом 16 м3 на синтетической углеводородной основе с 1670 кг/м3 до 1430 кг/м3. Vос 16 1670 1430 1430 803 6,12 м3 . ПРИМЕЧАНИЕ: Добавление столь большого количества углеводородной основы к 16 м3 на синтетической основе может слишком сильно изменить отношение масло/вода. Добавляемый для разбавления объем может потребоваться доливать в виде смеси углеводородной основы и воды с тем же отношением масло/вода, что и отношение масло/вода в активной системе бурового раствора. Чтобы рассчитать требующийся объем смеси, рассчитайте плотность смеси, а затем рассчитайте новое значение Vос. ос f уг уг f в в , 3.8 52 Глава 3 Буровые растворы где fуг – доля углеводородной основы в смеси; ρуг – плотность углеводородной основы в кг/м3; fв – доля воды в смеси; ρв – плотность воды в кг/м3. Пример: Определите плотность смеси углеводородная основа – вода, требующийся для уменьшения плотности 16 м3 бурового раствора на синтетической углеводородной основе с 1670 кг/м3 до 1430 кг/м3 и поддержания отношения масло/вода равного 75/25: Плотность углеводородной основы: 800 кг/м3. ос 0, 75 800 0, 25 1000 850 кг / м3 . Объем углеводородной основы и воды для снижения плотности бурового раствора Vос 16 1670 1430 1430 850 6, 62 м3 . Таким образом, потребуется 6,620,75 = 4,96 м3 углеводородной основы, смешанной с 6,620,25 = 1,65 м3 воды для уменьшения плотности бурового раствора и поддержания отношения масло/вода на той же величине. 3.2. СМЕШИВАНИЕ ЖИДКОСТЕЙ РАЗНОЙ ПЛОТНОСТИ 3.2.1. Формула материального баланса Vк к V1 1 V2 2 , 3.9 где: Vk = конечный объем в м3; ρk = конечная плотность, кг/м3; V1 = объем жидкости 1, м3; ρ1 = плотность жидкости 1, кг/м3; V2 = объем жидкости 2 в м3; ρ2 = плотность жидкости 2, кг/м3 53 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Пример 1: Предельная величина установлена для желаемого объема: Определите объемы бурового раствора плотностью 1318 кг/м3 и раствора плотностью 1677 кг/м3, требующиеся для получения 50 м3 бурового раствора плотностью 1378 кг/м3. 50,0 1378 50 х 1318 1677 x х 68900 65900 8,36 м3 , 359 х = 8,36 м3 бурового раствора плотностью 1677 кг/м3; 50 – 8,36 = 41,64 м3 бурового раствора плотностью 1318 кг/м3 требуется для получения 50,0 м3 плотностью 1378 кг/м3. Пример 2: Нет ограничений в объеме для перемешивания растворов в емкостях. Определите конечную плотность бурового раствора, когда смешаны вместе следующие два буровых раствора: Дано: 60,0 м3 бурового раствора плотностью 1210 кг/м3 и 50,0 м3 бурового раствора плотностью 1670 кг/м3. 60 50 к 60 1210 50 1670 к 72600 83500 1419 кг / м3 . 110 3.3. РАСЧЕТЫ ДЛЯ РАСТВОРА НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ Рассчитайте начальный объем жидкости (углеводородная основа плюс вода), требующийся для приготовления желаемого конечного объема бурового раствора. 54 Глава 3 Буровые растворы 3 3 Пример: Приготовить 16 м бурового раствора плотностью 1900 кг/м и отношением масло/вода 75/25, используя углеводородную основу плотностью 800 кг/м3 и пресную воду (без добавления соли): Рассчитайте удельный вес смеси углеводородная основа – вода из уравнения: уг.смеси 1 х уг х в уг.смеси 1 0, 25 800 0, 25 1000 851 кг / м3 . Рассчитайте начальный объем, используя уравнение: Vн.см Vн.см 4200 ρк 16, 0 4200 ρ уг 4200 1900 16, 0 10,82 м3 . 4200 800 Vн.см = 10,82 м3 смеси углеводородная основа – вода с отношением масло/вода, равным 75/25. Рассчитайте объем утяжелителя в м3: Vутяж Vк Vн.см где: Vутяж – объем утяжелителя в м3. Рассчитайте количество утяжелителя в кг, требующееся для 16 м3 бурового раствора: Gутяж Vутяж утяж . Продолжите пример: Vутяж = 16,0 – 10,82 = 5,18 м3 утяжелителя. 55 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Gутяж = 5,25 4200 = 22050 кг барита. Отношение масло/вода по ретортным данным Получите процент по объему масла и процент по объему воды из данных ретортного анализа или по данным перегонки бурового раствора. Используя полученные данные, отношение масло/вода (м/в) рассчитывается следующим образом: Рассчитайте процент (%) углеводородной основы в смеси углеводородная основа – вода: У м/в У% 100, 3.10 У % В% где: У м / в – содержание масла в смеси углеводородная основа – вода, %; У% – содержание углеводородной основы в буровом растворе, %; В% – содержание воды в буровом растворе, %. Рассчитайте процент (%) воды в смеси углеводородная основа – вода: Вм / в В% 100, 3.11 У % В% Пример: Рассчитайте отношение масло/вода (м/в) бурового раствора, который имеет следующие данные: Содержание углеводородной основы по объему 51%; Содержание воды по объему 17%; Содержание твердой фазы по объему 32%. У м/в 51 100 75 51 17 Вм / в 17 100 25 51 17 56 Глава 3 Буровые растворы Отношение масло/вода (м/в) равно 75/25. Изменение отношения масло/вода. ПРИМЕЧАНИЕ: Если отношение масло/вода нужно увеличить, добавьте масла (углеводородной основы); если его нужно уменьшить, добавьте воды. Чтобы увеличить содержание масла (углеводородной основы) в отношении масло/вода, текущее содержание воды будет изменено на новый объемный процент в отношении масло/вода: Vнов . уг Wст.в Wнов.в где: Vнов.уг = новый объем смеси углеводородная основа – вода в м3 при поддержании постоянного значения содержания воды Wст.в = старое содержание воды, м3 бурового раствора Wнов.в = новое содержание воды в % (долях единицы). Количество углеводородной основы (масла), которое требуется добавить, рассчитывается следующим образом: Vдоб Vст.в V0 где: Vдоб – объем воды, который должен быть добавлен, в м3; Vo – старый объем смеси углеводородная основа – вода в м3. Чтобы увеличить содержание воды в отношении масло-вода, текущее содержание масла должно быть заменено на новый объем: Vнов. уг Wст. уг W% где: Vнов.уг – новый объем смеси углеводородная основа – вода при поддержании постоянного значения содержания углеводородной основы; Wст.уг – старое содержание углеводородной основы (масла) в м3 бурового раствора; W% – новое содержание углеводородной основы (масла) в % (долях единицы). 57 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Количество воды, которое требуется добавить, рассчитывается следующим образом: Wв Vнов. уг Vо где: Wa = объем воды, который требуется добавить, в м3 Пример 1: Увеличьте отношение масло/вода с 75/25 до 80/20: Дано: Содержание углеводородной основы (масла) по объему 51% Содержание воды по объему 17% Содержание твердой фракции по объему 32% Отношение масло/вода 75/25. В 16 м3 этого бурового раствора имеются 10,88 м3 жидкости (масло плюс вода). Чтобы увеличить отношение масло/вода, добавьте масла. Суммарный объем жидкости увеличится на добавленный объем масла, но объем воды не изменится. 2,7 м3 воды теперь представляют собой 25% старого объема жидкости, но теперь они представляют собой всего 20% нового объема жидкости. Vnw 2, 7 13,5 м3 0, 2 Vnw = 13,5 м3 нового объема жидкости после добавления углеводородной основы к 16 м3 объема бурового раствора. Vуг = 13,5 – 10,88 = 2,62 м3 углеводородной основы, которые нужно добавить к 16 м3 бурового раствора. Новое отношение масло/вода равно 80/20. Пример 2: Измените отношение масло/вола (м/в) с 75/25 на 70/30. Как и в Примере 1, здесь имеется 10,88 м3 жидкости в 16 м3 этого бурового раствора. В этом случае, однако, будет добавляться вода, а объем масла будет оставаться постоянным. 8,1 м3 масла (углеводородной основы) представляют собой 75% исходного объема жидкости и 70% конечного объема: Vнов.об 8,1 11, 6 м3 . 0, 7 Wa = 11,6 – 10,8 = 0,8 м3 воды добавляется к 16 м3 бурового раствора. Новое отношение масло/вода (м/в) равно 70/30. 58 Глава 3 Буровые растворы 3.4. АНАЛИЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В данном разделе рассматриваются основы расчетов, связанных с анализом твердой фазы. ПРИМЕЧАНИЕ: Шаги 1-4 выполняются для буровых растворов с высоким содержанием соли. Для буровых растворов с низким содержанием хлоридов начинайте с Шага 5. Шаг 1 Рассчитайте объем соленой воды в процентах (%): Wсол.в 5,88 108 Cl1,2 1 W% , 3.12 где Wсол.в – объем соленой воды в процентах (%); Cl – содержание хлоридов, измеренное на фильтрате, в частях на миллион (ppm); W% – объем воды в буровом растворе по реторте в %. Шаг 2 Рассчитайте объем взвешенной твердой фазы в процентах (%): Wтв.фаза 100 У % Wсол.в , 3.13 где: Wтв.фаза – объем твердой фазы, находящейся во взвеси, %; У% – содержание углеводородной основы (масла), %. Шаг 3 Рассчитайте среднюю плотность (ρсол.в) соленой воды: сол.в 1,94 106 Cl 0,95 1, 3.14 где ρсол.в – средняя плотность соленой воды, г/см3 59 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Шаг 4 Рассчитайте среднюю плотность твердой фазы, находящейся во взвеси в буровом растворе: тв.ф 0,1 б . р Wсол.в сол.в У % мас Wтв.ф , 3.15 где ρтв.ф – средняя плотность твердой фазы, находящейся во взвеси в буровом растворе, в г/см3; У% – объем углеводородной основы (масла) в буровом растворе в %; ρмас – плотность углеводородной основы, используемой в буровом растворе (0,84 г/см3 для дизтоплива; 0,80 для базового масла на основе изомеризованных олефинов (IO)). Шаг 5 Рассчитайте среднюю плотность твердой фазы без соли в водной фазе: тв.ф 0,1 б . р Wсол.в в У % мас Wтв.ф , 3.16 где тв .ф – средняя плотность твердой фазы без соли в водной фазе в г/см3. Шаг 6 Рассчитайте объем твердой фазы низкой плотности ( Wтв .ф.низ.пл ) в процентах (%): Wтв.ф.низ.пл Wтв.ф утяж тв.ф 1, 6 , 3.17 где Vтв.ф – объем твердой фазы низкой плотности в %; ρутяж – плотность утяжелителя, г/см3. Шаг 7 Рассчитайте объем твердой фазы низкой плотности в кг/м3: 60 Глава 3 Буровые растворы Vтв.ф.низ.пл 25,93 Vтв.ф.низ.пл , 3.18 где Vтв .ф.низ.пл – количество твердой фазы низкой плотности , кг/м3. Шаг 8 Рассчитайте объем утяжелителя в процентах (%) Wутяж Wтв.фаза Wтв.ф.низ.пл , 3.19 где Wутяж – объем твердой фазы высокой плотности – утяжелителя в %. Шаг 9 Рассчитайте количество твердой фазы высокой плотности – утяжелителя: Vтв.ф.выс.пл 10 Wутяж утяж , 3.20 где: Vтв.ф.выс.пл – количество твердой фазы высокой плотности – утяжелителя, кг/м3. Шаг 10 Рассчитайте количество бентонита (высококачественной твердой фазы низкой плотности) в буровом растворе: Если катионообменная емкость (CEC) глин из выбуренной породы и испытание метиленовой синью (MC) бурового раствора известна: Рассчитайте количество бентонита в буровом растворе в кг/м3: Vбент 1 2,85 0,35 Fое 1 65 0,35 Fое Wтв.ф.низ.пл M MBT 64,5 65 61 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где Vбент – количество бентонита в буровом растворе, кг/м3; Fое – катионообменная емкость (ОЕ) твердой фазы выбуренной породы; MMBT – испытание метиленовой синью (МС) бурового раствора. Рассчитайте объем бентонита в буровом растворе в процентах (%): B% Vбент , 3.22 25,94 где B% – количество бентонита в буровом растворе в %. Если катионообменная емкость (ОЕ) глин из выбуренной породы не известна: Рассчитайте объем бентонита в процентах (%): B% M MBT Wтв.ф.низ.пл 8 , 3.23 . Рассчитайте количество бентонита в буровом растворе в кг/м3: Bкг / м3 25,94 B% , 3.24 . Шаг 11 Рассчитайте объем бурового шлама (твердой фазы из выбуренных пород) в процентах(%): Wшлам Wтв.ф.низ.пл B% , 3.25 где Wшлам – объем бурового шлама в %. Шаг 12 Рассчитайте количество бурового шлама в буровом растворе в кг/м3: 62 Глава 3 Буровые растворы Vшлам 25,94 Wшлам , 3.26 3 Пример: Плотность раствора – 1917 кг/м . Содержание хлоридов – 73 000 частей на миллион. Испытание метиленовой синью (MBT) бурового раствора – 85,5кг/м3. Катионообменная емкость (ОЕ) глин – 19,95 кг/м3. Ретортный анализ: вода = 57% по объему; масло = 7,5% по объему (дизтопливо с плотностью 0,84 г/см3); твердая фаза = 35,5% по объему (барит с плотностью 4,2 г/см3). Шаг 1 Рассчитайте объем соленой воды в %: Wсол.в 5,88 108 73000 1 57 59,3% . 1,2 Шаг 2 Рассчитайте объем твердой фазы, находящейся во взвеси в буровом растворе, в %: Wтв .фаза 100 7,5 59,3 33, 2 % . Шаг 3 Рассчитайте среднюю плотность ( сол.в ) соленой воды: сол.в 1,94 106 (7300)0,95 1 1, 0809 г / см3 . Шаг 4 Рассчитайте среднюю плотность твердой фазы, находящейся во взвеси в буровом растворе: 63 Бабаян Э.В., Черненко А.В. тв.ф Инженерные расчеты при бурении 0,1 1917 59,3 1, 0809 7,5 0,84 3, 66 г / см3 . 33, 2 Шаг 5 Поскольку используется высокое содержание хлоридов, Шаг 5 пропускается. Шаг 6 Рассчитайте объем твердой фазы низкой плотности ( Wтв .ф.низ.пл ) в процентах (%): Wтв.ф.низ.пл 33, 2 4, 2 3, 66 1, 6 11, 2 % . Шаг 7 Рассчитайте количество твердой фазы низкой плотности в кг/м3: Vтв.ф.низ.пл 25,93 11, 2 290, 4 кг / м3 . Шаг 8 Рассчитайте объем утяжелителя в процентах (%): Wутяж 33, 2 11, 2 22, 0 % Шаг 9 Рассчитайте количество твердой фазы высокой плотности (утяжелителя) в кг (кг/м3): Vтв.ф.выс.пл 10 22 4, 2 924 кг / м3 . Шаг 10 Рассчитайте количество бентонита в буровом растворе в кг/м3: 64 Глава 3 Vбент Буровые растворы 1 0,35 19,95 3 2,85 85,5 64,5 11, 2 80,9 кг / м . 0.35 19,95 6 5 1 65 Шаг 11 Рассчитайте объем бентонита в буровом растворе в процентах (%): B% 80,9 3,12 . 25,94 Шаг 12 Рассчитайте объем бурового шлама в процентах (%): Wшлам 11,2 – 3,12 = 8,1% по объему бурового шлама в буровом растворе. Шаг 13 Рассчитайте количество бурового шлама в буровом растворе в кг/м3: Vшлам 25,94 8,1 210,1 кг . м3 3.5. ДОЛИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, ОБРАБОТАННЫЕ БАРИТОМ) Рассчитайте максимальную рекомендованную долю твердой фазы в процентах (%) исходя из плотности раствора: Wтв.ф 0, 0243 б . р 14,17, 3.27 где Wтв .ф – максимальное рекомендованное содержание твердой фракции в % по объему; б. р – плотность бурового раствора в кг/м3; 65 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Рассчитайте максимальную рекомендованную долю твердой фазы низкой плотности ( Wтв .ф.низ.пл ) в процентах (%) исходя из плотности бурового раствора Wтв .ф б. р 0, 3125 1 200, 3.28 Wтв .ф.низ .пл 100 1000 где Wтв .ф.низ.пл максимальная рекомендованная доля твердой фазы низкой плотности, % по объему. Пример: Рассчитайте максимальное рекомендованное содержание твердой фазы ( Wтв .ф ) и содержание твердой фазы низкой плотности ( Wтв.ф.низ.пл ) в процентах (%) в растворе на водной основе плотностью 1677 кг/м3 Wтв .ф 0, 0243 1677 14,17 26, 6 . Wтв .ф = 26,7% максимальное рекомендованное содержание твердой фазы в буровом растворе 26, 6 1677 Wтв .ф.низ.пл 0,3125 1 200 10,89 % . 1000 100 Wтв .ф.низ.пл = 10,89 % – максимальное рекомендованное содержание твердой фазы низкой плотности в буровом растворе. 3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ И НЕФТИ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ (ПО ПЛОТНОСТИ) Объемная концентрация твердой фазы (Ст,%) определяется исходя из материального баланса компонентов бурового раствора, и рассчитывается по формуле: 66 Глава 3 Cт Буровые растворы 100 р вф Cн вф н Cc c в т в , 3.29 где Ст – объемная концентрация твердой фазы, %; Сн – объемная концентрация нефти, %; Сс – объемная концентрация соли, %; ρт – плотность твердой фазы, г/см3; ρр – плотность раствора, г/см3; ρвф – плотность водной фазы, г/см3; ρн – плотность нефти, г/см3; ρс – плотность соли, г/см3; ρв – плотность воды,г/см3. При плотности твердой фазы, равной плотности воды ρвф = ρв = 1,0 г/см3, плотности нефти ρн = 0,8 г/см3, плотности соли ρс = 2,85 г/см3 (Ncl): Cт 100 р 1 Cн 0, 2 Cc 1,85 т 1 . Перевод объемной концентрации твердой фазы в массовую концентрацию производится по формуле: Тт Cт т р , 3.30 где Tт – массовая концентрация твердой фазы в буровом растворе, %. Для растворов содержащих только воду и глину, формула значительно упрощаются (ρт = ρглины): Cт 100 р 1 гл 1 67 . Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ И НЕФТИ В БУРОВОМ РАСТВОРЕ (ВЫПАРИВАНИЕ) Для сложных систем буровых растворов, содержащих соль, нефть, глину, утяжелитель, метод определения компонентов основан на выпаривании жидкой фазы из заданного объема бурового раствора, конденсации паров и измерении объема жидкой фазы. Для реализации метода используется установка ТФН-1 и аналитические весы типа ВЛР-200-Т. Проба бурового раствора (10 см3) прогревается до температуры 450 – 5000С вплоть до окончания выпадения капель конденсата в измерительный цилиндр. Полученные конденсатные объемы воды и нефти считываются с точностью до 0,1 см3. Твердый остаток после охлаждения взвешивается. Порядок расчетов 1. Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле: р q2 q1 , 3.31 10 где р – плотность раствора, г/см3; q1 – масса испарителя без пробы, г; q2 – масса испарителя с пробой, г; 10 – вместимость камеры испарителя, см3. 2. Плотность твердой фазы рассчитывается по формуле: т q3 q1 , 3.32 Vт где ρт – плотность твердой фазы, г/см3; q1 – масса испарителя без пробы, г; q1 – масса испарителя с твердым остатком, г; Vт – объем твердой фазы, см3. 3. Объем твердой фазы рассчитывается по формуле: 68 Глава 3 Буровые растворы Vт 10 Vв Vн Vc , 3.33 где Vт – объем твердой фазы, см3; 10 – вместимость камеры испарителя, см3; Vв – объем воды в измерительном цилиндре, см3; Vн – объем нефти в измерительном цилиндре, см3; Vc – объем соли в навеске раствора, см3. 4. Объем соли в навеске раствора рассчитывается по формуле: Vc Cc , 3.34 10 где Vc – объем соли, см3; 10 – вместимость камеры испарителя, см3; Сс – объемная концентрация соли, % (определяется по таблице 1). 5. Далее по формуле (3.29) определяем концентрацию твердой фазы. 6. Плотность твердой фазы рассчитывается по формуле: т qт , 3.35 Vт где ρт – плотность твердой фазы, г/см3; qт – масса твердой фазы, г; Vт – объем твердой фазы, см3. 7. Масса твердой фазы рассчитывается по формуле: qт 10 р Vв 1, 0 Vн 0,8 Vc 2,85, 3.36 где qт – масса твердой фазы, г; р – плотность раствора, г/см3; Vв – объем воды в измерительном цилиндре, см3; 69 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Vн – объем нефти в измерительном цилиндре, см3; Vc – объем соли в навеске раствора, см3; 0,8 – плотность нефти, г/см3; 2,85 – плотность соли, г/см3. 8. Объем твердой фазы рассчитывается по формуле (3.33). 9. Концентрацию твердой фазы определяют по формуле (3.29). 10. Объемная концентрация утяжелителя в растворе рассчитывается по формуле: Cу у т у в т в Cт , 3.37 где Су – объемная концентрация утяжелителя в растворе, %; ρу – плотность утяжелителя, г/см3; ρт – плотность твердой фазы, г/см3; ρгл – плотность глины, г/см3 (если неизвестна, то принимают 2,6 г/см3); Ст – концентрация твердой фазы, %. 11. Объемная концентрация глины в растворе рассчитывается по формуле: Cгл Cт C у , где Сгл – объемная концентрация глины, %; Ст – объемная концентрация твердой фазы, %; Су – объемная концентрация утяжелителя в растворе, %. 3 Пример: Плотность раствора – 1,95 г/см (или масса навески 19,5 г), 3 плотность фильтрата 1,06 г/см , в измерительном цилиндре находилось 1,7 см3 нефти и 4,9 см3 воды. Определить концентрацию твердой фазы и ее компонентов (барита и глины) в растворе. 1. Объем соли в растворе при ρс = 1,06 г/см3 согласно табл.1 Сс = 3,24%: 70 Глава 3 Буровые растворы Vc 3, 24 0,324 см3 . 10 2. Объем твердой фазы: Vт 10 4,9 1, 7 0,324 3, 076 см3 . 3. Масса твердой фазы: qт 10 1,95 4,9 1, 7 0,80 0,324 2,85 11,39 г . 4. Плотность твердой фазы: т 11,39 3, 7 г / см3 . 3, 076 5. Объемная концентрация твердой фазы: Cт 100 1,95 1 1, 7 0, 2 3, 24 2,85 1 3, 7 1 33, 09% . 6. Объемная концентрация барита в растворе: Cу 4, 2 3, 7 2,6 33, 09 3, 7 4, 2 2, 6 25,82% Объемная концентрация глины в растворе: Cгл 33, 09 25,82 7, 27% . 71 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Т а б л и ц а 3.1 Концентрация NaCl в растворах различной плотности (при 200С) Плотность, Концентрация NaCl, % Плотность, Концентрация NaCl, % г/см3 г/см3 массовая объемная массовая объемная 1,01 1,04 1,06 1,09 1,97 5,93 8,72 12,72 0,70 2,16 3,24 4,86 1,12 1,15 1,18 1,20 16,51 20,09 23,50 25,68 6,49 8,11 9,73 10,81 3.8. РАЗБАВЛЕНИЕ СИСТЕМЫ БУРОВОГО РАСТВОРА Рассчитайте объем разбавления в кубометрах, требующийся для уменьшения содержания твердой фазы в системе бурового раствора: Vосн Vб . р Wнач Wтв.ф.низ.пл W тв .ф.низ .пл W0 , 3.38 где Vосн – объем разбавления жидкостью-основой или буровым раствором вм. Wтв .ф.низ.пл – содержание твердой фазы низкой плотности из бентонита или химреагентов, добавленных к буровому раствору, в %. 3 Пример: Рассчитайте объем разбавления пресной водой, требующийся для изменения содержания твердой фазы низкой плотности с 6% до 4% в 100 м3 бурового раствора. Vосн 100 6 4 4 0 50 . 50 м3 пресной воды требуется, чтобы понизить содержание твердой фазы низкой плотности Пример: Рассчитайте объем разбавления 2%-ным бентонитовым раствором, требующийся для изменения содержания твердой фазы низкой плотности (LGS) с 6% до 4% в 100 м3 бурового раствора: 72 Глава 3 Буровые растворы Vосн 100 6 4 4 2 100 м3 Замена – требуемое количество куб. м бурового раствора или бентонитового раствора Vвыгружен Vб . р Wнач Wтв .ф.низ.пл Wнач W0 где: Vвыгружен – объем бурового раствора в кубических метрах, который должен быть выгружен или выброшен, и жидкости-основы или бентонитового раствора, который должен быть добавлен, чтобы сохранить постоянный объем циркуляционной системы. Пример: Рассчитайте объем, который должен быть выгружен или выброшен, чтобы изменить содержание твердой фазы низкой плотности с 6% до 4% и сохранить объем системы бурового раствора равным 100 м3: Vосн 100 6 4 6 0 33,3 м3 . Нужно выгрузить 33,3 м3 первоначального бурового раствора, чтобы изменить содержание твердой фазы с 6% до 4%, и сохранить объем в циркуляционной системе равны 100 м3. 3.9. ОЦЕНКА ГИДРОЦИКЛОНОВ 1. Рассчитайте массу твердой фазы (для не утяжеленного раствора) и объем воды, удаляемые одним конусом гидроциклона (пескоотделителем или илоотделителем) при работе с буровым раствором на водной основе: M ед.дол б . р 1000 1600 73 , 3.39 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где M ед.дол – объемная доля твердой фазы, выброшенной в отходы гидроциклоном (доли единицы). 2. Рассчитайте массовый расход твердой фазы в кг/час: V Qтв.ф 9352 M ед.дол шл , 3.40 t где Qтв .ф – массовый расход твердой фазы, выброшенной одним конусом гидроциклона в кг/час. Vшл – объем собранного шлама, л. t – время, требующееся для отбора пробы шлама, в секундах. 3. Рассчитайте объем жидкости, выбрасываемой одним конусом гидроциклона, в л/час: V Vж 3600 1 M ед.дол шл t где л/час. , 3.41 Vж – объем жидкости, выпускаемый одним конусом гидроциклона, Пример: Рассчитайте оценку работы одного конуса гидроциклона, используя следующие данные: Средняя плотность собранного образца шлама 1917 кг/м3 . Время отбора пробы 45 с. Масса отобранной пробы шлама 1,892 г. a) Рассчитайте объемную долю выбрасываемой твердой фазы: M ед.дол 1917 1000 0,573 . 1600 б) Рассчитайте массовый расход выбрасываемой твердой фазы: 74 Глава 3 Буровые растворы 1,892 Qтв .ф 9352 0,573 225,3 кг / час . 45 с) Рассчитайте объемный расход жидкости, выбрасываемой одним конусом: 1,892 Vж 3600 1 0,573 64, 6 л / час . 45 3.10. ОЦЕНКА РАБОТЫ ЦЕНТРИФУГИ Оцените нижний слив центрифуги Рассчитайте объемный расход бурового раствора на нижнем сливе центрифуги в л/мин: Qвх б . р в .сл q разб в .сл ж . разб , 3.42 Qн.слив н.сл в .сл где Qн.слив – объемный расход на нижнем сливе, л/мин; Qвх – объемный расход бурового раствора, подаваемого на центрифугу, л/мин; б. р – плотность бурового раствора подаваемого на центрифугу ,кг/м3; q разб – объем расход разбавления, л/мин; ж. разб – плотность жидкости разбавления, кг/м3; н.сл – плотность бурового раствора на нижнем сливе, кг/м3; 3 в.сл – плотность бурового раствора на верхнем сливе, кг/м . Рассчитайте долю старого бурового раствора в нижнем сливе в процентах (%): утяж ниж .сл W% б . р утяж б . р q разб ( утяж ж . разб ) q цен 75 , 3.43 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где W% б . р – объемная доля бурового раствора в нижнем сливе в %; qцен – объем бурового раствора подаваемый на центрифугу, л/мин. Рассчитайте массовый расход глины (твердой фазы низкой плотности), поступающей в емкость затворения, кг/мин: Qгл где qтв.ф.низ.пл qцен W% б . р Qн.слив 1000 , 3.44 Qгл – количество глины в нижнем сливе центрифуги в кг/мин. Рассчитайте массовый расход добавок в нижнем сливе, поступающих в емкость затворения, кг/мин: qдоб .ниж.сл A qцен Qн.слив W% б . р 758 , 3.45 где qдоб .ниж .сл – количество добавок к буровому раствору в нижнем сливе, поступающих в емкость затворения, в кг/м3; A – содержание добавок в кг/м3. Рассчитайте расход жидкости-основы, поступающей в емкость затворения, в л/мин: Qжид.осн qцен утяж б . р Qн.слив утяж н.слив 613Qгл qдоб .ниж.сл утяж ж , 3.46 где Qжид.осн – объемный расход жидкости-основы, поступающей в емкость затворения, л/ мин. Рассчитайте массовый расход утяжелителя (барита), поступающего в емкость затворения, в кг/мин: 76 Глава 3 Буровые растворы Qутяж (Qвх Qжид.осн Qн.слив Qгл q доб .ниж .сл ) 3,5 , 3.46 1, 026 1, 026 где Qутяж – количество утяжелителя, поступающего в емкость затворения, в кг/мин. Пример: Рассчитайте следующие данные: Расход потока на нижнем сливе. Объемная доля старого бурового раствора в нижнем сливе. Массовый расход глины, поступающей в емкость затворения. Массовый расход добавок, поступающих в емкость затворения. Расход воды, поступающей в емкость затворения. Массовый расход барита, поступающего в емкость затворения. Плотность бурового раствора, поступающего в центрифугу = 1941 кг/м3. Объемный расход бурового раствора, поступающий в центрифугу = 62,45 л/мин. Плотность воды разбавления = 1000 кг/м3. Объем расход воды разбавления = 39,7 л/мин. Плотность бурового раствора на нижнем сливе = 2803 кг/м3. Плотность бурового раствора на верхнем сливе = 1114 кг/м3. Содержание глины в буровом растворе = 64,1 кг/м3. Содержание добавок в буровом растворе = 17,1 кг/м3. Рассчитайте объемный расход бурового раствора на нижнем сливе в л/мин: 62, 45 1941 1114 39, 7 1114 1000 Qн.слив 27,9 л / мин . 2803 1114 Рассчитайте долю старого бурового раствора в потоке нижнего слива в процентах (%): W% б . р 4200 2803 0,325 . 39, 7 4200 1941 4200 1000 62, 45 77 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Рассчитайте массовый расход глины (твердой фазы низкой плотности), поступающей в емкость затворения, в кг/мин: Qгл 64,1 62, 45 0,325 27,9 1000 3, 42 кг / мин . Рассчитайте массовый расход добавок в потоке нижнего слива, поступающем в емкость для затворения, в кг/мин: qдоб .ниж.сл 17,1 62, 45 27,9 0,325 758 1, 20 кг / мин . Рассчитайте расход жидкости-основы, поступающей в емкость затворения, в л/мин: Qжид.осн 64,1 4200 1941 27,9 4200 2803 613 3, 41 0,91 4200 1000 32, 24 л / мин Рассчитайте массовый расход утяжелителя (барита), поступающего в емкость затворения, в кг/м3: 3, 41 0,91 3 Qутяж 62, 45 27,9 30,9 3,5 7, 29 кг / м . 1, 026 1, 026 Оценка суммарной очистной способности центрифуги. Рассчитайте очистную способность: б. р н.сл тв.ф ж тв .ф б . р б . р ж , 3.47 где φ – очистная способность центрифуги, ед.изм.; 78 Глава 3 Буровые растворы б . р – плотность бурового раствора, подаваемая на центрифугу; н.сл – плотность бурового раствора на нижнем сливе; тв.ф – плотность твердой фазы; ж – плотность жидкой фазы бурового раствора. Пример: Рассчитайте очистную способность центрифуги по следующим данным: Плотность бурового раствора, поступающего в центрифугу = 1941 кг/м3. Плотность бурового раствора на верхнем сливе = 1114 кг/м3. Плотность твердой фазы = 3000 кг/м3. Плотность жидкой фазы бурового раствора = 1002 кг/м3. Решение. 1941 1114 3000 1002 1, 66 . 3000 1941 1941 1002 3.11. ОБЪЕМЫ МАТЕРИАЛОВ И ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (РАСЧЕТЫ ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И. МИЩЕНКО) 1. Объем раствора Vc, м3, необходимый для заполнения скважины при разбуривании заданного интервала: 2 Vс 0, 785 Dвн2 lоб 0, 785 Dдол lноб kk v lноб lоб , 3.48 где Dвн – внутренний диаметр колонны обсаженной части бурящейся скважины, м; Dдол – диаметр долота, м; lоб – длина участка обсаженной скважины, м; lноб – текущая длина разбуриваемого интервала, м; k k – коэффициент кавернозности; v – объем одного погонного метра бурильных труб, м3/м. 79 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 2. Объем бурового раствора Vц .с , м3, находящийся в циркуляционной системе: Vц.с a Vc , 3.49 где a – коэффициент, обычно принимают равным 1,0 (буровой раствор, находящийся в приемных емкостях, может незамедлительно быть использован при поглощениях, газонефтеводопроявлениях и др.). 3. Общий объем бурового раствора Vоб , м3, находящийся в циркуляции при бурении: Vоб Vс Vц.с 1 a Vс , 3.50 4. Концентрация твердой фазы Cт в единице объема бурового раствора (для неутяжеленного бурового раствора): Cт б. р ж , 3.51 п ж где б . р – плотность бурового раствора; ж – плотность жидкой фазы; п – плотность твердой фазы. 5. Объем выбуренной породы, Vп , м3: 2 Vп 0, 785 Dдол lноб kk , 3.52 6. Минимальный объем наработки промывочной жидкости: Vн 1 Vп п ж , 3.53 б. р ж где – степень очистки бурового раствора. 80 Глава 3 Буровые растворы При разбуривании глинистых пород объем наработки промывочной жидкости Vн.гл , м3: Vн.гл 1 Vп K пор y 1 bk t б . р 10 ln , 3.54 где Kпор – коэффициент коллоидальности разбуриваемых глинистых пород (см. ниже таблицу); y – коэффициент, характеризующий влияние химической обработки на изменение коэффициента коллоидальности разбуриваемых пород; bk – коэффициент, характеризующий возрастание коллоидальности выбуренной породы под воздействием температуры, 1/0С; – пластическая вязкость бурового раствора, спз. 7. Объем шлама, образующегося при работе средств очистки, Vшл м3: Vшл Vп п ж , 3.55 шл ж где шл – плотность шлама, получаемого на средствах очистки, кг/м3. 8. Потери бурового раствора вместе со шламом Vпот , м3: Vпот Vшл шл б . р , 3.56 п б . р 9. Объем избыточного бурового раствора, подлежащий вывозу с буровой: Vизб Vн Vоб , 3.57 10. Объем отходов в результате бурения запрограммированного интервала: 81 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3.58 Vотх Vизб Vшл , В таблице 3.2 приведены коэффициенты коллоидальности пород геологического разреза Краснодарского края. Этими данными можно воспользоваться при расчетах в регионами с аналогичными геологическими условиями. Глубина залегания, м 0 – 1200 1200 – 2400 2400 – 2900 2900 – 5000 Стратиграфия Четвертичные, Понт Меотис, Сармат Караган, Чокрак Майкоп верхний средний нижний 5000 – 5400 Эоцен 5400 – 6000 Нижний мел ≥ 6000 Юра Литология Глина с чередованием песчаников Глина с чередованием песчаников и мергелей Глина с чередованием Мергелей Глины Глины с чередованием аргиллитов. песчаников Глины с чередованием аргиллитов Глина с чередованием песчаников Глины с чередованием мергелей, аргиллитов и песчаников Аргиллиты с чередованием песчаников Т а б л и ц а 3.2 Коэффициент коллоидальности 0,2 – 0,25 0,25 – 0,35 0,21 – 0,30 0,25 – 0,30 0,18 – 0,20 0,1 – 0,14 0,08 – 0,09 0,06 – 0,08 0,04 – 0,05 Пример: Расчет объемов обрабатываемых материалов для следующих условий: Кондуктор диаметром 245 мм (Dвн = 225 мм) спущен на глубину 360 м. Долото диаметром 215,9 мм используется при бурении на глубину 2600 м. под эксплуатационную колонну. Коэффициент kk 1,1. Объем одного погонного метра бурильной трубы v = 0,0027 м3/м. Плотность бурового раствора б . р = 1150 кг/м3. Плотность жидкой фазы ж = 1000 кг/м3. Плотность твердой фазы п = 2400 кг/м3. Степень очистки бурового раствора = 0,5. 82 Глава 3 Буровые растворы 1. Объем раствора Vc, м3, необходимый для заполнения скважины при разбуривании заданного интервала: Vс 0, 785 0, 2252 360 0, 785 0, 2159 2 2240 1,1 0, 0027 360 2240 97, 4 м 3 2. Общий объем бурового раствора Vоб , м3, находящийся в циркуляции при бурении: Vоб 1 1 97, 4 195 м3 . 3. Объем выбуренной породы, Vп , м3: Vп 0, 785 0, 21592 2240 1,1 90, 2 м3 . 4. Концентрация твердой фазы Cт в единице объема бурового раствора (для неутяжеленного бурового раствора): Cт 1150 1000 0,1 . 2500 1000 5. Минимальный объем наработки промывочной жидкости: Vн 1 0,5 90, 2 2500 1000 451 м3 . 1150 1000 6. Объем шлама, образующегося при работе средств очистки, Vшл , м3: Vшл 0,5 90, 2 2500 1000 136 м3 . 1500 1000 83 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 7. Потери бурового раствора вместе со шламом Vпот , м3: Vпот 136 1500 1150 43 м3 . 2500 1150 8. Объем избыточного бурового раствора, подлежащий вывозу с буровой: Vизб 451 195 256 м3 . 9. Объем отходов в результате бурения запрограммированного интервала: Vотх 256 136 392 м3 . Аналогичный расчет для разбуривания глинистых пород. Дополнительные данные. 1. Коэффициент коллоидальности вскрываемых глин K пор = 0,5. 2. Коэффициент, учитывающий влияние химической обработки y =1. 3. Коэффициент, характеризующий возрастание коллоидальности выбуренной породы под воздействием температуры bk = 0. 4. Пластическая вязкость бурового раствора η = 20 спз. Объем наработки бурового раствора с целью снижения вязкости в процессе бурения: Vн.гл 1 0,5 90, 2 0,5 1 1 0 1150 10 ln 20 862 м3 . 3.12. ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА (РАСЧЕТЫ ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И. МИЩЕНКО) Свойства буровых растворов на водной основе и их регулирование характеризуются относительной активностью глин и глинистых минералов. Показателем этой активности является коэффициент коллоидальности, который определяется титрованием глинистой суспензии метиленовой синью МС: K B , 3.59 59 84 Глава 3 Буровые растворы где B – величина адсорбции МС 1 г исследуемых глин, см3; 59 – величина адсорбции МС 1 г коллоидных частиц бентонита, диспергированных в дистиллированной воде, см3. Т а б л и ц а 9.3 Коллоидальность различных глинистых минералов Глиноматериалы Коэффициент Глиноматериалы Коэффициент коллоидальности коллоидальности Черкесский, 1сорт 0,74 Огланлевский 0,5 То же, 2 сорт 0,61 Монтиген (американ.) 0,84 Саригюхский, 1 сорт 0,78 Геко (американский) 0,86 То же, 2 сорт 0,59 Бентонит (американ.) 0,76 Шаг 1 Масса глинопорошка Г, кг, для приготовления 1 м3 глинистой суспензии: 1000 K Г 1000 K 2 1000 40 ln г 1 K a1 г 1000 2 1 K г , 3.60 где К – коэффициент коллоидальности; г – плотность сухой глины, кг/м3; η – пластическая вязкость глинистой суспензии, мПа; a1 – коэффициент: для необработанных суспензий a1 = 0,6; для химически обработанных a1 ≤ 0,5. Шаг 2 Плотность получаемого раствора, ρб.р, кг/м3: б . р 1000 Г 1 85 1000 г Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Шаг 3 Выход раствора заданной вязкости, Qр, м3/т: Qр 100 a1 K б . р г ln . Пример. Рассчитайте количество глинопорошка, его плотность и выход раствора для приготовления бурового раствора при условиях: Коэффициент коллоидальности К = 0,6; Плотность глинопорошка = 2500 кг/м3 ; Пластическая вязкость = 15 мПа. Шаг 1 Масса глинопорошка Г, кг, для приготовления 1 м3 глинистой суспензии: 1000 0, 6 40 1000 ln15 2500 1 0, 6 0, 6 2500 170 . 1000 2 1 0, 6 2500 1000 0, 6 Г 2 Шаг 2 Плотность получаемого раствора, ρб.р, кг/м3: б . р 1000 170 1 1000 1102 . 2500 Шаг 3 Выход раствора заданной вязкости, Qр, м3/т: Qр 100 0, 6 0, 6 1102 5,86 м3 / т . 2500 ln15 86 Глава 3 Буровые растворы Если бы стояла задача приготовить буровой раствор с вязкостью 8 мПа, то в этом случае расход глины на 1 м3 составил 133,7 кг, а плотность приготовленного раствора не превышала 1080 кг/м3. 3.13. КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ ПОКАЗАТЕЛЯМИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ИХ КОМПОНЕНТНЫМ СОСТАВОМ (РАСЧЕТЫ ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И. МИЩЕНКО) 1. Экспериментально установлена связь между пластической вязкостью водных суспензий глины и коллоидного компонента твердой фазы раствора: a1 б . р c k ic р1K р1 0 e 1000 , 3.61 где 0 – вязкость воды, мПа; Ck – объемное содержание в растворе коллоидного компонента твердой фазы, %; a1 = 0,6 для химически необработанных глинистых суспензий, для химически обработанных растворов a1 ≤ 0,5; C р1 K р1 суммарное содержание в растворе полимерных реагентов, i %; C р1 – объемное содержание в растворе i-го реагента; K р1 – коэффициент активности i-го реагента по метиленовой сини. На практике C i р1 K р1 Ck , 0 = 1 мПа, a1= 0,5, поэтому можно фор- мулу представить: e ck б . р 1000 , 3.62 . 2. Динамическое напряжения сдвига определяют по приближенной формуле: 0, 2 0, 4 , Па, 3.63 3. Статическое напряжение сдвига через минуту можно определить как: СНС1 , Па, 3.64 3 87 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4. Показатель фильтрации при 200С: Ф20 50 2, 0 см3 , 3.65 мин 5. Вязкость по воронке (приближенно): Т 15, с, 3.66 . Пример: Рассчитайте параметры бурового раствора плотностью ρб.р = 1100 кг/см3, по результату замера метиленовой синью объемное содержание коллоидного компонента твердой фазы составляет Ck = 3,1%. 1. Пластическая вязкость бурового раствора: e 3,11100 1000 30,3 мПа с . 2. Динамическое напряжение сдвига: 0, 2 0, 4 30,3 6, 06 12, 2 Па . 3. Статическое напряжение сдвига через минуту: СНС1 6, 06 12, 2 / 3 2, 02 4,1 Па . 4. Показатель фильтрации при 200С: Ф20 50 2 3, 65 см3 / мин . 30,3 5. Условная вязкость по воронке (приближенно): Т 30,3 15 45 с 88 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Глава 4. ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ «БУРОВОЙ ГИДРАВЛИКИ» 4.1. УРАВНЕНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА В ТРУБАХ (НЬЮТОНОВСКИЕ ЖИДКОСТИ). ЛАМИНАРНЫЙ РЕЖИМ ТЕЧЕНИЯ 4.1.1. Расход вязкой жидкости в трубах круглого сечения при ламинарном потоке (формула Гагена – Пуазейля): Q d4 p , 4.1 128 l где Q – расход жидкости, м3/с; d – диаметр трубы, м; p – давление (напор), создаваемое насосом или уклоном (разностью высот), Па; l – длина колонны труб, м; µ – вязкость жидкости, Па·с. Пример: Определите каков будет расход при перепаде р = 0,1 МПа в трубопроводе диаметром 0,1 м длиною 1000 м при прокачке жидкости вязкостью 10·10-3 Па·с. Решение: Q 0,14 0,1 106 128 1000 10 103 0, 0245 м 3 / с 2, 45 л / с . 89 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.1.2. Расход вязкой жидкости через кольцевое сечение, ламинарный поток (формула Буссинеска): p 4 4 b a b a Q b 8 l Ln 2 2 2 a , 4.2 где b и a – соответственно, радиусы внутренней большой трубы и наружный малой внутренней трубы. Пример: Определите каков будет расход при перепаде р = 0,1 МПа в трубопроводе длиною 1000 м кольцевого сечения радиус внутренней большой трубы, которой равен 0,06 м, а наружный радиус внутренней трубы равен 0,04 м при прокачке жидкости вязкостью 10·10-3 Па·с. Решение: 2 2 2 0, 06 0, 04 4 4 Q 0, 06 0, 04 0, 0796 м3 / с . 0, 06 8 10 103 1000 Ln 0, 04 0,1 106 4.2. УРАВНЕНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА В ТРУБАХ (НЕНЬЮТОНОВСКИЕ ЖИДКОСТИ) 4.2.1. Расход вязко-пластичной неньютоновской жидкости для ламинарного (структурного) режима течения в трубах круглого течения (уравнение полученное Е. Букингемом в 1921г.): r 4 p 4 p0 1 p0 Q 1 , 4.3 8 l 3 p 3 p 4 где 90 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» p0 2 l r Поскольку p ≥ p0, то третьим членом в скобках обычно пренебрегают. Тогда Q 8 l r4 p 0 , 4.4 8 l 3r где r – радиус трубы, м; η – пластическая вязкость, Па·с; l – длина колонны труб, м; p – давление (напор), создаваемое насосом или уклоном (разностью высот), Па; τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па. Пример: Определите каков будет расход при перепаде р = 0,6 МПа в трубопроводе диаметром 0,1 м длиною 1000 м при прокачке жидкости вязкостью 10·10-3 Па·с и динамическим напряжением сдвига 8,0 Па. Q 0, 054 8 8, 0 1000 0,1 106 0, 044 м3 4, 4 л / с . 3 0, 05 8 10 10 1000 3 4.2.2. Уравнения для определения гидравлических потерь в кольцевом пространстве вязко-пластичной жидкости (решение М.П. Воларовича и А.М. Гуткина): Q 4 ah3 p 3 p0 1 p0 1 3 , 4.5 3 l 2 p 2 p При условии h 1 b a a 2 91 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении p0 0 l h Пример: Каков будет расход бурового раствора, имеющий реологические свойства 10 103 МПа и τ = 8,0 Па при напоре p= 1,0 МПа =10·106 Па по кольцевому пространству, у которого внутренний радиус наружной трубы b = 0,1 м, радиус внутренней трубы a = 0,08 м. Решение: Шаг 1 1 h 0,1 0, 08 0,01м . 2 Шаг 2 p0 8, 0 1000 0,8 МПа . 10 10 3 Шаг 3 Q 3 4 0, 08 0, 01 1, 0 106 3 0,8 1 0,8 0, 0067 м3 / с . 1 2 1, 0 2 1, 0 3 3 10 103 1000 4. 3. КРИТЕРИИ ПЕРЕХОДА Величина гидравлических сопротивлений во многом зависит от перераспределения скоростей, возникающего в потоке при смене режимов. Впервые формулу для определения нижней критической скорости Vкр предложил Рейнольдс: Vкр Re кр , d 92 (4.6) Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Момент перехода ламинарного режима в турбулентный (и обратно) весьма наглядно может характеризоваться некоторым соответственным численным значением параметром (критерием) Re. Экспериментальная проверка формулы критической скорости показала, что для воды (ньютоновских жидкостей) численное значение его равно 2320. Для характеристики вязкопластических жидкостей обычный параметр Рейнольдса не достаточен, т.к. он не учитывает пластические свойства. Поэтому Р.И. Шищенко было предложено определять обобщённый параметр Рейнольдса: Re* f Re, B Re V d . Число Шищенко, отражающее отношение сил инерции к силам пластичности: B V2 0 . Параметр Ильюшина: И Re 0 d . B V Обобщенный параметр Рейнольдса (Бингамовская модель): Re* Re 1 0 d 6 V V d , 4.7 0 1 6 V 93 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Обобщенный параметр Рейнольдса (степенная модель): 2 Re* 8 n n 2т , 4.8 d V K 6n 2 Величина числа Рейнольдса имеет большой диапазон изменения с точки зрения определения перехода с одного режима на другой. Таким критерием может быть число Хедрстема: * Reкр 2100 7,3 He 0,58 , 4.9 Число Хедрстема: He d2 , 4.10 2 Для определения указанных величин для кольцевого сечения вместо d надо использовать D – d. Число Архимеда используют при определении скорости витания (погружения твердых частиц в потоке: Ar d 3 g 2 , 4.11 2 Для вязкой жидкости критическое число Архимеда: Arкр 1080 . Для вязкопластичной жидкости: Arкр 18 Reкр He / 3 . 94 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Обозначения: Re – число Рейнольдса, б/р; Re* – обобщенное число Рейнольдса, б/р; В – Число Шищенко, б/р; И – параметр Ильюшина, б/р; He – число Хедрстема, б/р; Ar – число Архимеда, б/р; V – скорость потока, м/с; D, d – диаметр трубы, м; ρ – плотность жидкости, кг/м3; µ, η – вязкость, Пас; n, K – параметры степенной модели. 4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ТРУБАХ И ТРУБАХ КОЛЬЦЕВОГО СЕЧЕНИЯ. НЬЮТОНОВСКАЯ ЖИДКОСТЬ 4.4.1. Потери давления в трубе круглого сечения в ламинарном потоке (Re < 2300) ньютоновской (вязкой жидкости): P 32 V Т L , Dвн2 (4.12) Или через коэффициент гидравлических сопротивлений: ΔP L vт2 , 4.13 Dвн 2 Коэффициент гидравлических сопротивлений: 64 , Re 4.14 Потери давления в трубе круглого сечения при турбулентном движении жидкости ньютоновской жидкости (Re > 2300): 95 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении P VТ2 L 2 Dвн , (4.15) Число Рейнольдса для потока вязкой жидкости в трубе: V D Re Т ин , (4.16) Средняя скорость потока в трубе: VT 4Q 2 DВН , (4.17) Для гладких труб коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном режиме течения: 0, 3164 , (4.18) Re 0.25 В формулах (4.12) – (4.17): Р – гидравлические потери, Па; . – динамическая вязкость, Па с; VT – средняя скорость в трубе, м/с; L – длина труб, м; Dвн – внутренний диаметр трубы, м; 3 – плотность жидкости, кг/м ; Re – число Рейнольдса, б/в; λ – коэффициент гидравлических сопротивлений, б/в; Q – подача насосов, м3/с. Пример: Определите потери давления в трубах при следующих исходных данных: длина насосно-компрессорных труб 3100 м, наружный диаметр 0,073 м, внутренний диаметр 0,062 м, диаметр скважины 0,118 м, вязкость жидкости 10 . 10-3 Па·с, плотность 980 кг/м3, подача насоса 4 . 10-3 м3/с. Решение: 1. Найдем среднюю скорость потока в трубе (ф.4.17): V 4 4 103 1,31 м/с 3,14 0, 0622 96 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» 2. Определим число Re (ф. 4.16): Re 1,31 0,062 980 7959 10 10 3 3. Коэффициент гидравлических сопротивлений (ф. 4.18): 0, 3164 0, 0336 79590,25 4. Потери давления в колонне насосно-компрессорных труб (ф. 4.15): P 2 0,0336 980 1,312 3100 5650774 Па 5,65 МПа. 0, 062 4.4.2. Альтернативные решения применительно к растворам (ньютоновская жидкость) Для растворов потери давления при турбулентном движении в трубе можно определить по формуле: P 1,84 Q1.86 L , Dвн4,86 (4.19) Для утяжеленных растворов потери давления при турбулентном режиме потока в трубе определяют по формуле: P 1,84 Q1.86 L 0,12 Dвн2 0,14 , (4.20) В формулах (4.19) и (4.20) приняты следующие единицы измерения: – г/см3, Q – л/с, Dвн – см, L – м, Р – кгс/см2, µ – спз. Продолжение примера 1. Рассчитаем потери давления для солевого раствора по формуле (4.19): 97 Бабаян Э.В., Черненко А.В. P Инженерные расчеты при бурении 1,84 41,86 3100 0, 980 10,9 кгс/см 2 . 6, 2 4,86 2. Рассчитаем потери давления для утяжеленного бурового раствора до плотности 1,6 г/см3 и вязкости 15 спз = 15 мПа по формуле (4.20): P 1,84 1, 6 41.86 3100 15 0,12 4,86 6, 2 1, 6 0,14 17, 23 кг / см 2 . 4.5. КОЛЬЦЕВОЕ СЕЧЕНИЕ. НЬЮТОНОВА ЖИДКОСТЬ 1. В кольцевом сечении (затрубном пространстве) скорость потока: VЗ 4Q , D 2 DТ2 (4.21) 2. Число Рейнольдса для потока в кольцевом сечении ньютоновской жидкости: V D DТ Re 3 , (4.22) 3. Потери давления при ламинарном режиме ньютоновской жидкости в кольцевом пространстве (Re < 2300): P 32 V3 L , ( D DТ )2 (4.23) 4. Потери давления при турбулентном режиме ньютоновской жидкости в кольцевом пространстве (Re > 2300): V з2 L P , (4.24) 2 ( D DТ ) В формулах (4.21) – (4.24) D – диаметр скважины или обсадной колонны, м; Dт – наружный диаметр труб, спущенных в скважину, м; 98 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» V3 – средняя скорость потока в кольцевом пространстве, м/с. Единицы измерения остальных величин в формулах прежние. 4.5.1. Альтернативные решения 1. Потери давления при турбулентном режиме в кольцевом пространстве для обычного бурового раствора ньютоновской консистенции можно так же определить (без определения коэффициента гидравлических сопротивлений): P 2,82 В Q1.86 L ( D DТ ) D 2 DТ2 2 , (4.25) где В = 2 для D = 4-3/4’’ (120 мм); В = 2,2 для D = 5-5/8’’ – 6-3/4’’ (143 – 171 мм); В = 2,3 для D = 7-3/8’’ – 7-3/4’’ (193,8 – 196 мм); В = 2,4 для D = 7-7/8” – 11” (200 – 279,4 мм); В = 2,5 для D = 12” –18-1/2’’ (304,8 – 470 мм). 2. Потери давления (турбулентный поток утяжеленной ньютоновской жидкости) в кольцевом пространстве: P 2,82 В Q1.86 L D DТ D 2 D 2 2 Т 0,12 0,14 , (4.26) Пример: Определить потери давления в кольцевом пространстве при следующих исходных данных: длина насосно-компрессорных труб 3100 м, наружный диаметр 0,073 м, внутренний диаметр 0,062 м, диаметр скважины 0,118 м, вязкость жидкости 10 . 10-3 Па·с, плотность 1050 кг/см3, подача насоса 4 . 10-3 м3/с. Решение 1. Средняя скорость потока в затрубном пространстве при подаче 4 . 10-3 3 м /с (ф. 4.21): 4Q 4 4 10 3 V3 0,59 м/с 2 2 D D T 3,14 0,118 2 0,073 2 99 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 2. Число Рейнольдса (ф.4.22): V D DT 0,59 0,118 0,073 980 Re З 2602 10 10 3 Коэффициент гидравлических сопротивлений (ф.4.18 ): 0,3164 0,3164 0,044 0.25 Re 2602 0, 25 Потери давления в затрубном пространстве (ф. 4.16): P 0, 044 1050 0,592 3100 553866 Па 5,54 кгс/см2 2 (0,118 0, 073) Для этих же условий рассчитаем гидравлические потери, но для бурового раствора ньютоновской консистенции с той же вязкостью 10 спз по ф. 4.25: P 2,82 2 0,98 41,86 3100 11,8 7,3 11,82 7,32 2 4, 2 кгс / см 2 Продолжение примера. Рассчитайте потери давления при турбулентном потоке утяжеленной ньютоновской жидкости плотностью 1,6 г/см3 и вязкостью 15 спз = 15мПа в кольцевом пространстве (ф.4.26): P 2,82 2 1, 6 41.86 3100 11,8 7,3 11,82 7, 32 2 0,12 15 1, 6 0,14 11, 08 1, 017 11, 27 Па. 4.5.2. Альтернативное решение по определению гидравлических потерь при турбулентном потоке Потери давления, турбулентный поток: 100 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» трубы Pт 2, 8 10 7 0 ,75 V т1,75 0 ,25 L , 1,25 D вн’ (4.27) затрубное (кольцевое) пространство Pт 3, 48 10 7 0 ,75 V к1,75 0 ,25 L , ( D скв D т )1,25 (4.28) Пример: Определите гидравлические потери в трубах диаметром 127 мм (Dвн = 0,1068 м) длиной 2064 м и затрубном пространстве скважины диаметром 295 мм. Плотность бурового раствора – 1120 кг/м3 . Вязкость бурового раствора – 15 . 10-3 Па.с (ньтоновская жидкость) Скорость восходящего потока – 0,6 м/с, скорость потока в трубах – 3,63 м/с. Решение Число Рейнольдса в трубах: V т D вн 3,63 0,1068 1120 28947 15 10 3 Reт > Reкр, следовательно, в трубах режим течения бурового раствора турбулентный. В затрубном пространстве. Число Рейнольдса в затрубном пространстве: Re т Re к 0,815 V к (D скв D т ) 0,815 0,6(0,295 0,127) 1120 6134 15 10 3 Reк > Reкр, следовательно, в затрубном пространстве режим течения бурового раствора турбулентный. 2. Потери давления в трубах: 101 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Pт Инженерные расчеты при бурении 2, 8 10 7 1120 0 ,75 3, 631,75 15 0,25 2064 33, 95 кгс / см 2 0,10681,25 в затрубном пространстве Pт 3, 48 107 11200,75 0, 61,75 150,25 2064 1, 04кгс / см 2 (0, 295 0,127)1,25 4.5.3. Скорость сдвига и напряжения сдвига Уравнение для определения скорости сдвига (сек-1) на стенках канала в любом ламинарном или турбулентном потоке. В трубе: ˙ Dт P , 4 L 4.29 . В кольцевом пространстве: ˙ D Dт P 4 L 4.30 . , Скорость сдвига на стенках трубы (сек-1) для ламинарного потока можно представить зависимостью: ˙ 8 vт , Dт 4.31 . Скорость сдвига на стенках затрубного пространства для ламинарного потока аналогично можно представить зависимостью: ˙ 8 vз , 4.32 . D Dт Напряжения сдвига на стенках трубы, Па: 102 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» DT P , 4 L (4.33). Напряжение сдвига на стенках затрубного пространства: ( D DT ) P , 4 L (4.34). 4.6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ТРУБАХ И КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ. БИНГАМОВСКАЯ ЖИДКОСТЬ а) Реологические показатели для бингамовской жидкости, замеренные на вискозиметре «Fann» V – G: 600 300 0 300 , , (4.35) где – показания прибора V-G, Па; 2 0 – динамическое напряжение сдвига, lbs/100ft = 0,48 Па; – пластическая вязкость, 1спз = 1мПа. б) Критическая скорость, при которой возникает турбулентность потока в трубе, м/с: Vкр 17 0 , (4.36) где 0 – динамическое напряжение сдвига, Па; – плотность вязкопластичной жидкости, кг/м3. 4.6.1. Потери давления в трубе круглого сечения при ламинарном режиме потока бингамовской жидкости (V < Vк): P 4 0 L 32 VT L , Dвн Dвн2 103 (4.37) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.6.2. Определение потерь давления через коэффициент гидравлических сопротивлений: vт2 L, 4.38 ΔP 2 Dвн где 64 , 4.39 . Re* 4.6.3. Потери давления в затрубном пространстве (кольцевое сечение) при ламинарном режиме потока: P 4 0 L 32 VK L , D DT ( D DT ) 2 (4.40) 4.6.4. Число Рейнольдса для бингамовской жидкости для потока в трубе: Re* V D э , (4.41) 4.6.5. Эффективная вязкость для бингамовской жидкости для потока в трубе: DT ' Э , (4.42) 8 VT 4.6.6. Для затрубного пространства: Число Рейнольдса: Reк* Vк Dскв Dт эф , 4.43 Эффективная вязкость: ' Э ( D DT ) 2 12 VЗ , 3 104 (4.44) Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» 4.6.7. Расчетные формулы (альтернатива) для определения коэффициента λ для буровых растворов, движущихся в структурном (ламинарном) режиме По Рабиновичу Н.Р по кольцевому пространству. Для чисел Рейнольдса Reк* 1600 96 , Reк* 4.45 . Для чисел Рейнольдса Reк* 1600 0,316 4 Reк* , 4.46 . 4.6.8. Расчетные формулы для определения коэффициента λ для буровых растворов, движущихся в турбулентном режиме Формула Р.И. Шищенко. Удовлетворительные результаты для диапазона изменения Re* от 2500 до 20000 при диаметре d < 60 мм: 0,125 4 Re* , 4.47 . Формула Б.И. Мительмана. Для диаметров свыше 100 мм и в пределах изменения Re* от 2500 до 40000: 0, 08 7 Re* , 4.48 . Формула Р.И. Шищенко и К.А. Ибатулова для 168 и 141мм бурильных труби растворов плотностью 1240 – 1770 кг/м3: 105 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 0, 075 8 Re* , 4.49 . Формула рекомендуется в диапазоне Re* от 2500 до 50000. При Re 50000 можно считать λ = const и его значение принимать равным 0,02. * Н.Р. Рабинович рекомендует формулу Блазиуса для 2·103 < Re* ≤ 105: 0,316 4 Re* , 4.50 . Пример: Определить потери давления в трубах и кольцевом пространстве при следующих исходных данных: длина бурильной колонны 3048 м, наружный диаметр бурильной трубы 0,127 м, внутренний диаметр 0,1086 м, диаметр скважины 0,2159 м, Показания вискозиметра θ600 = 50 и θ300 = 35, плотность бурового раствора 1200 кг/м3, подача бурового насоса 27,7 . 10-3 м3/с. Решение Реологические показатели бурового раствора: 50 35 15 мПа . 0 35 15 20ldf / 100 ft 2 0, 48 20 9, 6 Па . Средняя скорость потока в трубах: VT 4 27, 7 103 3 м/с. 3,14 0,108622 Определим критическую скорость потока в трубе (ф.4.36): Vкр 17 9, 6 1,52 м / с. 1200 Поскольку VT > Vк, то поток в трубах турбулентный. Эффективная вязкость раствора в трубах: 106 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Э Dвн 8 VT 9, 6 0,1086 15 103 58, 4 103 Па с. 83 Число Рейнольдса: Re VT Dвн Э 3 0,1086 1200 4463. 58, 4 103 Коэффициент гидравлических сопротивлений (ф. 4.50): 0,3164 0, 0387. 44630,25 Гидравлические потери в трубах: P 0, 0387 1200 32 3048 5869395 Па 59,8кгс/см2 . 2 0,1086 Средняя скорость потока в кольцевом пространстве: VT 4 27, 7 103 1,14 м/с. 3,14 (0, 21592 0,127 2 ) Поскольку VT ≤ Vк, то поток в кольцевом пространстве ламинарный. Потери давления в кольцевом пространстве при ламинарном режиме потока (ф.4.40): P 4 9, 6 3048 32 15 1,14 3048 1316571 211122 0, 2159 0,127 (0, 2159 0,127)2 1527693Па 15, 6 кг / см2 . 107 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.7. ВЯЗКОПЛАСТИЧНАЯ ЖИДКОСТЬ, ПОДЧИНЯЮЩАЯСЯ СТЕПЕННОМУ ЗАКОНУ 4.7.1. Соотношение между напряжением сдвига и скоростью сдвига для степенной модели: n dv n, K dr (4.51). K Реологические показатели для степеней модели по показаниям ротационного вискозиметра “Fann” V-G: n 3,32 log K 600 , 300 600 100 1022n , (4.52). (4.53) Видоизмененное число Рейнольдса для потока в трубе: n 0,167 V 2 0, 416 n Dвн Re , K V 3 n 1 (4.54) Видоизмененное число Рейнольдса для потока в кольце: 0,167 Vк2 n 0, 208 n Dскв Dн.тр , Re K 2 n 1 n где τ – напряжения сдвига, Па; К – показатель консистенции бурового раствора, Па·сn; n – показатель степенного закона; θ600 и θ300 – показатели вискозиметра “Fann” V-G; V – скорость потока в трубе, м/с; 108 (4.55) Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Vк – скорость потока в кольцевом пространстве, м/с; Dскв, Dн.тр, Dвн – соответственно диаметр скважины, наружный и внутренний диаметр трубы, м; ρ – плотность бурового раствора, кг/м3. 4.7.2. Критическое число Рейнольдса для ламинарного потока: ReL = 3470 -1340n (4.56) Коэффициент гидравлического сопротивления для ламинарного потока для труб и кольцевого сечения: 64 , (4.57) Re Критическое значение числа Рейнольдса для турбулентного потока: Reт = 4270 – 1370n , (4.58) Коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке для труб и кольцевого сечения: 4а b , (4.59) Re Коэффициенты, характеризующие турбулентный поток: a log n 3,93 , 50 (4.60) 1, 75 log n , (4.61) 7 Коэффициент гидравлических сопротивлений для переходного потока для труб и кольцевого сечения: b f 64 Re Re L a 16 , Re L 800 ReT b Re L 109 (4.62) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Потери давления в трубах: P V 2 2 D L, (4.63) Градиент потерь давления в межтрубном пространстве: P V 2 , L 2 ( DH DT ) (4.64) 4.7.3. Общее уравнение для скорости сдвига на стенках трубы и кольцевого сечения при ламинарном, переходном и турбулентном режиме течения: 1 V n , 8 K (4.65) Скорость сдвига на стенках в трубном потоке для ламинарного режима: 3n 1 8 V , 4n D (4.66) Скорость сдвига на стенках в кольцевом потоке для ламинарного режима: 2n 1 8 V , 2n D DT (4.67) Напряжение сдвига на стенках трубного потока: D P , (4.68) 4 L Напряжение сдвига на стенках кольцевого зазора: ( D DT ) P , 4 L 110 (4.69). Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Пример: Определите режим потока в трубах и кольцевом пространстве и гидравлические потери при следующих условиях: Глубина скважины, м 3500. Диаметр скважины, м 0,195. Диаметр бурильной колонны, м 0,114. Внутренний диаметр бурколонны, м 0,094 . Плотность бурового раствора, кг/м3 1160. Показания вискозиметра: θ600 48. θ300 34. Подача насоса, л/с 21. Шаг 1 n 3,32 log K 48 0,4972 34 48 0, 0153. 100 10220,4972 Шаг 2 Скорость потока в трубах V 4 21 10 3 3, 03 м / с. 3,14 0, 094 2 Скорость потока в кольцевом пространстве: Vк 4 21 103 3,14 0,1952 0,1142 1, 07 м / с. Шаг 3 Число Рейнольдса для потока в трубе: Re 0,167 1160 3, 032 0, 0153 0, 416 0, 4972 0, 094 3, 03 3 0, 4972 1 0,4972 Число Рейнольдса для потока в кольцевом пространстве: 111 6002 . Бабаян Э.В., Черненко А.В. 0,167 1160 1, 07 2 0,4972 Re 0, 0153 Инженерные расчеты при бурении 0, 208 0, 4972 0,195 0,114 2 0, 4972 1 0,4972 923 . Шаг 4 Критическое значение числа Рейнольдса для турбулентного потока в трубе: Reт = 4270 – 1370 0,4972 = 3589. Поскольку в трубе Re 6002, следовательно, поток в трубе турбулентный. Шаг 5 Коэффициенты, характеризующие турбулентный поток и коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке для труб и кольцевого сечения: log 0,4972 3,93 a 0,0725 50 1,75 log n 0,2934 b 7 0, 0725 f 0, 00565. 6002 0,2934 Шаг 6 Потери давления в трубах: P 2 0,00565 1160 3,03 2 3500 4463245 Па 45,52кг / см2 . 0, 094 Шаг 7 Коэффициент гидравлического сопротивления для ламинарного потока для труб и кольцевого сечения: 64 0, 0693 . 923 Шаг 8 Потери давления в межтрубном пространстве: 112 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Р 0,0693 1160 1,02 2 3500 1806943 Па 18, 4 кг / см2 . 2 (0,195 0,114) 4.7.4. Альтернативное определение реологических показателей для потока в кольцевом пространстве и расчет гидравлических показателей Измерения на ротационном приборе V – G при 300 об/мин и 3 об/мин наиболее полно соответствуют поведению вязкопластичной (квазипластичной) жидкости в затрубном пространстве, а ее константы определяются как 300 , З 5,11300 nk 0,5 lg Kk (4.70) , (4.71). 511na Эффективная вязкость для затрубного пространства соответственно находится из следующего выражения: 12 V З D DT na 1 Э 100 K k , (4.72). Число Рейнольдса для затрубного пространства: Rek 1000 V DH DT , (4.73) n 2nk 1 3n э k Значение числа Рейнольдса для ламинарного потока: Reк < 3470 -1370 nк (4.74) Для переходного режима: 3470 – 1370 nк < Re < 4270 – 1370 nк (4.74) Для турбулентного потока: Reт > 4270 – 1370 nк (4.75) Критическая скорость потока в затрубном пространстве: 113 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении nk 3470 1370nk 100 K k 2nk 1 0,30482 nk 3nk VK 1 nk 3, 66 305,8 D D H T DH DT 1 2 nк , (4.75) Критический объемный расход: Qк V K 0, 785 DH2 DT2 , (4.76) Пример: По условиям предыдущего примера определите режим потока в кольцевом пространстве скважины, критическую скорость, критический расход при показаниях вискозиметра «Fann»: θ300 = 35 и θ3 = 3. Шаг 1 Реологические показатели бурового раствора применительно к кольцевому пространству: 35 nk 0,5 lg 0,5334 3 Kk 5,11 35 5, 671. 5110,5334 Шаг 2 Эффективная вязкость для затрубного пространства: 12 1, 02 0,114 0,195 0,5334 1 Э 100 5,671 Шаг 3 Число Рейнольдса для затрубного пространства: 114 53,32 спз. Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Re k 1000 1, 02 0,195 0,114 1160 n 2 0,5334 1 3 0,5334 53,32 1554,7. Шаг 4 Значение числа Рейнольдса для ламинарного потока: Reк < 3470 -1370 ·0,5334 ≤ 2739, Следовательно, поток в кольцевом пространстве ламинарный. Шаг 5 Критическая скорость потока в затрубном пространстве: 1 0,5334 20,5334 2 0,5334 3470 1370 0,5334 100 5, 671 2 0,5334 1 0,3048 3 0,5334 VK 1 0,5334 3, 66 305,8 1160 0,195 0,114 0,195 0,114 1,51 м / с Шаг 6 Критический объемный расход: Qк Vк 0, 785 0,1952 0,1142 0, 0296 м3 / с 29, 6 л / с . 4.8. ИСТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ ИЗ ОТВЕРСТИЙ 4.8.1. Расход из отверстий и насадок: Q w 2 g H , 115 4.77 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где – коэффициент сжатия струи; – коэффициент сопротивления; w – площадь сечения насадок; Н – напор. – коэффициент расхода. Величина зависит от размера и форм отверстия. Например, опытным путем установлено, что величина равна 0,62 для отверстий в тонкой стенке. Коэффициент расхода для насадок цилиндрической формы равен 0,82, а для конических насадок = 0,94 – 0,96. 4.8.2. Потери давления в насадках долота и фитингах Потери давления в насадках долота, МПа: Pd Q2 2 Ad2 , (4.78) где плотность бурового раствора, кг/м3; Q – подача насоса, л/с; Аd – площадь насадок, мм2. Потери давления (энергии) на входе, Па: Pd K L V 2 , 2 (4.79) где ʋ – скорость потока в насадках долота, м/с; КL = 0,5 квадратный вход КL = 0,05 – круглый вход. Пример: Рассчитайте потери давления в трех насадках диаметром 8 мм долота диаметром 139,7 мм, а также потери энергии при круглом входе. Плотность бурового раствора 1160 кг/м3. Подача насоса 8 л/с. Шаг 1 Площадь насадок долота: Ad 3 0, 785 82 150, 72 мм 2 . Шаг 2 Потери давления в насадках долота: 116 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Pd 1160 82 3, 27 МПа. 2 150,722 Шаг 3 Скорость потока в насадках долота: v Q / Ad 8 10 3 / 150, 72 10 6 53 м / с. Шаг 4 Потери давления (энергии) на входе: Pd 0, 05 1160 532 81461 Па 0, 08 МПа. 2 4.8.3. Потери давления (энергии) при внезапном увеличении поперечного сечения потока: Pd (V1 V2 )2 , (4.80) 2 Потери давления для потока через круглое отверстие: Pd (V1 V2 )2 2 0, 05 V 2 , 2 (4.81) Потери давления через общие фитинговые трубы (патрубок): P о K L V 2 , 2 (4.82) КL = 0,42 для 45 поворота КL = 0,90 для 90о поворота КL = 1,80 для тройника КL = 2,20 для U – образного колена КL = 0,19 для открытого шибера, задвижки КL = 0,85 для дроссельного клапана (дросселя) 117 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Требуемая площадь насадок долота для получения необходимой скорости в них: 103 Q Ad , (4.83) C V где Q – подача насоса, л/с; V – скорость в насадках долота, м/с; Ad – площадь насадок долота, мм2; C – коэффициент расхода насадки, для коноидальной насадки С = 0,95. Пример: Определите, какова должна быть площадь насадок долота при подачи насоса 25 л/с, чтобы иметь скорость в насадках долота 90 м/с. Решение Ad 10 3 25 292,4 мм 2 0,95 90 Требуемая площадь насадок долота при заданных потерях напора в насадках: 1 Q2 2 Ad 2 , 2C Pd (4.84) где Q – подача насоса, л/с; плотность бурового раствора, кг/м3; ∆Pd – потери напора в насадках долота, МПа. Пример: Определите, какова должна быть площадь насадок долота при подачи насоса 25 л/с и при потерях давления в насадках долота 4,0 МПа. Плотность бурового раствора 1600 кг/м3 С = 0,95. Решение 1600 252 Ad 2 2 0,95 4, 0 118 1 2 372, 2 мм 2 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Требуемый диаметр насадок для достижения требуемой скорости: 1 4Q 2 dd , C V n (4.85) Требуемый диаметр насадок, мм, для получения заданных потерь давления через них: 1 4 Q 12 2 dd , n C 2Pd (4.86) где dd – мм ; Q – л/с; ρ – кг/м3; ∆Pd – МПа; n – число насадок долота. Пример: Определите, каков должен быть диаметр у пяти одинаковых насадок долота при подачи насоса 25 л/с и при потерях давления в насадках долота 3,0 МПа. Плотность бурового раствора 1200 кг/м3, С = 0,95. Решение 1 4 25 1200 2 dd 3,14 5 0,95 2 3,0 1 2 9,74 мм Скорость в насадках как функция данных долота, м/с: V Q , C Aj (4.87) Скорость в насадках как функция от потерь давления через насадки, м/с: 1 2 P0 2 V , 119 (4.88) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Пример: Определите, какова должна быть скорость в насадках долота при потерях давления 5000000 Па = 5,0 МПа и плотности бурового раствора 2050 кг/м3. Решение 2 5000000 V 2050 1 2 69,8 м / с. 4.8.3. Гидравлическая мощность, реализуемая в насадках долота, л.с.: N Q Pd , 1000 (4.89) где Q – л/с; ∆Pd – кгс/см2. Пример: Рассчитайте гидравлическую мощность, реализуемую в в насадках долота при подаче 18 л/с и потери давления 35 кгс/см3. N 18 35 0, 63 л.с. 0, 746 0, 47 кВт. 1000 4.8.4. Гидравлический удар струи о забой скважины, Н: J Q V Q 2 Pd 2 , 1 3 (4.90) 3 где ρ – кг/м ; Q – м /с; V – м/с; ∆Pd – МПа. Пример: Рассчитайте величину гидравлического удара струи о забой при подачи насоса 15·10-3 м3/с, скорости струи в насадке 80 м/с и плотности бурового раствора 1100 кг/м3. J Q V 1100 15 103 80 1320 Н . 4.8.5. Максимальная скорость поперечного потока под долотом: 1 Vc 0, 6 Q V 2 , D n 120 (4.91) Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Пример: Рассчитайте скорость поперечного потока под долотом диаметром 0,2156 м с тремя насадками при подачи 15л/с и скорости струи 80 м/с. Vc 0, 6 15 80 0, 2159 3 1 2 55, 6 м / с. 4.8.6. Истечение при переменном уровне Например, для определения времени истечения (Т) из емкости химраствора для обработки выходящего из скважины бурового раствора: T 2 f z w 2 g z , 4.92 где f – величина площади емкости, совпадающей со свободной поверхностью; z – первоначальная высота жидкости над отверстием. Пример: Определите время истечения жидкости из емкости площадью 1,2 м2 при высоте жидкости 1,5 м над цилиндрической насадкой диаметром 0,005 м (5 мм). Решение T 2 1, 2 1,5 0,82 0, 0000785 2 9,81 1,5 17665 с 294 мин. Обозначения относятся ко всему разделу 4.8: Ad – площадь струи в насадках долота, мм2 C – коэффициент насадки, 0,95 dd – диаметр насадок долота, мм D – диаметр скважины, м J – гидравлический удар, Н N – гидравлическая мощность на долоте, кВт n – количество насадок Рd – потери давления в насадках долота, Па 121 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Q – подача (расход жидкости), м3/с V – скорость струи в насадке долота, м/с Vc – максимальная поперечная скорость под долотом, м/с 3 – плотность флюида, кг/м . 4.9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ СКВАЖИНЫ Потери напора в циркуляционной системе скважины складываются из гидравлических потерь в обвязке (Робв.), колонне труб (Ртр). в утяжеленных бурильных трубах (Рубт), в забойных измерительных системах (Ризм), в забойном двигателе (Рдвиг), в долоте (Рдол), в кольцевом пространстве (Ркол) и геометрической высоте, т.е. разности геометрических отметок от оси насоса и оси выкидного патрубка, откуда поток промывочной жидкости выходит в желоб (последнее обычно в расчетах не учитывается): Рнас = Робв + Ртр + Рубт + Ризм + Рдвиг + Рдол + Ркол , ры; (4.93) Ризм – величина их принимается по данным фирм, осуществляющих заме- Рдвиг – величина их принимается согласно табличных данных, но при расходе отличном от нормального расчетного расхода (Qн) значение перепада давления определяется из зависимости: 2 Pдвиг Q Pтабл , 4.94 Qн где Pтабл – табличное значение потерь напора при Qн: Q – текущая подача. 122 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» 4.9.1. Потери давления в бурильной колонне складываются из потерь в гладкой части трубы и в замковых соединениях. Коэффициент местных сопротивлений определяется из теоремы Борда: 2 d 2 т т 1 , 4.95 d зам Замки в бурильной колонне занимают 0,067L, где d т – внутренний диаметр труб; d зам – внутренний диаметр замка; L – длина бурильной колонны. Используя уравнение Дарси–Вейсбаха, запишем: Pт. зам т V2 2 0, 067 L d 2 l т 1 d зам 2 V2 0, 067 L , 4.96 . 2 l 4.6.2. Местные сопротивления от бурильных замков в затрубном пространстве также определяются через коэффициент, который рассчитывается по формуле Борда: 1 1 2 к 2 2 2 D d з D dт 2 Итак, потери давления в затрубном пространстве из-за замковых соединений: 2 Pк. замк 16 k Q 2 1 1 L 2 2 0, 067 , 4.97 2 2 l 2 D d D d з н где D – диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, м; dз – диаметр замкового соединения, м; 123 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении dн – наружный диаметр труб, м; Q – скорость потока в затрубном пространстве, м3/с; k = 3,5, учитывающий разницу между опытными данными и получаемые теоретическим путем; l – длина, равная 1 м; L – длина бурильной колонны, м. 4.9.3. Коэффициент См, учитывающий гидравлические сопротивления в поверхностном оборудовании буровой установки, включающую стояк, манифольд, гусак, вертлюг и квадратную штангу, представлен в таблице 1.2. Т а б л и ц а 1.2 Стояк и гусак Длина ft-м 40 (12,2) 40 (12,2) 45 (13,7) 45 (13,7) Двн in, см 3 (7,62) 3,5 (8,89) 4 (10,16) 4 (10,16) Коэффициент См Манифольд Вертлюг Длина ft-м 45 (13,7) 55 (16,8) 55 (16,8) 55 (16,8) Двн in, см 2 (5,08) 2,5 (6,35) 3 (7,62) 3 (7,62) Длина ft-м 4 (1,22) 5 (1,52) 5 (1,52) 5 (1,52) Двн in, см 2 (5,08) 2,5 (6,35) 2,5 (6,35) 3 (7,62) Квадратная штанга Длина Двн ft-м in, см 40 2,25 (12,2) (5,71) 40 3,5 (12,2) (7,62) 40 3,25 (12,2) (8,25) 40 4 (12,2) (10,16) Коэф. Сум 22 8 5 4 Потери давления в поверхностном оборудовании: (4.98) Рм = 0,000001 . См . .Vf .Q1,86 , где V 119,8 / 0,14 – корреляционный коэффициент вязкости. f Пример: Рассчитайте потери давления в циркуляционной системе буровой установки для следующих условий: Глубина скважины, м – 3220; Диаметр скважины, м – 0,1397; Трубы бурильные – ПВ89*9; Диаметр наружный, м – 0,0899; Диаметр внутренний, м – 0,0701; Диаметр замка наружный и внутренний, м – 0,108 и 0,044; 124 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Длина бурильной колонны – 88,9 мм, м 3100; Диаметр наружный и внутренний УБТ, м – 0,108 и 0,038; Длина УБТ, м – 120; Плотность бурового раствора, кг/м3 – 1560; Пластическая вязкость, мПа·с – 18; Динамическое напряжения сдвига, Па – 8,0; Подача насоса, л/с – 8,0. В скважину на глубину 3100 м спущена 168-мм эксплуатационная колонна, внутренний диаметр которой 146 мм. Решение а) Гидравлические потери в трубах Шаг 1 Рассчитаем скорость потока в трубах: Vт 4 Q / d т2 4 8 103 / 3,14 0, 07012 2, 07 м / с Шаг 2 Эффективная вязкость и число Рейнольдса для потока в трубе: 'Э DT 8 VT Re 8 0,0701 18 10 3 51,86 10 3 8 2,07 V D э 2,08 0,0701 1560 4386 51,86 10 3 Шаг 3 Коэффициент гидравлических сопротивлений определим по формуле Блазиуса: 0,316 4 4386 0, 0388 125 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Шаг 4 Потери давления в трубах: P 0, 0388 1560 2, 07 2 3100 5739865 Па 5,74 МПа 2 0, 0701 Шаг 5 Потери давления в замковых соединениях: 2 Pт. зам 0, 0701 2 2, 07 2 1560 0, 067 3100 1, 64 МПа 1 2 0, 044 Шаг 6 Суммарные потери давления в бурильной колонне: Pбур.кол P Pт. зам 5, 74 1, 64 7,38 МПа б) Потери давления в УБТ. Шаг 1 Скорость потока в трубах: 2 V убт 4 Q / d убт 4 8 10 3 / 3,14 0, 0382 7, 06 м / с Шаг 2 Эффективная вязкость и число Рейнольдса для потока в УБТ: DT 8 0,038 'Э 18 103 23,38 103 8 VT 8 7,06 Re V D э 7, 06 0, 038 1560 17900 23,38 103 126 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Шаг 3 Коэффициент гидравлических сопротивлений по формуле Р.И. Шищенко и К.А. Ибатулова: 0, 075 8 17900 0, 022 Шаг 4 Потери давления в УБТ: P 0,022 1560 7, 062 120 2700998 Па 2,7 МПа 2 0,038 в) Потери давления в долоте РДС диаметром 139,7 мм с четырьмя насадками 9,4 мм, общая площадь насадок А = 277,5 мм2 Рдол Q 2 82 1560 0, 64 МПа, 2 A2 2 277,52 где Рдол – МПа; Q – л|c; А – мм. г) Потери давления в кольцевом пространстве, состоящие из потерь по гладкой части труб и в области замковых соединений. Бурильные трубы Шаг 1 Скорость потока в кольцевом пространстве: Vкол Q / 0, 785 Dвн2 .обс d н2.т 8 10 3 / 0, 785 0,146 2 0, 089 2 0, 76 м / с Шаг 2 Эффективная вязкость и число Рейнольдса: ' Э 8 (0,146 0, 089) 2 18 103 62 103 12 0, 76 3 127 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Re* Инженерные расчеты при бурении 0, 76 0,146 0, 089 1560 62 103 1090 Шаг 3 Коэффициент гидравлических сопротивлений: 96 0, 088 1090 Шаг 4 Гидравлические потери по гладкой трубе: P 0, 088 1560 0, 762 3100 2156211 Па 2,16МПа 2(0,146 0, 089) Шаг 5 Гидравлические потери в замковых соединениях: 2 16 3,5 82 106 1560 1 1 3100 0, 067 2 2 2 2 2 1 0,146 0,108 0,146 0, 089 103212 Па 0,103 МПа. Pк. замк д) Гидравлические потери в кольцевом пространстве вокруг УБТ. Шаг 1 Скорость потока в затрубном пространстве: Vк. убт 8 103 / 0,1387 2 0,1082 1,36 м / с 0, 785 Шаг 2 Эффективная вязкость и число Рейнольдса: 'Э 8 (0,1397 0,108) 2 18 10 3 15,5 10 3 12 10 3 27,5 10 3 мПа с 12 1,36 3 128 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Re* 1,36 0,1397 0,108 1560 27,5 103 2446 Шаг 3 Коэффициент гидравлических сопротивлений: 0,316 4 2446 0, 045 Шаг 4 Гидравлические потери в кольце вокруг УБТ: P 0, 045 1560 1,362 120 245488 Па 0, 25МПа 2 (0,1397 0,108) е) Гидравлические потери в манифольде: Рм = 0,000001.4.1560.1,06.81,86 = 0,3 МПа Суммарные потери в циркуляционной системе скважины: Рцир. = 5,74 +1,64 + 2,7 + 0,64 + 2,16 + 0,13 + 0,25 +0,3 = 13,56 МПа 4.10. ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ СПУСКЕ И ПОДЪЕМЕ КОЛОННЫ ТРУБ ПРИ РАВНОМЕРНОМ ЕЕ ДВИЖЕНИИ (ПО ШИЩЕНКО Р.И.) 4.10.1. Вязкая жидкость Изменение давления ниже перемещающейся колонны труб с закрытым концом: 4 l uт n p , 4.99 rт2 где 129 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении n n 1 2 1 ln n n 2 1 n ; rскв ; rт µ – вязкость жидкости, мПа·с; l – длина колонны, м; uт – скорость движения труб, м/с; rскв, rт – радиусы соответственно скважины и трубы, м; ∆р – гидродинамическое давление под концом спускаемой или поднимаемой колонной труб, Па. Зависимость n приведена в табл. 2 n n 1,1 2104 1,2 200 1,3 55 1,4 26,3 1,5 14,5 1,6 8,5 1,8 3,84 2,0 2,27 Таблица 2 2,5 3,0 0,42 0,34 Пример: Рассчитайте давление на глубине 3100 м при спуске со скоростью 0,6 м/с колонны диаметром 0,073 м с закрытым концом при соотношением диаметров (радиусов) п = 1,6. Вязкость жидкости 8,0 мПас. Решение p 4 8 103 3100 0, 6 8,5 380390 Па 0,38 МПа. 0, 03652 4.10.2. Уравнение (4.99) можно применить для приближенного расчета в случае бингамовской жидкости, если вместо µ подставить эффективную вязкость ηэфф жидкости, заполняющей скважину: эфф 1 Dскв dT , 6 uср (4.100) где η – динамическая вязкость, Па·с; τ – динамическое напряжение сдвига, Па; Dскв, dT – соответственно диаметры скважины и трубы, м 130 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» d2 uср uT 2т 1 , 4.101 Dскв Пример: Рассчитайте давление на глубине 2100 м при спуске колонны со скоростью 0,8 м/с диаметром 0,073 м с закрытым концом при соотношении диаметров п = 1,5. Динамическая вязкость раствора η = 20 Па·с; динамическое напряжение сдвига τ = 8 Па. Шаг 1 Рассчитаем uср : 0, 0732 uср 0,8 1 1,14 м / с 2 0,112 Шаг 2 Рассчитаем ηэфф: эфф 20 1 8 0,112 0, 073 65, 6 Па с 6 20 103 1,14 Шаг 3 Определим гидродинамическое давление на конце спускаемой колонны: p 4 20 103 2100 0,8 14, 4) 1455158 Па 1, 46 МПа 0, 03652 Способ определения гидродинамических давлений следует считать приближенным, поскольку колонна труб (бурильных и насосно-компрессорных) обычно спускается с долотом, поэтому часть жидкости поступает в полость колонны труб, но с другой стороны не учитывается влияние замковых соединений. Также при расчете не учитываются силы инерции, возникающие в процессе торможения и начала движения колонны. 131 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.11. ЗАВИСИМОСТИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПРИ ДВИЖЕНИИ ТВЕРДОГО ТЕЛА (ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ) В ЖИДКОСТИ Вязкая жидкость 4.11.1. Скорость погружения шара (витания) в вязкой жидкости, когда силы инерции не превышают силы вязкости, рассчитывается по формуле Стокса: d 2 ш ж g , 4.102 V ш 18 где d – диаметр шара, м; ш , ж – плотности материала шара и жидкости, кг/м3; – вязкость, Па·с. Формула справедлива при значениях Re V d 1 , т.е при малых ско ростях или большой вязкости. 3 Пример: Определите скорость витания шара плотностью ρж = 2600 кг/м 3 и диаметром d = 0,00055 м в жидкости плотностью 1050 кг/м и вязкостью 12·10-3 Па·с. Решение V 0, 000552 2600 1050 9,81 18 12 103 0, 0208 м / с Проверьте, а какова величина числа Рейнольдса: 0, 0208 0, 00055 1050 1, 0 1 12 10 3 Формулой Стокса можно пользоваться вплоть до чисел Re = 60, несмотря на то, что она дает несколько завышенный результат по скорости. Формула Риттингера по определению скорости витания частиц в вязкой жидкости, учитывает силы инерции: Re 132 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» V k dч ч 1 , 4.103 ж где k 4 g / 3 C (постоянная Риттингера); dч – диаметр частицы сферической формы, м; C – коэффициент сопротивления. В области обтекания частицы в переходном режиме от ламинарного к турбулентному 1 ≤ Re ≥ 103 k = 1,44 – 2,33 м1/2/с При обтекании сферы для области 103 ≤ Re ≥ 105 k = 5,72 м1/2/с турбулентного режима. Пример: Вычислить скорость витания сферической частицы диаметром dч = 0,01м плотностью ρч = 2500 кг/м3 при обтекании потоком воды плотностью ρж = 1000 кг/м3 и вязкостью 0,001 Пас. Решение 2500 V 5, 72 0, 01 1 0, 701 м / с 1000 При этом Re V d ч ρ ж / μ 0, 701 0, 01 1000 / 0, 001 7, 01 103 находится в области турбулентного обтекания частички. Вязкопластичная жидкость 4.11.2. Максимальный размер частицы, которая может находиться в равновесии в вязкопластичной жидкости в потоке, определяется формулой: 6 , 4.104 dч ч ж g 133 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении τ – динамическое напряжение сдвига, Па; ρч и ρж – плотности соответственно частицы и жидкости, кг/м3. 3 Пример: Определите размер частицы плотностью 2500 кг/м , которая будет находиться в равновесии, т.е. не будет погружаться в жидкости плотностью 1260 кг/м3, динамическое напряжение сдвига которой равно 8,0 Па. Решение dч 6 8 0, 00379 м 2500 1260 9,81 3 Пример: Определите размер пузырька газа плотностью 1,15 кг/м , кото3 рый не будет всплывать в растворе плотностью 1260 кг/м , динамическое напряжение сдвига которого равно 8,0 Па. Решение dч 6 8 0, 00389 м . 1260 1, 25 9,81 4.11.3. Скорость витания частиц в любой жидкости определяется через известные критерии Архимеда, Хедстрема, Рейнольдса: Если Ar > Arкр Vв 1,83 Ar 0,5 , 4.105 dч ж Если Ar < Arкр Vв 1,83 Ar / 18 He / 3 где Ar dч ж dч3 2 , 4.106 g ж ρч ρж 134 (4.107) Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Arкр 18 Reкр He / 3 (4.108) He (4.109) Reкр 30 1 1 45 (4.110) Re 1,83 Ar 0,5 He ж dч2 2 (4.111) Пример: Определить скорость витания (погружения) частицы диаметром dч = 0,01 м, плотностью 2300 кг/м3 в вязкопластичной жидкости плотностью 1300 кг/м3, динамическим напряжением сдвига τ = 5 Па, пластической вязкостью 0,015 Пас. Шаг 1 Определим число Ar: 0, 01 9,81 Ar 2 g ж ч ж 1300 2300 1300 5, 67 104 2 0, 015 3 dч3 Шаг 2 Определим число He: ж dч2 1300 5 0, 01 2889 2 2 0, 015 2 He Шаг 3 Определим число Reкр He 2889 2 Reкр 30 1 1 30 1 1 2, 72 10 45 45 Шаг 4 Определим число Arкр: Arкр 18 Reкр He / 3 18 272 2889 / 3 2, 22 104 135 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Шаг 5 Определим число Vв: Так как Ar 5, 67 10 4 Arкр 2, 22 10 4 , то 1,83 Ar 0,5 1,83 5.67 10 0, 015 0,503 м / с . Vв 0, 01 1300 dч ж 4 0,5 4.11.4. Скорость погружения (витания) частицы в вязкопластичной жидкости, подчиняющейся степенной зависимости при условии Re < Reкр: 1 1 d ч ж g n Vв ч dч , 4.112 3 6k Reкр 20 3 , 4.113 n Re ж Vв2 n dчn , 4.114 k где n, k – показатели степенной модели; k – Пасn. При условии Re > Reкр: Vв 2 n 50 k 3n , 4.115 . ж dчn 136 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Пример: Определите скорость витания (погружения) частицы диаметром dч = 0,005 м, плотностью 2600 кг/м3 в вязкопластичной жидкостью плотностью 1200 кг/м3, реологические показатели n = 0,6 и k = 0,6 Пасn. Шаг 1 Определим Reкр: Reкр 20 3 0,6 38, 7 Шаг 2 Определим скорость погружения: 1 0, 005 2600 1200 9,81 Vв 3 6 0, 6 1/ 0,6 0, 005 0, 22 м / с Шаг 3 Определим число Рейнольдса для скорости 0,22 м/с: Re 1200 0, 222 0,6 0, 0050,6 7,34 0, 6 Шаг 4 Поскольку Reкр > Re, принимаем скорость погружения равной 0,22 м/с. Пример: Принимаем те же условия для определения скорости погружения частицы dч =0,01 м. Расчет проведем по формуле: Vв 2 0,6 50 0, 6 30,6 0,82 м / с 1200 0.010,6 Проверим по числу Рейнольдса: Re 1200 0,82 2 0,6 0, 010,6 95, 6 . 0, 6 137 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.12. СКОРОСТЬ ПРОСКАЛЬЗЫВАНИЯ ЧАСТИЦ БУРОВОГО ШЛАМА В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ (АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ) Эти вычисления позволяют определить скорость проскальзывания частиц бурового шлама заданной плотности и размеров в промывочной жидкости. Вычисляются также скорость течения в кольцевом пространстве и эффективная скорость подъема бурового шлама. 4.12.1. Жидкости ньютоновская Скорость течения в кольцевом пространстве, м/с: Vкол 1, 274 Q 2 Dнар Dвн2 Скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с: 0, 000156 dч ч 1 6,96 Vч 1 1 , 4.116 2 dч d ч где: Vч = скорость проскальзывания, м/с; = пластическая (структурная) вязкость, сПз; = плотность бурового раствора, кг/м3; ч = диаметр частицы, мм; 3 ч = плотность частицы, кг/м . Пример: Используя следующие данные, определите скорость течения в кольцевом пространстве, м/с; скорость проскальзывания частиц шлама, м/с; а также эффективную скорость подъема шлама, м/с. Данные: Плотность бурового раствора = 1318 кг/м3; Пластическая вязкость = 13 спз; 138 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Диаметр частицы = 6,35 мм; Плотность частицы = 2636 кг/м3; Расход бурового раствора = 32,5 л/с; Диаметр скважины = 311 мм; Наружный диаметр буровых труб = 127 мм. Скорость течения в кольцевом пространстве: Vкол 1, 274 32,5 0,515 м / с . 0,3112 0,127 2 Скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с: 2636 0, 000156 6,35 1 6,96 13 1318 Vч 1 1 0, 208 м / с . 2 1318 6,35 13 1318 6,35 Эффективная скорость подъема бурового шлама: Скорость течения в кольцевом пространстве = 0,515 м/с. Скорость проскальзывания частиц бурового шлама = 0,208 м/с. Эффективная скорость подъема бурового шлама = 0,307 м/с. 4.12.2. Неньютоновская жидкость, степенная модель 1. Определите n: n 3, 32 log 2. Определите K: K 300 511n 600 300 . 3. Определите скорость течения в кольцевом пространстве ( Vкол ), м/с 139 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Vкол 1, 274 Q . 2 Dнар Dвн2 4. Определите эффективную вязкость (ηэфф) 12 103 Vкол 2n 1 4 102 K Dвн Dн , 4.117 3n Vкол Dвн Dн n эфф 5. Скорость проскальзывания (Vч), м/с: Vч 0, 0072 ч б . р б. р эфф 0,667 0,333 dч , 4.118 Условные обозначения: n = параметр, безразмерный; K= параметр, безразмерный; θ 600 = отсчет на шкале вискозиметра при 600 об/мин; θ 300 = отсчет на шкале вискозиметра при 300 об/мин; Q= скорость циркуляции, л/с; Dнар= диаметр скважины, мм; Dвн= наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм; кол = скорость течения в кольцевом пространстве, м/с; μ = вязкость бурового раствора, сПз; 3 ч = плотность частицы бурового шлама, кг/м ; ч = диаметр частицы бурового шлама, мм. Пример: Используя перечисленные ниже данные, определите скорость течения в кольцевом пространстве, скорость проскальзывания частиц бурового шлама, а также эффективную скорость подъема бурового шлама. Данные: Плотность бурового раствора = 1318 кг/м3. Показания ротационного вискозиметра: θ600 = 36; 140 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» θ300= 23. Диаметр частицы шлама = 6,35 мм. Плотность частицы шлама = 2636 кг/м3. Диаметр скважины = 311 мм. Наружный диаметр буртрубы = 127 мм. Скорость циркуляции = 32,76 л/с. 1. Определите n: n 3, 32 log 36 0, 64599 23 2. Определите K: K 23 0, 4094 5110,64599 3. Определите скорость течения в кольцевом пространстве, м/с: Vкол 1, 274 32, 76 0,518 м / с 0,3112 0,127 2 4. Определите вязкость бурового раствора, сПз: 12 103 0,518 2 0, 64599 1 3 0, 64599 311 127 n 4 102 0, 4094 311 127 63 сПз 0,518 5. Определите скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с: Vч 0, 0072 2636 1318 1318 63 0,667 0,333 6,35 0,125 м / с 6. Определите эффективную скорость подъема бурового шлама, м/с: 141 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Скорость течения жидкости в кольцевом пространстве = 0,518 м/с. Скорость проскальзывания частиц бурового шлама = – 0,125 м/с. Эффективная скорость подъема бурового шлама = 0,393 м/с. 4.12.3. Погружение частиц в тиксотропной жидкости Для случая предельного равновесия шара в вязкопластичной жидкости максимальное касательное напряжение на поверхности шара: k dш ш ж 6 , 4.118 где dш – диаметр шара, м; ρш и ρж – плотности шара и жидкости, кг/м3; k – коэффициент для сферической частицы, k = 0,3 – 0,6. Для случая предельного равновесия, когда жидкость находится в покое и она проявляет тиксотропные свойства, то: k dш ш ж 6 , 4.119 где θ – статическое напряжение сдвига. Скорость витания в тиксотропных растворах можно выразить следующим образом: Vв dч ч ж dч g , 4.120 k 3 6 Пример 1: Определите величину касательных напряжений (статическое напряжение сдвига), при котором имеет место равновесие для частиц диаметром 0,005 м плотностью 2500 кг/м3 в буровом растворе плотностью 1600 кг/м3. Решение 0, 4 0, 005 2500 1600 6 142 2,3 Па . Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Пример 2: Определите скорость витания (погружения) сферической частицы dч = 0,01 м (10 мм) плотностью 2200 кг/м3 в растворе плотностью 1600 кг/м3, вязкостью η = 0,020 Пас и статическим напряжением сдвига θ = 3,8 Па. Решение Vв 0, 01 2200 1600 0, 01 9,81 3,8 0,1 м / с . 3 0, 02 6 0, 4 4.12.3. Вынос выбуренной породы Скорость подъема (выноса) частиц Vвын : Vвын Vпотока Vч , 4.121 где Vпотока – скорость потока в кольцевом пространстве; Vч – скорость погружения частиц. Рекомендация 1. Для успешного выноса породы скорость раствора в кольцевом пространстве не должна быть меньше 0,5 – 0,8 м/с. Рекомендация 2. Скорость потока должна быть на 20 – 30 % больше скорости погружения частиц выбуренной породы. Рекомендация 3. Отношение расхода Q и площади забоя S скважины находится в пределах Q/S = 0,043 – 0,057 л/с·см2. Рекомендация 4. Отношение расхода Q к диаметру скважины Q/D = 0,7 – 1,5 л/с·см. В последующих главах представлены расчета эффективности транспорта шлама в зависимости от объемной его концентрации и объемной доли твердых частиц в процессе промывки скважины. 143 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.13. НЕУСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ 4.13.1. Гидроудар Когда изменение скорости жидкости в каком-либо сечении потока происходит за время, соизмеримо со временем прохождения звуковой волны в заполненной жидкостью трубе. Например, посадка пробки на «стоп» кольцо, или мгновенное открытие или закрытие задвижки. Величина давления (Pуд), возникшее при остановке потока рассчитывается по известной формуле Н.Е. Жуковского: Pуд Vср a , 4.122 где Vср – средняя скорость потока в канале, м/с; a – скорость распространения ударной волны, м/с; ρ – плотность жидкости, кг/м3; Скорость ударной волны: a0 a , 4.123 d 1 E Скорость распространения упругих колебаний в пространстве, заполненной жидкостью: a0 , 4.124 С учетом упругих свойств жидкости, металла, породы давление над цементировочной пробкой может быть определено: Pуд Vт k , 4.125 1 d вн k / E где Vт – скорость потока в трубе (канале), м/с; k – коэффициент сжимаемости. Для буровых растворов плотностью от 1060 до 1950 кг/м3 при давлении от 3,0 до 60,0 МПа; k = 2,2·103 – 3,4·103 144 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» МПа. Для цементных растворов в том же изменений давления k = 3,2·103 – 4·103 МПа. dвн – внутренний диаметр труб, м. E – среднее значение модуля сжатия материала, для стальных труб E = 2,0·105 МПа, для горных пород E = 2,0·104 МПа. толщина стенок трубы, м. модуль упругости жидкости, для воды 2,8·103 МПа. Под цементировочной пробкой давление в результате обратного гидроудара приведет к кратковременному снижению забойного давления: Pуд Vк k 1 2 1 k E , 4.126 где Vk – скорость потока в кольцевом пространстве, м/с; – коэффициент Пуассона, =0,3 для горных пород. Пример: Оцените величину гидроудара над пробкой и под ней при ее посадке на упорное кольцо при подаче цементировочного агрегата 0,01 м/с3 в скважине диаметром Dскв = 0,190 м; наружный и внутренний диаметры обсадной колонны dн = 0,146 м и dвн = 0,126 м ( δ =0,01 м). Параметры продавочной жидкости 1400 кг/м3, k = 3·103 МПа, параметры тампонажного раствора 1860 кг/м3, k = 4·103 МПа, модуль объемного сжатия труб E= 2·105 среднее значение модуля сжатия и коэффициент Пуассона для горных пород E = 2·104 МПа, =0,3. Решение Шаг 1 Определим скорости потока в трубах и кольцевом пространстве: Vт Vк 4Q 4Q 4 0, 01 0,8 м / с 2 d вн 3,14 0,1262 2 d н2 Dскв 4 0, 01 3,14 0,19 2 0,1462 145 0,86 м / с . Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Шаг 2 Определим давление гидроудара над цементировочной пробкой: Pуд 0,8 1400 3 103 106 1, 62 МПа . 1 0,126 3 103 / 0, 01 2 105 Шаг 3 Определим давление гидроудара под цементировочной пробкой: Pуд 0,86 1860 4 103 106 1,9 МПа . 1 2 1 0,3 4 103 / 2 104 4.13.2. Безнапорное движение жидкостей с разными плотностями Поток двух жидкостей в системе скважина – обсадная колонна с разными плотностями описывается дефиренциальным уравнением: a 2 bz z n b c kz z / 2 m z n 0, 4.127 где F F1 / F2 ; 1 / 2 ; F1 F2 1 2 ; a L F g ; b F 2 1 2 g n L 1 ; c ; m 1 F ; F2 L , 2 g D d d где F1 и F2 – площадь сечения каналов; ρ1 и ρ2 – плотности двух жидкостей; L – длина скважины (колонны); D и d –диаметры скважины и внутренний колонны; 146 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» λ – коэффициент гидравлических сопротивлений принимается; λ = 0,035. Решение уравнения перетока выполняется с помощью компьютерной программы. Гораздо труднее составить уравнение для трех и более жидкостей. Например, при цементировании обсадной колонны с использованием двух цементных растворов разной плотности, буферных жидкостей, бурового раствора и продавочной жидкости. Решение получено компьютерной программой / 10 / по секундной фиксацией положения уровня каждой жидкости в скважине и обсадной колонне. 4.14. ВЫВОД СООТНОШЕНИЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПОДАЧИ НАСОСОВ И РАЗМЕРОВ НАСАДОК ДОЛОТА 4.14.1. Максимальная сила удара струи о забой Сила удара струи о забой определяется по формуле: J дол A Q Pд , (4.127) Потери в системе: Рн = Р0 + Рд, где Рн – общие потери в циркуляционной системе (давление на насосе); Р0 – потери давления в системе без долота; Рд – потери давления в долоте. Определим величину Рд Рд = Рн – Р0 . И подставим ее значение в уравнение (4.127) Jдол = А . Q . (Рн – Р0)0,5 . ρ0,5 Объединим все константы (приняв С = А . ρ0,5) Jдол = С . Q . (Рн – Р0)0,5 или Jдол = С . (Рн . Q2 – Р0 . Q2)0,5 . 1,86 Используя Р0 = Сl Q получим Jдол = С . (Рн . Q2 –Сl . Q1,86 . Q2)0,5 или Jдол = С . (Рн . Q2 – С1 . Q3,86)0,5 Продифференцируем это выражение по Q и приравняем к нулю: 147 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 0,5 J 0,5 C Pн Q 2 Cl Q 3,86 2 Q Ps 3,86 C1 Q 2,86 0 Q Далее C 2 Pн Q 3,86 C1 Q 2,86 2 Ps Q 2 C1 Q3,86 0,5 0. Следовательно, поскольку в общем случае С0, то Отсюда или или Окончательно 2 . Рн . Q – 3,86 . С1 . Q2.86 = 0 Рн = 1,93 . С1 . Q1.86 Рн = 1,93 . Р0 Рн = 1,93 . (Рн – Рд) Рд = 0,48 . Рн, (4.128). Связь между потерями давления в долоте и остальной циркуляционной системе выражается отношением Рд = 1,08 . Р0 , (4.129). 4.14.2. Максимальная гидравлическая мощность на долоте Гидравлическая мощность на долоте определяется по формуле N d Pд Q, (4.130) Давление на насосах определяем по формуле Рн = Р0 + Рд Отсюда потери давления в долоте Рд = Рн – Р0 148 Глава 4 Основные формулы «Буровой гидравлики» Подставим Рд в выражение (4.130) N d Pн Р0 Q Pн Q P0 Q Подставим в полученное выражение Р0 = С1 . Q1,86 и получим N d Pн Q C1 Q1,86 Q Продифференцируем это выражение по Q и приравняем полученное к нулю: N d Pн 2,86 Сl Q1,86 0 Q Следовательно или Окончательно Рн – 2,86 . Р0 = 0 Рн – 2,86 . (Рн – Рд) = 0 Рд = 0,65 . Рн (4.131) Соотношение между потерями давления на долоте и потерями давления в остальной системе можно представить в виде Рд = 1,86 . Р0. (4.132) 4.14.3. Для циркуляционной системы, в которую включена телеметрическая система (ЗТС) Гидравлическая мощность на долоте может быть определена соотношением N d Pн Р0 РЗТС Q, (4.133) или N d Pн Q P0 Q PЗТС Q 0 149 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении P0 = C1 . Q1,86 Тогда PТС = CЗТС . Qn N d Pн Q Cl Q 2,86 C ЗТС Q n 1 Продифференцировав по Q, получим N d Pн 2,86 Cl Q1,86 n 1 CТС Q n Q Далее, приравняв полученное к нулю Рн – 2,86 . Q1,86 . Р0 – (n+1) . Qn . PТС = 0, Принимая Р0 = Рн – Рд – РТС Получим Pд 0, 65 Рн 1,86 n 2,86 PЗТС , (4.134) Для n = 0,1 Pд 0, 65 Рн 0, 62 PЗТС Для n = 2 Pд 0, 65 Рн 0,05 PЗТС . 4.14.4. Для циркуляционной системы с винтовым двигателем Из условия реализации гидравлической мощности на долоте (случай с ЗТС с n = 0). Порядок вывода уравнения представлен выше. Потери в винтовом двигателе являются постоянной величиной С2 (не зависящей от Q) N d Pн 2,86 Сl Q1,86 C2 0 Q тогда Рн – 2,86 . Р0 – Pm = 0, 150 Глава 4 окончательно Основные формулы «Буровой гидравлики» Рд = 0,65 . (Рн – Рm), (4.135) где Рm – потери давления в винтовом двигателе. С точки зрения реализации максимальной силы удара при наличии винтового двигателя давление на долоте должно определяться из условия Рд = 0,48 . (Рн – Рm). После исключения из уравнения (8) Рн = Р0 + Рд + Рm получается соотношение между Рm и Р0 : Рm = 1,86 . Р0. Аналогичные соотношения получаются при условии реализации на долоте максимальной силы удара струи или максимальной мощности на двигателе. Таким образом, при условии реализации максимальной мощности винтового двигателя на долоте должно реализовываться почти вдвое больше давления, чем по длине бурильной колонны. 4.14.5. Для циркуляционной системы с турбобуром Принимая потери давления Рт в турбобуре в зависимости от подачи Рт = С2 . Q2, т.е. как и телесистема с n = 2, а потери в затрубном пространстве Р0 = С1 . Q1,86. Мощность на долоте представим следующим образом N d Pн Q Cl Q 2,86 C2 Q3 После дифференцирования уравнения по переменной Q, получим Окончательно Рн – 2,86 . Р0 – 3 . Pт = 0. Рд = 0,65 . Рн – 0,05 . Рт , 151 (4.136) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении При условии создания максимальной силы удара при наличии турбобура, уравнение для определения точки экстремума имеет вид 2 . Рн . Q – 3,86 . С1 . Q2.86 – 4 . С2 . Q3 = 0 Поскольку потери на турбине принимаются в виде Рт = С2 . Q2, То окончательно относительно реализации потерь давления на долоте получим (4.137) Рд = 0,5 . Рн – 0,035 . Р0 , 152 Глава 5 ПРОМЫВКА Глава 5. ПРОМЫВКА 5. 1. ПОДАЧА БУРОВЫХ НАСОСОВ [6,15,19,32,37,42] Оптимальную подачу буровых насосов определяют по формуле: Q 1,86 K Pн 105 , 0,3 СМ LТ СТЗ СЗЗ LУБТ СВУ СЗУ Vf (5.1) где Q – подача насосов, л/с; К=1,15 – при максимизации гидравлической мощности на долоте; К=1,7 – при максимизации силы удара струи; Pн – максимальное рабочее давление на насосе, кгс/см2. СМ, CТЗ, CЗЗ, CВУ, CЗУ – обобщённые коэффициенты, учитывающие потери напора, соответственно, в поверхностном оборудовании буровой установки (манифольде), в бурильных трубах и замках, затрубном пространстве за бурильными трубами, в УБТ и затрубном пространстве за УБТ; LT, LУБТ – соответственно, длина бурильной колонны и УБТ, м; 3 – плотность бурового раствора, кг/м ; 0,14 Vf – корреляционный коэффициент вязкости (119/ρ) ; – пластичная вязкость, спз. Обобщённые коэффициенты и рассчитывают по следующим формулам: CТЗ C ЗЗ 10 7 0,072 10 -7 , Dвн4,86 D зв4,86 (5.2) 0,864 10 -7 B 0,045 10 -7 B , + 2 2 2 2 (D-DТ ) (D -DТ ) (D-DЗН ) (D 2 -DЗН )2 C ВУ 1,27 10 7 4,86 D ВУ 153 , (5.4) (5.3) Бабаян Э.В., Черненко А.В. C ЗУ Инженерные расчеты при бурении 0,91 10 -7 B , 2 (D-DУБТ ) (D 2 -DУБТ )2 (5.5) где D, DТ, DВН, DУБТ, DВУ, DЗН, DЗВ – диаметры, соответственно: D – диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, м; DТ, DВН – соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м; DУБТ, DВУ – соответственно наружный и внутренний диаметры УБТ, м; DЗН, DЗВ – соответственно наружный и внутренний диаметры замков бурильных труб, м; B=2-2,5 – параметр, учитывающий в расчётах разницу между Q1,86 и Q2. Коэффициент СМ, учитывающий гидравлические сопротивления в поверхностном оборудовании буровой установки, включающую стояк, манифольд, гусак, вертлюг и квадратную штангу, представлен в главе 4. Пример: Данные по скважине: Диаметр скважины (долота) – 295 мм. Интервал бурения – 900 – 2200 м. Компоновка бурильной колонны: бурильная труба Dт = 127 мм, Dвн = 108,6 мм; замок бурильной трубы Dз = 165 мм, Dзвн = 82,6 мм. Утяжелённые бурильные трубы (УБТ): D'нубт = 203 мм, D'вубт = 90 мм, L'убт = 46 м; D"нубт = 165 мм, D"вубт = 70 мм L"убт = 120 м. Средняя механическая скорость в интервале 900 – 2200 м – Vм = 30 м/час. Рабочее давление насосов – 161,5 кгс/см2 (подача регулируемая). Плотность бурового раствора – 1120 кг/см3. Показания вискозиметра – θ600 = 43, θ300 = 28, θ3 = 4. Решение Рассчитаем коэффициенты гидравлических сопротивлений. а) Бурильные трубы и замки (формула 5.2): CТЗ 107 0,072 107 0, 00165 4,86 0,1086 0, 08264,86 б) Кольцевое пространство вокруг бурильных труб (ф.5.3): 154 Глава 5 ПРОМЫВКА C ЗЗ 0,864 10 7 2 (0,295 0,127)(0,295 2 0,127 2 ) 2 0,045 10 7 2 (0,295 0,127)(0,295 2 0,127 2 ) 2 0, 2057 10 3 0, 0833 10 3 0, 00029 в) Суммарный коэффициент для труб и кольцевого пространства: Cт C тз C зз 0 ,00615 0 ,00029 0 ,00644 г) Для УБТ 203 мм (ф. 5.4): CУ' 1, 27 10 7 0, 01548 0, 09 4,86 д) Для УБТ 165 мм (ф. 5.4): CУ" 1, 27 10 7 0, 053 0, 07 4,86 е) Кольцевое пространство вокруг УБТ 203 мм (ф. 5.5); C к/ . убт 0,91 10 7 2,5 0, 0012 (0,295 0,203)(0,295 2 0,2032 ) 2 ж) Кольцевое пространство вокруг УБТ 165 мм (ф. 5.5): C к/ /. убт 0,91 10 7 2,5 0, 00407. (0,295 0,165)(0,295 2 0,165 2 ) 2 Из условия получения максимальной гидравлической мощности на долоте (0,65Pн) рассчитаем оптимальную подачу буровых насосов (ф. 5.1): Q 1,86 k Pн 106 /[(0,3См LТ (Стз Cзз ) Lубт (Cву Cзу )) Vf ], 155 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где L ' '' (C C зу ) L' С С '' L'' С С '' зу убт ву зу убт ву убт ву = 46( 0,0158 + 0 ,0012 )+120( 0,053+ 0,00047 )= 7 ,21 Q 1,86 1,15 10 5 161,5/[(0,5 5 2034 0, 00644 7, 21) 1120 1, 04] 33, 6 л / с. 5.2. ПЛОЩАДЬ НАСАДОК ДОЛОТА а) Площадь насадок долота определяют по формуле: A= Q2 , 2 PД (5,6) где A – площадь насадок долота, мм2; Pд – гидравлические потери в долоте, МПа; Q – подача насосов, л/с. Для условия получения максимальной гидравлической мощности на долоте Pд = 0,65.Pн и соответственно для максимальной силы удара струи Pд = 0,48. Pн. Пример: Условия прежние. Определим площадь насадок при реализации максимальной силы удара струи о забой: A= 33,62 1120 285,6 мм2 2 (0, 48 16,15) При симметричном расположении насадок размер их принимается одинаковым. При наличии трех насадок: 156 Глава 5 ПРОМЫВКА d нас A 285, 6 11, 0 мм 3 0, 785 3 0, 785 б) Выбор насадок при их асимметричном расположении необходимо начать с определения размера большой насадки. Рекомендуется 2/3 всего потока направлять через большую насадку. Площадь большой насадки = 2/3·285,6 = 190,4 мм2. Размер большой насадки = 190, 4 15,57 мм . Принимаем 16 мм. 0, 785 Площадь двух других насадок = 285,6 – 0,785·162 = 84,64 мм2. Размер второй и третьей насадок = 84, 64 7,34 мм . 2 0, 785 5.3. ДАВЛЕНИЕ И СКОРОСТЬ СТРУИ Давление и скорость струи, сила удара струи о забой рассчитываются для большой насадки. Давление, передаваемое на забой, при использовании стандартного долота рассчитывается по формуле: Pзаб 7, 7 2 Pд , x2 2 dн (5.7) где Pзаб – давление струи на забой, МПа; dн – диаметр насадки, м; x – расстояние от насадки до забоя, м. Пример: Определить давление, передаваемое на забой при расстоянии от насадки до забоя 135 мм: Pзаб 7, 7 2 7, 75 6, 45МПа 1352 2 16 н Скорость в насадках долота, м/с: 157 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Vн = 103 . Q/A, (5.8) Скорость струи при подходе к забою, м/с: Vз = Vн 7,7 . dн/x, (5.9) Пример: Условия прежние Рассчитайте скорость в насадках долота и скорость струи при подходе к забою. Скорость в насадках долота: Vн = 103 . 33,6/285,6 = 117,6 м/с . Скорость струи при подходе к забою: Vз = 117,6.7,7 . 16/135 = 107,3 м/с. 5.4. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ НА ДОЛОТЕ Гидравлическая мощность на долоте, кВт: Nд = Pд . Q , (5.10) Отношение гидравлической мощности к площади забоя, кВт/см2: Nд см2 1,27 Nд , Dд2 (5.11) где Dд – диаметр долота, см. 5.5. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИЛА УДАРА СТРУИ О ЗАБОЙ Гидравлическая сила удара струи о забой: J 1,32 Q Pд , (5.12) Пример: Условия прежние Рассчитайте гидравлическую мощность на долоте, ее отношение к площади забоя и силу удара струи о забой: Гидравлическая мощность на долоте: 158 Глава 5 ПРОМЫВКА Nд = 7,75. 33,6 = 260,4 кВт. Отношение гидравлической мощности к площади забоя: Nд см 2 1,27 260,4 0,386 кВт / см 2 . 29,52 Гидравлическая сила удара струи о забой: J 1,32 33,6 7,75 1120 4134 Н. 5.6. ТРАНСПОРТ ШЛАМА ОТ ЗАБОЯ К УСТЬЮ (СТЕПЕННАЯ МОДЕЛЬ) 5.6.1. Скорость выноса частиц: Vт = Vз – Vч, (5.13) где Vт – скорость потока частиц вверх; Vз – скорость потока в затрубном пространстве; Vч – скорость проскальзывания частиц вниз. Для частиц, имеющих форму диска, при ламинарном режиме обтекании частицы скорость их оседания: Vч 0,091 ч ч dч , (5.14) где ч – скорость сдвига, с-1; ч – напряжение сдвига при обтекании движущейся вниз частицы, Па. ч 0,22 (ч ) , (5.15) где δ – толщина частиц, см; 3 ч – плотность частиц, кг/м ; ρ – плотность бурового раствора, кг/м3. В таблице 5.1 представлены приближённые значения толщин и диаметров частиц формы диска в зависимости от скорости углубления. 159 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Т а б л и ц а 5.1 Зависимость размеров выбуренных частиц породы от механической скорости Толщина частицы, см Предполагаемая Диаметр частицы, см механическая скорость 18 м/час и выше 0,76 1,52 9-18 м/час 0,51 0,76 4,5-9 м/час 0,25 1,0 менее 4,5 м/час 0,25 0,76 Условие для определения режима обтекания частиц: 5150 ч , (5.16) d ч где в – скорость сдвига на грани частицы, с-1; dч – диаметр частицы, см. Скорость сдвига на грани частицы, движущейся в затрубном пространстве применительно к степенному закону (К и n) течения: 2, 08 ч ч Ka 1 na , (5.17) где n, К – показатели степенного закона течения принимаются в расчёте для потока в затрубном пространстве. na 0,5 log Ka 300 3 5,11 300 511na . Если ч < в, то имеет место ламинарное обтекание частиц. При условии ч > в имеет место турбулентное обтекание частиц, а скорость оседания частиц следует определять по формуле: Vч 1,9 ч , 160 (5.18) Глава 5 ПРОМЫВКА 5.6.2. Расчёт транспорта выбуренной породы Пример: Условия прежние. Поскольку Vм > 30 м/час (см. табл. 5.1), то принимаем размер выбуренных частиц δ = 0,76 см, dч = 1,5 см. Напряжение сдвига, возникающее на границе с частицей (ф. 5.15): ч 0,22 (ч - ) 0,22 0,76 (2475-1120) 7,05 Па Режим обтекания частицы (ф. 5.16): γв -1 5150 5150 101 с . dч ρ 1,5 1120 Расчет реологических показателей бурового раствора для кольцевого пространства по показаниям вискозиметра «Fann»: θ300 = 28 и θ3 = 4. 28 na 0,5 log 0, 4225 4 Ka 5,11 28 10, 26 . 5110,4225 Скорость сдвига на границе с частицей (ф. 5.17): 2,08 ч ч Кк 1 1 nк 2,08 7,05 0, 4277 2,33 с -1 10,26 Поскольку ч < в, то режим обтекания частицы ламинарный. Скорость осаждения частиц: V ч 0,091 ч ч dч 1,5 2,33 0,091 7,05 0,36 м/с. 1120 161 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 5.7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТРАНСПОРТА ШЛАМА Эффективность транспорта частиц оценивается формулой: E = Vт / Vз . 100, %, (5.20) 5.8. КОНЦЕНТРАЦИЯ ЧАСТИЦ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТРАНСПОРТА ШЛАМА Концентрация частиц выбуренной породы в кольцевом пространстве: C 2 22 V м D скв 100 , % , E Q (5.21) где Q – расход жидкости через долото, л/с; Vм – механическая скорость бурения, м/час; Dд – диаметр долота, м. Пример: Определите эффективность транспорта и концентрацию частиц, а также эквивалентную циркуляционную плотность бурового раствора по выше приведенным данным. Эффективность транспорта выбуренной породы: E = 0,466 / 0,574 . 100 % = 81,18%. Концентрация частиц при механической скорости бурения 20 м/час: C 22 20 0, 2952 100 , % 1, 47%. 81,18 32 5.9. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора с учётом объёмной доли частиц шлама: 162 Глава 5 ПРОМЫВКА э PЗ C ( ч ) , 100 H g (5.22) где Pз – потери напора в затрубном пространстве, МПа; L – глубина скважины по вертикали, м; g – ускорение свободного падения, м/с2. Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора с учётом объёмной доли частиц шлама при бурении на глубине 2000 м и гидравлических потерях в затрубном пространстве 1·106 Па: э 1120 1 106 1, 47 (2515 1120) 1120 51 20,5 11915 кг/м 3 . 2000 9,81 100 5.10. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ Гидравлические потери (в Па) в циркуляционной системе рассчитывают по формуле: . . . . . 1,86 P = 0,328 L C Vf Q , (5.22) Гидравлические потери в манифольде (поверхностном оборудовании): . . . . 1,86 Pм = 0,1 См Vf Q , (5.23) Гидравлические потери в бурильных трубах: . . . . . 1,86 Pт = 0,328 Lт Стз Vf Q , (5.24) Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале установки бурильных труб: . . . . . 1,86 Pт = 0,328 Lт Сзз Vf Q , (5.25) Гидравлические потери в УБТ: . . . . . 1,86 PтУБТ = 0,328 LУБТ СВУ Vf Q , 163 (5.26) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале установки УБТ: . . . . . 1,86 (5.27) PзУБТ = 0,328 LУБТ СЗУ Vf Q , По справочным данным определяем потери (перепад) давления в забойном двигателе Pдв. Определяют потери в долоте: Pд = Pн – Pм – Pт – PтУБТ – PзУБТ – Pдв Условные обозначения: Q – подача насосов, л/с; L – длина элемента циркуляционной системы, м; С – обобщённый коэффициент, учитывающий потери напора в циркуляционной системе; Vf – показатель, учитывающий влияние вязкости; 0,14 Vf = (120/ρ) ; – вязкость, спз = 1 мПа·с; Ρ – плотность бурового раствора, кг/м3. Продолжение примера Определение гидравлических потерь в циркуляционной системе скважины. Гидравлические потери в манифольде (См принимаем из таблицы в главе 4 табл. 4.2): . . . . 1,86 2 Pм = 0, 1 5 1120 1,067 33,6 = 4,12 кгс/см . Гидравлические потери в бурильных трубах при бурении на глубине 900 м (расчет Стз приведен выше): . . . . . 1,86 2 Pт = 0,328 734 0,00615 1120 1,067 33,6 = 12,2 кгс/см . Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале нахождения бурильных труб (расчет Сзз приведен выше): . . . . . 1,86 2 Pз = 0,328 734 0,000106 1120 1,067 33,6 = 0,2 кгс/см . 164 Глава 5 ПРОМЫВКА Гидравлические потери в УБТ (расчет Сву приведен выше): ' . . . . . 1,86 2 Pт УБТ = 0,328 46 0,0155 1120 1,067 33,6 = 1,9 кгс/см " . . . . . 1,86 2 Pт УБТ = 0,328 120 0,053 1120 1,067 33,6 = 17,2 кгс/см . Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале нахождения УБТ (расчет Сз приведен выше): ' . . . . . 1,86 2 Pз УБТ = 0,328 46 0,0018 1120 1,067 33,6 = 0,16 кгс/см " . . . . . 1,86 2 Pз УБТ = 0,328 120 0,00047 1120 1,067 33,6 = 0,17 кгс/см . Суммарные гидравлические потери: ' " ' " P = Pм + Pт + Pз + Pт УБТ + Pт УБТ + Pз УБТ + Pз УБТ = = 4,12 + 12,2 + 0,2 + 1,9 + 17,2 +0,16 +0,17 =33,95 кг/см2. Отдельно гидравлические потери в затрубном пространстве: 2 Pз =0,2 + 0,16 + 0,17 = 0,53 кг/см . 5.11. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ДЛЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТИ (БИНГАМОВСКАЯ МОДЕЛЬ) Альтернативное решение 5.11.1. Определение реологических свойств Замер реологических характеристик буровых жидкостей осуществляют на ротационных вискозиметрах типа VG. Расчёт их ведут следующим образом. Пластическая вязкость = 600–300, мПа.с, спз. Динамическое напряжение сдвига 0=0,48.(300–), Па. 165 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 5.11.2. Потери давления в циркуляционной системе Расчёт следует начинать с определения безразмерных критериев чисел Рейнольдса и Хедстрема, характеризующих режим течения в трубах Число Рейнольдса: 1000 Vт Dвн Reт , (5.27) Число Хедстрема: He 106 0 Dвн2 2 , (5.28) Критическое число Рейнольдса: Re кр 2100 7, 3( He ) 0,58 , (5.29) При Reт >Reкр режим турбулентный и при Reт < Reкр режим структурный. Потери давления в трубах при ламинарном режиме течения, кгс/см2: Pт 0, 32 10 6 V т L 12, 4 10 6 L 0 , Dвн Dвн2 (5.30) Потери давления при турбулентном режиме течения в трубе, кгс/см2: Pт 2,8 107 0,75 Vт1,75 0,25 L , Dвн1,25 (5.31) Безразмерные критерии для затрубного пространства. Число Рейнольдса: Re к 1000 V к d э Число Хедстрема: 166 , (5.32) Глава 5 ПРОМЫВКА Heк 106 0 dэ2 2 , (5.33) где dэ – эквивалентный диаметр кольцевого пространства (учитывающий эксцентриситет) dэ = 0,816(Dскв – Dт), (5.34) Критическое число Рейнольдса определяется по формуле (5.29). Потери давления в затрубном пространстве при ламинарном режиме: Pк 0, 486 106 V к L 13,95 106 L 0 , ( Dскв Dт ) 2 Dскв Dт (5.35) При средней скорости сдвига в затрубном пространстве < 50см-1 величину 0 принимают равной 0,48.6; 6 – показание вискозиметра при 6 об/мин. Скорость сдвига для затрубного пространства рассчитывают по формуле: 18Vк , (Dскв - Dт ) (5.36) Потери давления в затрубном пространстве, кгс/см2: Pк 3, 48 10 7 0,75 V к1,75 0,25 L , ( Dскв Dт )1,25 (5.37) Расчёт гидравлических потерь в трубах и затрубном пространстве завершает расчёт гидравлических показателей процесса промывки при углублении скважины. Пример: Данные по скважине: Диаметр скважины (долота) – 216 мм. Интервал бурения – 900 – 2200 м. 167 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Компоновка бурильной колонны: бурильная труба Dт = 127 мм, Dвн = 108,6 мм; замок бурильной трубы Dз = 165 мм, Dзвн = 82,6 мм. Утяжелённые бурильные трубы (УБТ). D"нубт = 178 мм, D"вубт = 70 мм L"убт = 120 м. Средняя механическая скорость в интервале 900 – 2200 м – Vм = 30 м/час. Подача насоса – 28 л/с. Рабочее давление насосов – 161,5 кгс/см2 (подача регулируемая). Плотность бурового раствора – 1120 кг/см3. Показания вискозиметра – θ600 = 43, θ300 = 28. 1. Реологические свойства бурового раствора 600 – 300 = 43 – 28 = 15 спз 0,48(300 – ) = 0,48(43 – 15) = 13,44 Па/ 2. Vт 28 103 / 0, 785 0,10862 3, 02 м / с . 3. Число Рейнольдса для внутритрубного пространства: Re т 1000 Vт Dвн 103 1120 3, 02 0,1086 24519 15 Число Хедстрема (ф. 3.33) He 106 0 Dвн2 2 106 1120 13, 44 (0,1086) 2 789435 152 Критическое число Рейнольдса: Re кр 2100 7,3( He) 0,58 2100 7,3(789435) 0,58 21320 Поскольку Reт > Reкр, то режим течения в трубах турбулентный. Потери давления в трубах: 168 Глава 5 ПРОМЫВКА PТ 2,8 10 7 0,75 V т1,75 0, 25 L 1, 25 Dвн 2,8 107 11200,75 3,021,75 150, 25 2200 120 1, 25 0,1086 24,7кгс / см 2 Гидравлические потери в кольцевом пространстве Скорость потока в кольцевом пространстве: Vк 28 103 / 0, 785 0, 216 2 0,127 2 1,17 м / с Число Рейнольдса для затрубного пространства: dэ = 0,816(Dскв – Dт) = 0,816(0,216 – 0,127) = 0,072 Reк 1000 Vк d э 1000 1120 1,17 0,072 6290. 15 Число Хёдстрема: He 106 0 d э2 2 106 1120 13, 44 0, 072 2 346816. 152 Критическое число Рейнольдса : Reкр = 2100+7,3 . (346816)0,58 =2100 + 1634 =3734. Поскольку Reк < Reкр, то режим течения в затрубном пространстве турбулентный Потери давления в затрубном пространстве при турбулентном режиме: 169 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Pз Инженерные расчеты при бурении 3, 48 10-7 0,75 0,25Vк1,75 L ( Dскв Dт )1,25 3, 48 10-7 11200,75 0,60,25 151,75 2064 1,0 кгс / см2 (0,295- 0,127)1,25 5.11.3. Вынос выбуренной породы: Vч R e ч , l (5.37) где Reч – число Рейнольдса, характеризующее режим обтекания частицы при её движении Reч Arч , 18 0,61 Ar a ч 1 a2 (5.38а) Arч– параметр Архимеда: Arч l2 gl ( ч ) 6 0 , 2 (5.38б) где l – характерный размер частицы. Для частиц с формой диска: l 1,14 3 d ч2 hч , (5.38в) где dч – диаметр частицы; hч – толщина (высота) частицы; ч – плотность частицы; a1, a2 – коэффициенты влияния формы частицы и стенок канала при ламинарном и турбулентном обтекании соответственно: 170 Глава 5 ПРОМЫВКА 3 l l a1 m 1 0, 42 , Dскв Dт Dскв Dт h l a2 0,7 0,5 ч 0,32 , dч Dскв Dт (5.38г) (5.38д) m – коэффициент, учитывающий влияние формы частицы и её ориентацию относительно направления осаждения. Выбуриваемые частицы, имеют форму близкую к формам диска, цилиндра, шара, куба, для которых m = 1. 5.11.4. Порядок расчётов с использованием Бингамовской модели По формулам (5.1 – 5.5) определяют оптимальный расход. По формулам (5.6 – 5.10) определяют размер насадок долота, скорость в насадках долота, передаваемое на забой давление, скорость струи на забое, гидравлическую мощность на долоте. По формулам (5.37 – 5.38) рассчитывают скорость выноса шлама. По формулам (5.20 – 5.22) рассчитывают эффективность транспорта частиц, их концентрацию и эквивалентную циркуляционную плотность. Расчёт гидравлических потерь в трубах и затрубном пространстве (формулы 5.24, 5.25, 5.26, 5.27) завершает расчёт гидравлических показателей процесса промывки при углублении скважины. Продолжение примера. Определить скорость осаждения частиц при углублении скважины диаметром 29,5 см с использованием труб диаметром 127 мм. Размер частиц dч = 1,52 см, δ = 0,76 см. Параметры раствора = 15 спз, 0 = 13,44 Па. а) Определим эквивалентный размер частиц и коэффициенты (ф. 5.38в, 5.38г, 5.38д): l 1,14 3 d ч2 1,14 3 1, 52 2 0, 76 1, 37 см 171 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3 3 l l 1,37 1,37 a1 m 1 0,42 0,42 1 1 0,918 Dскв - Dт 29,5-12,7 Dскв - Dт 29,5-12,7 l 0,76 1,37 0,68 a2 0,7 0,5 - 0,32 - 0,32 0,7 0,5 dч Dскв - Dт 1,52 29,5-12,7 б) Число Архимеда для частицы выбуренной породы (ф. 5.38б): Arч l2 gl ( ч ) 6 0 2 1120 1,372 104 9,811,37 102 (2320 1120) 6 13, 44 95864 152 106 в) Число Рейнольдса (ф. 5.38а): Reч Arч 95864 242,7 0,61 18 18 0,61 95864 Arч 0,918 a 0,68 1 a2 г) Скорость осаждения частиц (ф. 5.37): Vч Reч 242,7 15 103 0,214 м/с. l 1120 1,37 102 5.12. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ДЛЯ ВЯЗКИХ ЖИДКОСТЕЙ При бурении нередко используют вязкие жидкости (вода, водные растворы солей, безглинистые растворы и т.д.) Оптимальный расход определяют по формуле: 172 Глава 5 ПРОМЫВКА Q 105 Pн (0,328 c L) , (5.39) Потери давления в циркуляционной системе. Определение режима течения вязкой (ньютоновской) жидкости В трубах круглого сечения: Re т V т Dвн , (5.40) В затрубном пространстве кругового кольцевого сечения: Reк 0,815 Vк ( Dскв Dт ) , (5.40а) При Re < Reкр = 2100 – поток ламинарный, при Re > Reкр = 2100 – поток турбулентный. Потери давления, ламинарный режим: Трубы: Pт 32 Vт L , Dвн2 (5.40б) 48 Vк L , ( Dскв Dт ) 2 (5.40в) Затрубное пространство: Pк Потери давления, турбулентный поток: Трубы: Pт 2, 8 10 7 0 ,75 V т1,75 0 ,25 L , 1,25 D вн’ 173 (5.41) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Затрубное пространство: Pт 3, 48 10 7 0 ,75 V к1,75 0,25 L , ( D скв D т )1,25 (5.41а) Вынос выбуренной породы Скорость осаждения частиц шлама различной формы определяют по формуле: ч 424 V ч 0, 0107 dч 1 1 1 , 2 d ч d ч (5.42) где Vч – скорость оседания частиц, м/с; – динамическая вязкость, спз; dч – диаметр частицы, м; 3 – плотность вязкой жидкости, кг/м ; 3 ч – плотность выбуренной породы, кг/м . Порядок расчётов (ньютоновская жидкость) 1. Определяют оптимальный расход. 2. По формулам (5.6 – 5.10) определяют размеры насадок долота, скорость в насадках долота, передаваемое на забой давление, скорость струи на забое, гидравлическая мощность на долоте. По формулам (5.42) рассчитывают скорость оседания шлама, а скорость выноса его по формуле (5.13). По формулам (5.20 – 5.22) рассчитывают эффективность транспорта частиц, их концентрация и эквивалентная циркуляционная плотность. Пример расчета Определить гидравлические потери в трубах диаметром 127 мм (Dвн = 0,1068 м) длиной 2064 м и затрубном пространстве скважины диаметром 295 мм. Определить скорость осаждения частиц dч = 1,52 см. Плотность бурового раствора – 1120 кг/м3 . 174 Глава 5 ПРОМЫВКА Вязкость бурового раствора – 15 . 10-3 Па.с = 15 спз (ньтоновская жидкость). Скорость восходящего потока – 0,6 м/с, скорость потока в трубах – 3,63 м/с. Решение 1. Определяется режим течения. В трубах Число Рейнольдса: Re т Vт Dвн 3, 63 0,1068 1120 28947 15 103 Reт > Reкр, следовательно, в трубах режим течения бурового раствора турбулентный. В затрубном пространстве. Число Рейнольдса : Reк 0,815 Vк (Dскв Dт ) 0,815 0,6(0,295 0,127) 1120 6134 15 103 Reк > Reкр, следовательно, в затрубном пространстве режим течения бурового раствора турбулентный. 2. Потери давления: в трубах Pт 2, 8 10 7 0 ,75 V т1,75 0 , 25 L 1, 25 D вн 2, 8 10 7 1120 0 ,75 3, 631,75 15 0 , 25 2064 33, 95 кгс / см 2 0,10681, 25 175 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении – в затрубном пространстве Pт 3, 48 10 7 0,75 Vк1,75 0,25 L ( Dскв Dт )1,25 3, 48 10 7 1120 0,75 0, 61,75 150,25 2064 1, 04 кгс/см 2 (0, 295 0,127)1,25 3. Скорость осаждения частиц: ч 424 Vч 0, 0107 dч 1 1 1 2 d ч d ч 2 15 10 424 2320 0, 0107 1, 52 1 1 1 2 1120 1120 1, 52 15 10 2 1120 1, 52 0, 00943 481, 2 1, 52 1, 07 1 1 0, 254 м /с 4. Эффективность транспорта шлама: E 100 Vк Vч 0,6 0, 254 100 57,6% 0,6 Vк 176 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ Глава 6. ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ 6.1. ВЫБОР РАЗМЕРА ПРОМЫВОЧНЫХ НАСАДОК БУРОВОГО ДОЛОТА Серия формул позволяют определять размеры струйных насадок при оптимизации по силе удара струи о забой или по гидравлической мощности и выборе оптимальной подачи насосов для двух или трех насадок. 1. Площадь сечения насадок Sнас , мм2: Sнас N12 N 22 N 32 , 1, 274 6.1 2. Потеря давления на насадках долота, МПа (Pд), Pд 0,5 Q 2 , 2 S нас 6.2 где Q – подача насоса, л/с, 3 – плотность жидкости, кг/м ; 2 S – площадь насадок, мм . 3. Суммарные потери давления за исключением потери давления на насадках долота, (Pц): Pц Pнасос Pд , 6.3 где Pнасос – циркуляционное давление на насосе. 177 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4. Определите угловой коэффициент линии M: M log Pц1 / Pц 2 log Q1 / Q2 6.4 , где Pц1 , Pц 2 – соответственно давления при подачах 5. Оптимальные потери давления (Pопт): a) При оптимизации по силе удара струи о забой: Pопт 2 Pмак , M 2 6.5 б) При оптимизации по гидравлической мощности: Pопт 1 Pмак , M 1 6.6 6. Для оптимальной подачи раствора (Qопт): a) При оптимизации по силе удара струи о забой: Qопт Pопт / Pмак 1/ М Q1 , 6.7 б) При оптимизации по гидравлической мощности: Qопт Pопт / Pмак 1/ М 7. Q1 , л/с, (6.8) Чтобы определить давление на долоте (Pд): 178 , Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ Pд Pмак Pопт , (6.9) 8. Чтобы определить площадь сечения насадок, мм2 Sнас 2 0,5 Qопт , Pд 6.10 9. Чтобы определить диаметр насадок (мм) для случая трех насадок: N нас Sнас 3 0, 785 10. Чтобы определить диаметр насадок (мм) для случая двух насадок: N нас Sнас . 2 0, 785 Пример: Оптимизируйте гидравлику бурового долота на скважине с использованием следующего: Выберите надлежащие размеры струйных насадок для силы удара струи о забой и гидравлической мощности для двух насадок и трех насадок: Данные: Плотность бурового раствора = 1557 кг/м3. Размеры насадок = 12,7 – 12,7 – 12,7 мм. Максимальное давление на устье = 20,0 МПа. Давление насоса 1 = 20 МПа. Подача насоса 1 = 26,5 л/с. Давление насоса 2 = 8,9 МПа. Подача насоса 2 = 17,3 л/с. 1. Площадь сечения насадок, мм2 S нас 12, 7 2 12, 7 2 12, 7 2 379,8 . 1, 274 179 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 2. Потеря давления на струйных насадках бурового долота, МПа: При подачи насоса 26,5 л/с Pд1 0,5 26,52 1557 3, 79 379,82 При подачи насоса 17,3 л/с: Pд1 0,5 17,32 1557 1, 61 МПа . 379,82 3. Суммарные потери давления за исключением потери давления на насадках долота (Pc), МПа: При подаче насоса 26,5 л/с: Pс1 20, 0 3, 79 19, 21 МПа При подаче насоса 17,3 л/с: Pс1 8,9 1, 61 7, 29 МПа . 4. Определите угловой коэффициент линии (М): M log 19, 21/ 7, 29 log 26,5 /17,3 2, 27 . 5. Определите оптимальные потери давления, МПа (Pопт): a) При оптимизации по силе удара струи о забой: Pопт 2 20, 0 9, 36 МПа 2, 27 2 180 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ б) При оптимизации по гидравлической мощности: 1 Pопт 20, 0 6, 73 МПа . 2, 27 1 6. Определите оптимальную подачу раствора (Qопт): a) При оптимизации по силе удара струи о забой: Qопт 9,36 / 20, 0 1/ 2,27 26,5 18,97 , л/с б) При оптимизации по гидравлической мощности: Qопт 6, 73 / 20, 0 1/ 2,27 26,5 16, 4 л / с . 7. Определите падение давления на долоте (Pд): a) При оптимизации по силе удара струи о забой: Pд 20, 0 9,36 10, 64 МПа б) При оптимизации по гидравлической мощности: Pд 20, 0 6, 73 13, 27 МПа . 8. Определите площадь насадок, мм2: a) При оптимизации по силе удара струи о забой: S нас 0,5 18,97 2 1557 162,3 мм 2 10, 64 б) При оптимизации по гидравлической мощности: 181 Бабаян Э.В., Черненко А.В. S нас Инженерные расчеты при бурении 0,5 16, 4 2 1557 125, 6 мм 2 . 13, 27 9. Определите диаметр насадок, в мм: a) При оптимизации по силе удара струи о забой: N нас 162,3 8,3 мм 3 0, 785 б) При оптимизации по гидравлической мощности: N нас 125, 6 7,3 мм . 3 0, 785 10. Определите размер насадок, в мм для двух насадок: a) При оптимизации по силе удара струи о забой: N нас 162,3 10, 2 мм 2 0, 785 б) При оптимизации по гидравлической мощности: N нас 125, 6 8,9 мм . 2 0, 785 182 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ 6.2. АНАЛИЗ ГИДРАВЛИКИ ДОЛОТА Эта последовательность вычислений предназначена для того, чтобы быстро и точно проанализировать различные гидравлические параметры используемого бурового долота. 1. Потеря давления на струйных насадках, МПа (Pд): Pд Q2 , 2 A2 где Q – подача насосов, л/с; площадь сечения насадок, мм ; плотность жидкости, кг/м3 . 2. Имеющаяся гидравлическая мощность системы (N), киловатт: N Pуст Q , где Q – подача насосов, л/с; Pуст – устьевое давление, МПа. 3. Гидравлическая мощность на буровом долоте ( N д ), киловатт: N д Pд Q . 4. Гидравлическая мощность на квадратный см сечения долота, кВт/см2: N д / см 2 1, 27 N д . Dд2 5. Процент потери давления на долоте (%): % пот. в долоте 183 Pд 100 Pуст Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 6. Скорость струи из насадки, м/с (Vнас): Vнас 103 Q , A где Q – подача насосов, л/с; площадь насадок, мм . 7. Сила удара струи о забой, Н, на долоте в целом (J): J Vнас Q 1000 где – кг/м3; Vнас – м/с; Q – л/с. 8. Сила удара струи о забой на квадратный мм2 поверхности долота (J/мм2) J / мм 2 1, 27 J Dд2 Условные обозначения: Vкол= скорость течения в кольцевом пространстве, м/с; Q= скорость циркуляции, л/с; Dд = диаметр скважины, долота или внутренний диаметр обсадной колонны, мм; Dн = наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм; 3 = плотность бурового раствора, кг/м ; N1; N2; N3= диаметры струйных насадок бурового долота, мм; Pд= потеря давления на долоте, МПа; Nд = гидравлическая мощность на буровом долоте, кВт; Vнас= скорость струи, м/с; J= сила удара струи о забой, Н; J/мм2 = сила удара струи о забой площади сечения долота. Пример: Плотность бурового раствора = 1438 кг/м3. 184 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ Скорость циркуляции = 32,7 /с. Размер насадки 1 = 9,5 мм. Размер насадки 2 = 9,5 мм. Размер насадки 3 = 9,5 мм. Диаметр скважины = 311мм. Наружный диаметр бурильных труб = 127 мм. Устьевое давление = 20,0 МПа. 1. Скорость течения в кольцевом пространстве, м/с (Vкол): Vкол 10 3 1, 274 32, 7 0,52 м / с . 0, 3112 0,127 2 2. Потеря давления на струйных насадках бурового долота (Pл): Pд 32, 7 2 1438 17, 0 МПа . 2 212,52 3. Имеющаяся гидравлическая мощность системы (N): N 20 32, 7 654 кВт . 4. Гидравлическая мощность на буровом долоте (Nд): N д 17 32, 7 556 кВт . 5. Гидравлическая мощность на квадратный см площади долота ( N д / см 2 ): N д / см 2 1, 27 556 0, 73 кВт / см 2 . 31,12 6. Процент потери давления на долоте (% потерь): 185 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении % пот. в долоте 17 100 85 . 20 7. Скорость струи из насадки бурового долота (Vнас): Vнас 103 32, 7 154 м / с . 212, 5 8. Сила удара струи о забой (J), Н: J 1437 154 32, 7 7236 Н . 1000 9. Сила удара струи о забой на квадратный мм площади долота: J / мм 2 1, 27 7236 0, 095 Н / мм 2 . 2 311 6.3. КРИТИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ ТЕЧЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ И КРИТИЧЕСКИЙ РАСХОД БУРОВОГО РАСТВОРА 1. Определите реологические показатели буровой жидкости (степенная модель): n 3,32 log K 600 300 600 1022n 2. Определите x: x 106 K n 0,387 0, 03937 n Dвн Dн n 186 , 6.13 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ 3. Определите критическую скорость течения в кольцевом пространстве ( Vк .кр , м/с): 1 Vк.кр 0, 005 х 2 n , 6.14 4. Определите критический расход бурового раствора ( Qк.кр , л/с): Qк .кр 0, 785 Vкол.кр Dвн2 Dн2 . Условные обозначения: n = безразмерный параметр; K = безразмерный параметр; X = безразмерный параметр; θ600 = отсчет на шкале вискозиметра при 600 об/мин; θ300 = отсчет на шкале вискозиметра при 300 об/мин; Dвн= диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, м; Dн= наружный диаметр бурильных труб или УБТ, м; 3 = плотность бурового раствора, кг/м ; Vк .кр = критическая скорость течения в кольцевом пространстве, м/с; Qк .кр = критический расход бурового раствора, л/с. Пример: Плотность бурового раствора = 1677 кг/м3; θ600 = 64; θ300 = 37; Диаметр скважины = 216 мм; Наружный диаметр труб = 178 м. 1. Определите n: n 3,32 log 64 0, 79 37 2. Определите K: 187 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении K 64 0, 2684 10220,79 3. Определите x: x 106 0, 2684 0, 79 0,387 0, 03937 0,79 0, 216 0,178 0,79 1677 1050 4. Определите критическую скорость течения в кольцевом пространстве: 1 Vк .кр 0, 005 1050 2 0,79 1,56 5. Определите критический расход бурового раствора: Qк .кр 0, 785 1,56 0, 2162 0,1782 18, 4 л / с. 6.4. ЭКСПОНЕНТА «d» Экспонента «d» (d-экспонента) выводится из общего уравнения для скорости проходки: Wd R a , 6.15 N 0,129 D где: R = скорость проходки, м/час N = скорость вращения долота, об/мин a = константа, безразмерная W= нагрузка на долото, Н d = экспонента (показатель степени) в общем уравнении, безразмерная величина, определяемая из уравнения для d-экспонеты: 3, 28 R log 60 N , d 2, 7 W log 39,37 D 188 6.16 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ где: «d» = d-экспонента, безразмерная; R = скорость проходки, м/час; N= скорость вращения долота, об/мин; W= нагрузка на долото, кН; D= диаметр долота, мм. Пример: R = 9,1 м/час; N= 120 об/мин; W= 155 кН; D= 216 мм. Решение: 2, 7 155 3, 28 9,1 " d " log / log 1,82 60 120 39,37 216 Исправленная d-экспонента: На величину d-экспоненты влияют изменения плотности бурового раствора, так что d-экспоненту приходится модифицировать, чтобы внести в нее поправку на плотность бурового раствора: " d "исп d 1 2 6.17 где: «dисп» = исправленная «d»-экспонента; = нормальная плотность бурового раствора –1078 кг/м3; = фактическая плотность бурового раствора, кг/м3. Пример: d= 1,64; 3 1=1078 кг/м ; 3 2=1550 кг/м . Решение: 1078 " d "исп 1, 64 1,14 1550 189 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 6.5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ДАВЛЕНИЕ И РАЗРЕЖЕНИЕ, СОЗДАВАЕМЫЕ ПРИ СПУСКЕ И ПОДЪЕМЕ КОЛОННЫ ТРУБ Сложность решения данной задачи заключаются в многообразии факторов, влияющих на величину гидродинамического давления. Характерная особенность процесса спуска и подъема – их кратковременность и неравномерность. Процесс этот, безусловно, инерционный, и осуществляется он в жидкостях с разной реологической и деформационной характеристикой в стволах небольшого диметра, но очень большой глубины. Для скважин, у которых сравнительно большой объем и значительная глубина, существенное влияние на гидродинамическое давление оказывает сжимаемость и объемная прочность бурового раствора. Поэтому предложено несколько решений, каждое из которых дает удовлетворительный результат в определенных физико-технических условиях. Не только в этой главе, но и в других, приведены другие решения этой важной технологической операции. 6.5.1. Метод 1 1. Определите n: n 3,32 log 2. Определите K: K 600 511n 600 . 300 . 3. Определите скорость течения жидкости, м/с: Для закупоренной трубы или, например, в колонне установлен обратный клапан: D2 v 0, 45 2 н 2 Vтр , 6.18 . Dвн Dн 190 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ Для открытой трубы: D2 D2 v 0, 45 2 вн 2 i 2 Vтр , 6.19 . Dскв Dвн Di 4. Максимальная скорость спуска/подъема труб, м/с: Vмах 1,5 v 6.20 . 5. Определите гидродинамическое давление при спуске/ подъеме труб: n Pс / п 12 103 Vкол 2n 1 2 103 K L 6.21 . 3n Dвн Dн Dвн Dн Условные обозначения: n= параметр, безразмерный; K= параметр, безразмерный; θ 600= отсчет на шкале вискозиметра при 600 об/мин; θ 300= отсчет на шкале вискозиметра при 300 об/мин; v= скорость жидкости, м/с; Vтр= скорость движения (спуска или подъема) трубы, м/с; Vмах= максимальная скорость трубы, м/с; Pс/п= потеря давления при движении труб, МПа; L= длина колонны труб, м; Dскв=диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, мм; Dн= наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм; Dвн= внутренний диаметр бурильных труб или УБТ, мм. Пример 1: Определите гидродинамическое давление за счет поршневого эффекта при закупоренной трубе: Данные: Глубина скважины = 4572 м. Диаметр скважины = 200 мм. Наружный диаметр бурильных труб = 114 мм. Внутренний диаметр бурильных труб = 97 мм. 191 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении УБТ = наружный диаметр 159 мм × внутренний диаметр 70 мм. длина УБТ = 213 м. Плотность бурового раствора = 1797 кг/м3. Показания вискозиметра: θ600 = 140; θ300 = 80. Средняя скорость спуска бурильной колонны = 1,37 м/с. Определите n: n 3,32 log 140 0,8069 . 80 2. Определите K: K 80 0,522 . 5110,8069 3. Определите скорость жидкости в затрубном пространстве, м/с: 1142 v 0, 45 200 2 1142 1, 37 1, 276 м / с . 4. Определите максимальную скорость труб, м/с: Vмах 1,5 1, 276 1,914 м / с . 5. Определите гидродинамическое давления, МПа: 12 103 1,914 2 0,809 1 Pс / п 3 0,809 200 114 0,809 2 10 3 0,522 4572 5, 09 МПа. 200 114 Таким образом, в случае спуска колонны труб это гидродинамическое давление добавляется к гидростатическому давлению бурового раствора в скважине (дополнительное давление на забое, положительный поршневой эффект). Однако во время подъема инструмента, это давление следует вычесть из гидростатического давления столба бурового раствора (разрежение, или отрицательный поршневой эффект). 192 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ Пример 2: Определите гидродинамическое давление за счет поршневого эффекта для открытой трубы: 1. Определите скорость жидкости, м/с: 1142 97 2 1,37 0, 752 м / с . v 0, 45 2 2 2 200 114 97 2. Максимальная скорость колонны труб, Vмах 1,5 0, 752 1,128 м / с . 3. Гидродинамическое давление, увеличивающее нагрузку на нижележащие пласты и забой при спуске колонны труб МПа: 12 103 1,128 2 0,809 1 Pс / п 3 0,809 200 114 0,809 2 10 3 0,522 4572 3,323 МПа. 200 114 6.5.2. Метод 2 Гидродинамическое давление и разрежение, создаваемое при спуске и подъеме колонны труб. Примем следующее: 1. Закупоренная труба; 2. Ламинарное течение вокруг колонны бурильных труб; 3. Турбулентное течение вокруг колонны УБТ. Эти вычисления намечают в общих чертах процедуру и расчеты, необходимые для определения увеличения или уменьшения эквивалентной плотности бурового раствора (забойного давления) из-за импульсов давления/разрежения, вызываемых спуском или подъемом колонны труб. В этих вычислениях принимается, что конец колонны труб закупорен (как при спуске обсадной колонны с башмаком с обратным клапаном или бурильной колонны, закачивающейся долотом со струйными насадками), но не колонны труб с открытым концом. 193 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении A. Гидродинамическое импульсное давление вокруг колонны бурильных труб: 1. Эффективная скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг бурильных труб: D2 v 0, 45 2 н 2 Vтр . Dвн Dн 2. Максимальная скорость труб (Vмах): Vмах 1,5 v . 3. Определите n: n 3,32 log 4. Определите K: K 300 511n 600 . 300 . 5. Скорость сдвига (Yсд) в буровом растворе, движущемся вокруг бурильных труб: сд 12 103 Vкол , 6.22 Dд Dн 6. Напряжение сдвига (T) в буровом растворе, движущемся вокруг бурильных труб: T K сд , n 6.23 7. Рассчитайте уменьшение давления (Pс/п) для интервала: Pс / п 1,911 T L , 6.24 Dд Dн 1000 194 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ B. Гидродинамическое импульсное давление вокруг колонны УБТ: 1. Теоретическую скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг колонны УБТ: D2 v 0, 45 2 н 2 Vтр . Dвн Dн 2. Рассчитайте максимальную скорость колонны труб ( Vмах ): Vмах 1,5 v . 3. Пересчитайте эквивалентную скорость бурового раствора из-за движения колонны труб в эквивалентный расход потока (Q): Q 0, 000785 Vмах Dвн2 Dн2 , л / с. 4. Рассчитайте гидродинамическое давления для каждого интервала (Pс/п): Pс / п 30,3 0,8 Q1,8 0,2 L Dскв Dн Dскв Dн 3 1,8 , 6.25 . C. Суммарное гидродинамическое импульсное давление, пересчитанное в плотность бурового раствора: Суммарное гидродинамическое давление (или разрежение) за счет поршневого эффекта = Pс/п (за счет бурильных труб) + Pс/п (за счет УБТ). D. Если вы желаете определить увеличение эквивалентной плотности бурового раствора (при спуске колонны труб): экв 106 Pс / п кг , 3 , 6.26 9,8 Lверт м E. Если вы желаете определить уменьшение эквивалентной плотности бурового раствора (при подъеме колонны труб): 195 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 106 Pс экв п 9,8 Lверт , кг , 6.27 . м3 Пример: Определите гидродинамическое давление, как при спуске, так и при подъеме колонны труб, пересчитанное в эквивалентную плотность бурового раствора, для перечисленных ниже данных: Данные: Плотность бурового раствора = 1790 кг/м3; Пластическая вязкость = 60 сПз; Предельное напряжение сдвига = 9,6 Па; Диаметр скважины = 200 мм; Наружный диаметр бурильных труб = 114 мм; Длина колонны бурильных труб = 1500 м; Наружный диаметр УБТ = 159 мм; Длина колонны УБТ = 160 м; Скорость спуска труб = 1,37 м/с. A . Вокруг бурильных труб: Рассчитайте скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг бурильных труб: 1142 v 0, 45 1,37 1, 276 м / с. 2 2 200 114 Рассчитайте максимальную скорость труб (Vмах): Vмах 1,5 1, 276 1,914. ПРИМЕЧАНИЕ: Определите n и K из пластической вязкости (η) и предельного напряжения сдвига (γ) следующим образом: η + γ = θ300 (отсчет вискозиметра при 300 об/мин); θ300 + η = θ600 (отсчет вискозиметра при 600 об/мин). 196 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ Пример : η = 60; γ = 20; 60 + 20 = 80 (отсчет вискозиметра при 300 об/мин); 80 + 60 = 140 (отсчет вискозиметра при 600 об/мин). Рассчитайте n: n 3,32log 140 0,8069 . 80 Рассчитайте K: K 80 0,522 . 5110,8069 5. Рассчитайте скорость сдвига ( мах ) бурового раствора вокруг труб: мах 12 103 1,914 267 . 200 114 6. Рассчитайте напряжение сдвига (T) бурового раствора, движущегося вокруг труб: T 0,522 267 0,8069 47,38 . 7. Рассчитайте гидродинамическое давление (Pс/п) для интервала: Pс / п 1,911 47,37 1500 1,57 МПа . 200 114 1000 B. Вокруг УБТ: Рассчитайте теоретическую скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг УБТ: 197 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 159 2 v 0, 45 1,37 2,97 м / с. 2 2 200 159 Рассчитайте максимальную скорость потока вокруг УБТ (Vмах): Vмах 1,5 2,97 4, 45 м / с . Пересчитайте эквивалентную скорость бурового раствора из-за движения труб в эквивалентный расход потока (Q): Q 0,000785 4, 45 2002 1592 51, 42 л / с . 4. Рассчитайте потерю давления (Pс/п) для интервала расположения УБТ: Pс / п 30,3 17900,8 51, 421,8 9,80,2 160 200 159 200 159 3 1,8 1,83 МПа . С. Суммарное гидродинамическое давление, обусловленное движением колонны труб: Pс / п 1,57 1,83 2, 4 МПа . D. Давление, пересчитанное в увеличение плотности бурового раствора, кг/м3: 106 2, 4 147,5 кг / м3 . 9,8 4572 Е. Если требуется определить импульсное давление, выраженное через плотность бурового раствора, создаваемое спуском колонны труб: Импульсное давление, создаваемое спуском колонны труб, ∆Р = ∆ρ ∙L∙g = 10-6·147,5·1660·9,81 = 2,4 МПа. F. Если требуется определить разрежение, создаваемое подъемом колонны труб: Разрежение, создаваемое подъемом колонны труб, так же составит 2,4 МПа. 198 Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ 6.6. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ ПЛОТНОСТЬ (ECD) 1. Предварительно рассчитайте реологические свойства бурового раствора по показаниям ротационного вискозиметра, а также скорость потока в кольцевом пространстве скважины. 2. Определите критическую скорость (Vкр), м/с: 1 465 104 K 2 n Vкр 0, 005 n 60,96 2n 1 2 n . Dскв Dн 3n Потеря давления для ламинарного течения (Pц.п), МПа: n 12 103 Vкол 2n 1 2 103 K L Pц.п . 3n Dвн Dн Dвн Dн Потеря давления для турбулентного течения (Pц.п), МПа: Pц .п 30,3 0,8 Q1,8 0,2 L Dскв Dн Dскв Dн 3 1,8 . Определите эквивалентную циркуляционную плотность ( экв ), кг/м3: экв 106 Pц .п 9,8 Lверт , кг / м3 3 Пример: Эквивалентная циркуляционная плотность ( экв ), кг/м . Данные: Плотность раствора = 1498 кг/м3; Пластическая вязкость = 24 сПз; 199 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Предельное напряжение сдвига = 5,76 Па; Скорость циркуляции = 25,2 л/с; Диаметр скважины = 216 мм; Наружный диаметр бурильных труб = 127мм; Длина колонны бурильных труб = 3444 м; Наружный диаметр УБТ = 165 мм; Длина колонны УБТ = 213 м; Глубина по вертикали = 3658 м. ПРИМЕЧАНИЕ: Если показания вискозиметра на 600 об/мин (θ600) и на 300 об/мин (θ300) неизвестны, их можно получить из пластической вязкости и предельного напряжения сдвига следующим образом: 24 + 5,76/0,48 = 36 Таким образом, показание θ300 = 36; 36 + 24 = 60 Таким образом, показание θ600 = 60. Определите n: n 3,32log 60 0, 7365 . 36 Определите K: K 36 0,3644 . 5110,7365 Определите скорость жидкости в кольцевом пространстве (v), м/с, вокруг бурильных труб: v 25, 2 0, 000785 2162 127 2 1, 05 м / с. Определите скорость жидкости в кольцевом пространстве (v), м/с, вокруг УБТ: v 25, 2 0, 000785 2162 1652 200 1, 65 м / с . Глава 6 ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ 4а. Определите критическую скорость (Vкр), м/с, вокруг бурильных труб: 1 0,7365 465 104 0,3644 20,7365 60,96 2 0,7365 1 20,7365 Vкр 0,005 1,13 м / с 1498 216 127 3 0,7365 4b. Определите критическую скорость (Vкр), м/с, вокруг УБТ: 1 0,7365 465 104 0,3644 20,7365 60,96 2 0,7365 1 20,7365 Vкр 0,005 1,57 м / с 1498 216 165 3 0,7365 Таким образом: Бурильные трубы: 1,05 м/с(v) меньше, чем 1,13(Vкр), следовательно, используйте уравнение для определения потерь давления при ламинарном режиме течения. УБТ: 1,65 м/с (v) больше, чем 1,57 м/с (Vкр), следовательно, используйте уравнение для определения потерь давления при турбулентном режиме течения. Потеря давления напротив колонны бурильных труб: 12 103 1, 05 2 0, 7365 1 Pц .п 3 0, 7365 216 127 0,7365 2 103 0,3644 3444 1,12 МПа 216 127 Потеря давления напротив колоны УБТ: Pц .п 30,3 14980,8 25, 21,8 240,2 213 216 165 216 165 3 1,8 0, 24 МПа Суммарные потери давления в кольцевом пространстве = 1,12 + 0,24 = 1,36 МПа. Определите эквивалентную циркуляционную плотность ( экв ), кг/м3: экв 106 1,36 1498 1536 кг / м3 . 9,8 3658 201 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 7. ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ (ГНВП) 7.1. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ГАЗА Связь между объемом и давлением при изотермическом процессе устанавливается законом Бойля-Мариотта, при неизменных температуре и массе: P V const , (7.1) Поведение газа в зависимости от трех основных параметров P, V и T определяется уравнением Клапейрона: P V nzRT , (7.2) где P – давление, Па; V – объем газа, м3; n – число молей вещества; z – коэффициент сжимаемости газа; R – универсальная газовая постоянная; T – температура, 0 K. Значение универсальной газовой постоянной одинаково для всех газов и составляет 8431 н·м/(К·моль). Для изучения состояния газа в меняющихся условиях основное характеристическое уравнение Клапейрона может быть представлено в другой форме: (7.3) P1 V1 / z1 T1 P2 V2 / z2 T2 , где P1 – забойное (пластовое) давление; P2 – гидростатическое давление на поверхности или на любой глубине в скважине; V1 – исходный прирост объема в приемных емкостях; V2 – объем газа на поверхности или на любой рассматриваемой глубине; T1 – температура пластового флюида; T2 – температура на поверхности или на любой рассматриваемой глубине; z1 и z2 – соответственно коэффициент сжимаемости газа в первом и втором состоянии. Коэффициент сжимаемости z зависит от давления и температуры. Для природного газа с относительной плотностью по воздуху 0,6 величину z 202 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ можно определить по графику на рис. 7.1. Относительная плотность, равная 0,6 для большинства составов природного газа, оказывается достаточно близкой к фактической, в связи с чем, это значение обычно применяется в технических расчетах. Рис. 7.1. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления при различной температуре Уравнение (7.3) можно переписать в виде Р1V1 = KР2V2 , (7.4) где K = z1T1/z2T2. Для определения коэффициента K для условий скважины: температура газа у устья 50о С, геотермический градиент 30С/100 м, коэффициент сжимаемости на устье 0,9, температура дневной поверхности 25°С, разработана номограмма (рис. 7.2). Параметры z1 и Т1 соответствуют более нижним, чем z2 и Т2 ,сечениям скважины по номограмме определяют значение К1 для глубины h1, и К2 соответственно для глубины h2 значение К в это случае равно: K K1 / K 2 203 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Рис. 7.2. Номограмма для определения сжимаемости и температуры газа по глубине скважины Пример: В скважину на глубине 4000 м, заполненную буровым раствором плотностью 1680 кг/м3, поступило 0,5 м3 газа (высота столба газа 14 м). Определите объем газа при всплытии головы к отметке 2000 м и 250 м. Температура на забое, глубинах 2000 м и 500 м соответственно 393, 333 и 321 0К. Решение Рассчитаем гидростатическое давление столба бурового раствора над головой газовой пачки. На глубине (4000 – 14)9,811680 = 65,7 МПа. На глубине 20009,811680 = 32,96 МПа. На глубине 5009,811680 = 8,23 МПа. По графику 7.1 определим коэффициент сжимаемости, соответственно для глубины 4000 м – z = 1,25; для глубины 2000 м – z = 0,9 и для глубины 250 м – z = 0,87. Рассчитаем объем газовой пачки на глубине 2000 м: V2 65, 7 0,5 0,9 333 0, 61 м3 . 1, 25 393 32,96 Рассчитаем объем газовой пачки на глубине 500 м: 204 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ V2 32,96 0, 61 0,87 321 2, 2 м3 . 0,95 333 8, 23 Высота столба газовой пачки при подходе ее к глубине 500 м в кольцевом пространстве с площадью сечения 0,024 м2: h 2, 2 92 м. 0, 024 Критическая высота бурового раствора, которая будет практически вытеснена газовым пузырем из скважины, может быть оценена по В.Д. Малеванскому по формуле: hкр 2 x H x 2·14 4000 14 334 м , (7.5). где х – высота столба газового пузыря на забое, м. В данном случае, если не принять меры по герметизации скважины, произойдет выброс бурового раствора и последующее фонтанирование газом. 7.2. СКОРОСТЬ ДВИЖЕНИЯ (ВСПЛЫТИЯ) ГАЗА Скорость движения (м/час) пузырьков газа, всплывающих в буровом растворе, может быть рассчитана по формуле: Vпуз. реж 13100 0,226 e 0,0031 , Формулу рекомендуется использовать для значений (7.6) 0,01 – 0,05 Па·с. Пример: Определите скорость всплытия газа в буровом растворе с пластической вязкостью = 0,020 Па·с, используя данные предыдущего примера ρ = 1680 кг/м3: Vпуз. реж 13100 0, 020,226 e 0,00311680 75, 45 м / час . По мере всплытия отдельные пузырьки начинают сливаться, образуя «снаряды», или газовые пробки. Для определения скорости и подъема газово205 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении го пузыря в трубе (в скважине без инструмента) в снарядном режиме течения Т. Уоллис предлагает зависимость: , Vт.снар k б.0,5 р g d тр б . р газ (7.7) k – коэффициент пропорциональности, k = 0,345. Принято считать наличие снарядного режима, когда hгаз.снаряда d тр (длина снаряда превышает пять диаметров трубы (скважины). Пример: Определите скорость всплытия газового пузыря в скважине диаметром 0,22 м для условий, взятых из предыдущих примеров, плотность газа ρгаз = 40 кг/м3: Vт.снар 0, 345 1680 0,5 9,81 0, 22 1680 40 0, 5 м / с 1800 м / час . Рассчитайте, через сколько времени газовый пузырь поднимется с глубины 2000 м до 500 м t 2000 500 / 1800 50 мин . Для определения скорости всплытия газового пузыря в снарядном режиме П. Гриффитс в предыдущей формуле уточняет величину коэффициента пропорциональности: Vк.снар k1 б.0,5 р g Dвн б . р газ , (7.8) где k1 f Dвн / Dн , Dвн – внутренний диаметр наружной трубы (скважины), м; Dн – наружный диаметр внутренней трубы, м. Соответственно k1=0,37 при Dн/ Dвн=0,44. k1=0,4 при Dн/ Dвн=0,6. k1=0,49 при Dн/ Dвн=0,8. Пример: Рассчитайте скорость всплытия газового пузыря в кольцевом пространстве Dн/ Dвн=0,127/0,22: Vк .снар 0, 4 1680 0,5 9,81 0, 22 1680 40 0, 58 м / с 2088 м / час . 206 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ 7.3. ПРИТОК ФЛЮИДА В СКВАЖИНУ Скорость притока в скважину увеличивается по мере увеличения мощности нефтяного пласта, вскрытой скважиной: Q 2 md P L , ln Rк / Rскв (7.9) где: Q – скорость притока, м3/с; md – проницаемость коллектора, м2; P – разность между пластовым и забойным давлениями, кгс/см2; L– длина участка, вскрытого скважиной, м; μ – вязкость флюида в пластовых условиях, Па∙с; Rк – радиус дренирования, м; Rскв – радиус скважины, м. Пример: md = 0,1·10-12 м2. P = 1,8 МПа. L = 3,0 м. μ= 0,003 Пас. ln(Rк / Rскв) = 6,9. Q 2 3,14 0,1 1012 1,8 105 3 16, 4 104 м3 / c. 0, 003 6,9 Таким образом, при вскрытом продуктивном пласте длиною всего 3 м при депрессии 1,8 МПа в течение 1 часа поступит чуть менее 0,6 м3 нефти. Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то расход газа в забойных условиях: Q 2 2 md Pпл2 Pзаб L Pзаб ln Rк / Rскв , (7.10) где Pпл – пластовое давление; Рзаб – забойное давление. 207 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Рассчитаем скорость притока газа в забойных условиях после вскрытия 1 м пласта с проницаемостью 0,0110-12 м2, вязкость газа в пластовых условиях 10-4 Пас, а Pпл = 32,0 МПа и Рзаб = 30,2 МПа: Q 2 3,14 0, 011012 32, 02 30, 22 1012 1 104 30, 2 106 6,9 0, 001 м3 / c . Т.е. в ствол скважины в течении 10 мин поступит 0,6 м3 газа. Совершенно, очевидно, газопроявление развивается стремительнее нефтепритока. 7.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНОГО ОБЪЁМА ПОСТУПЛЕНИЯ ФЛЮИДА В СКВАЖИНУ, ДОПУСТИМОГО ВНУТРЕННЕГО ДАВЛЕНИЯ, МАКСИМАЛЬНОГО ОБЪЕМА И ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ Каждая скважина в состоянии выдержать (обязана) поступление вполне определённого объёма пластового флюида. Но чтобы успешно провести операцию по глушению скважины, необходимо не допустить объема поступления пластового флюида более предельной величины. Эта величина рассчитывается из условия не допущения дополнительных осложнений, связанных с разрушением устьевого оборудования, нарушением целостности обсадных колонн, гидроразрывов пород в необсаженной части ствола скважины. 7.4.1. Предельный объём поступления флюида определяют по формуле: – газообразный флюид [ P ] S K VПР -6 [10-6 g ( Н h) Р – РПЛ Р], 10 ( г ) gРПЛ 7.11 – жидкий флюид VПР S min [10-6 gН Ру – РПЛ Р ], min 10-6 ( ф ) g 208 7.12 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ где: [Р] – допустимое внутреннее давление в рассматриваемом сечении, МПа; [Ру]min – наименьшее из допустимых давлений на устье, МПа; S – площадь поперечного сечения газовой пачки, м2; Smin – наименьшая площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2; К – коэффициент, учитывающий изменение температуры и сжимаемости газа с глубиной (см. рис. 7.2); ρ – плотность бурового раствора, кг/м3; ρг – плотность газа в рассматриваемом сечении, кг/м3; ρф – плотность флюида, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/сек2; Рпл – пластовое давление, МПа; Н – глубина залегания проявляющего пласта, м; h – глубина нахождения рассматриваемого сечения, м; ΔР – необходимое превышение забойного давления над пластовым МПа. Наиболее разрушительным и скоротечным является газопроявление, поэтому при незнании вида поступившего в скважину флюида предварительные расчёты (т.е. до вскрытия отложений, из которых возможно проявление), ведут с предположением, что поступил газ. Делают это для наиболее опасных сечений в скважине (устье, стык колонны, башмак обсадной колонны, пласт, склонный к гидроразрыву) до начала бурения для каждого возможного коллектора, вскрываемого скважиной. В процессе бурения при изменении геологических условий уточняют расчёты предельных объёмов поступления газа в скважину. Меньший предельный объём указывает на самое опасное сечение в скважине и является предельным для всей скважины. 7.4.2. Допустимое внутреннее давление в любом сечении обсаженной части ствола скважины, которые не следует превышать во время глушения скважины, находят из выражения: Р= к∙Ропр+10-6·ρопр·g·h, (7.13) где: Ролр – устьевое давление опрессовки рассматриваемой части обсадной колонны, МПа; 209 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении ρолр – плотность жидкости, на которой проводилась опрессовка рассматриваемой части обсадной колонны, кг/м3; к – коэффициент запаса, принимают равным 0,8 – 1,0, к = 0,8 для изношенной обсадной колонны. Допустимое внутреннее давление , МПа в необсаженной части ствола с учетом коэффициента запаса k = 0,95 находят из выражения: P k H , (7.14) где H – глубина нахождения пласта, м; – градиент давления гидроразрыва пласта, МПа/м. Пример: Определите предельный объем притока для следующих условий: Глубина скважины, м 6000. Проектируемое пластовое давление, МПа 98. Плотность бурового раствора, кг/м3 1770. Площадь сечения затрубного пространства, м2 0,023. Пласт склонный к гидроразрыву находится на глубине, м 5800. Давление гидроразрыва, МПа 110. 2 –х секционная обсадная колонна диаметром 245 мм. 1-я секция, м 3000 – 5000. 2-я секция, м 0 – 3000. Давление опрессовки, МПа 60. Плотность жидкости опрессовки, кг/м3 1000. Средняя температура бурового раствора, выходящего из скважины, 0С 50. Температура дневной поверхности, 0С 25. Геотермический градиент, 0С/100 м 3. Решение Определим допустимые внутренние давления для опасных сечений технической колонны и открытого ствола скважины: – устье скважины P у 0,8 60 48 МПа. 210 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ – стык секции обсадной колонны P ст 0,8 60 106 9,8 1000 3000 77, 4 МПа. – цементное кольцо башмака обсадной колонны P баш 0,8 60 106 9,8 1000 5000 97 МПа. – пласт на глубине 5800 м: P 5800 0,95 110 104,5 МПа. По номограмме 7.2 находят и коэффициент К. Для глубины продуктивного пласта градиент пластового давление 0,0163 МПа/м Kпл = 2,5; Куст = 1,0. Определим К = Кпл/Куст = 2,5/1,0 = 2,5. По графику находим ρгаз=310 кг/м3. Таким образом находим значения К и газ для других сечений. Определим предельный объем притока газа для важных сечений. – устье скважины: Vпр 48 0, 023 2,5 106 1770 9,8 6000 0 48 98 1, 2 104 м3 . 106 1770 310 9,81 98 – стык секций: Vпр 77, 4 0,023 1, 4 106 1770 9,8 6000 3000 77, 4 98 1, 2 55, 0 м3 . 106 1770 350 9,81 98 – башмак обсадной колонны: Vпр 97 0, 023 1, 05 106 1770 9,8 6000 5000 97 98 1, 2 33,1 м 3 . 10 6 1770 320 9, 81 98 211 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении – пласт наиболее слабый с точки зрения гидроразрыва: Vпр 104,5 0, 023 1 10-6 1770 9,8 6000 - 5800 104,5 - 98 -1, 2 8, 77 м3 . 10-6 1770 - 310 9,81 98 Из расчетов видно, что наиболее опасное сечение находится на глубине 5800 м. Принимаем для принятия дальнейших решений Vпр = 8,8 м3. Превышение поступления газа этой величины приведет во время глушения к поглощению бурового раствора на глубине 5800 м. Ошибки в оценки пластового давления для разведочных скважин не редки. Более того эту величину намерено занижают при составлении проекта на строительство скважины. Предположим, что пластовое давление может оказаться равным 105 МПа. Выполним расчеты определения предельного объема притока газа для Pпл = 105 МПа: – устье скважины: Vпр 48 0, 023 2,1 106 1770 9,8 6000 0 48 105 1, 2 70, 65 м3 . 106 1770 310 9,81 105 – стык секций: Vпр 77, 4 0, 023 1, 2 106 1770 9,8 6000 3000 77, 4 105 1, 2 33,9 м3 . 106 1770 350 9,81105 – башмак обсадной колонны Vпр 97 0,023 1 10-6 1770 9,8 6000 5000 97 105 1, 2 8,15 м3 . 10-6 1770 310 9,81105 212 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ – пласт на глубине 5800 м наиболее слабый с точки зрения гидроразрыва: Vпр 104,5 0, 023 1 10-6 1770 9,8 6000 5800 104,5 105 1, 2 2,8 м3 . 10-6 1770 310 9,81 105 Совершенно очевидно, что должно быть установлено особое наблюдение за изменением объема в приемных емкостях, чтобы обнаружить в самом начале поступление пластового флюида и успеть загерметизировать затрубное пространство, и не допустить превышения его предельного значения. Поэтому принята норма: «Увеличение объема притока пластового флюида в ствол скважины не должен превышать допустимую величину Vдоп, которую устанавливают равной ½ Vпр, но не более 1,5 м3» РД 39-0147009-544-87 «Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях». 7.5. УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП В подавляющем большинстве проводка скважин осуществляется при забойном давлении, превышающем пластовое давление. 7.5.1. В процессе механического бурения пластовый флюид поступает в скважину, когда пластовое давление превышает сумму гидростатического давления столба бурового раствора (РГ) и гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве (РГ.С.К.), т.е. РПЛ > РГ + РГ.С.К. , (7.15) Проявление может начаться сразу же после прекращения промывки, например, при наращивании бурильной колонны, ремонте насоса или в связи с окончанием бурения. Это значит, что пластовое давление во вновь вскрытом пласте уравновешивалось при бурении. Однако с прекращением циркуляции противодавления оказалось недостаточным. Условие возникновения проявления в данном случае имеет вид: РПЛ > РГ , 213 (7.16) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 7.5.2. Во время подъёма бурильной колонны газонефтеводопроявления возникают в результате снижения забойного давления, обусловленного колебаниями гидродинамического давления вследствие движения колонны труб ΔРД.П., явлений фильтрации, контракции, седиментации и температурных изменений в неподвижной части бурового раствора – ΔРС.Т., опорожнение скважины за счёт недолива (Δh) её буровым раствором – Δhρg. При этом условие возникновения проявления принимает вид: РПЛ > РГ – ΔРД.П. – ΔРС.Т. – Δhρg, (7.17) 7.5.3. При спуске колонны труб газонефтеводопроявления могут быть вызваны снижением гидростатического давления вследствие фильтрационно-контракционного и других эффектов в неподвижной части бурового раствора ниже долота и отрицательной составляющей гидродинамического давления, возникающей во время торможения колонны – ΔРД.С. Таким образом имеем условие: РПЛ > РГ – ΔРС.Т. – ΔРД.С. , (7.18) 7.5.4. В случае длительного отсутствия циркуляции, в том числе и при полностью поднятой бурильной колонне, проявления обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижном буровом растворе в результате упомянутых факторов. Следовательно, можно написать условие: РПЛ > РГ – ΔРС.Т., (7.19) При промывке скважины после спуска бурильной колонны забойное давление может уменьшаться за счёт подъёма по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объёма, особенно при подходе к устью скважины. 7.5.5. В процессе проведения промыслово – геофизических работ и перфорации колонны на снижение забойного давления оказывает длительное отсутствие промывки и гидродинамическое давление, возникающее при подъёме снаряда и насосно-компрессорных труб 214 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ 7.6. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ДАВЛЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ДВИЖЕНИИ КОЛОННЫ ТРУБ В главе «Инженерные расчеты» представлен один из вариантов определения гидродинамических давлений, возникающих при спускоподъемных операциях, но поскольку физическая природа сложна и многофакторна предлагаются другие проверенные многочисленными экспериментами и практикой методы расчета. 7.6.1. Предлагаемая расчетная зависимость учитывает важнейшие физические факторы, влияющие на величину гидродинамического давления, а именно скорость движения труб, его волновой характер, а также структурно-механические свойства бурового раствора: Pд S тр 4 L , a L Dскв Dтр Sк (7.20) где Pд – гидродинамическое давление, Па; – статическое напряжение сдвига, Па; Dскв – диаметр скважины, м; Dтр – наружный диаметр труб, м; 3 – плотность бурового раствора, кг/м ; L – длина колонны труб, м ; Sтр и Sк соответственно площади поперечного сечения труб и кольцевого пространства скважины, м2; α – ускорение, м/с2, в расчетах используют α = 0,32 Vcp; Vср – средняя скорость движения колонны, м/с. Пример: Определите величину гидродинамического давления при спуске труб на глубине 3500 м, диаметр скважины 0,216 м, диаметр бурильной колонны 0,127 м, плотность бурового раствора 1620 кг/м3, статическое напряжение сдвига – 8,0 Па скорость спуска – 0,8 м/с. Решение Pд 4 3500 8, 0 0, 0127 0,32 0,8 1620 3500 1258427 768096 2026532 Па 2, 03 МПа. 0, 216 0,127 0, 024 215 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 7.6.2. При спуске труб на больших глубинах наблюдается эффект запаздывания вытеснения бурового раствора что обусловлено сжатием всего объема в затрубном пространстве, инициируя давление под долотом . Когда это давление достигнет значение, которое способно сдвинуть раствор, начинается его движение. Только после подъема из скважины нескольких метров труб (некоторого объема металла труб) начинается движение жидкости, сопровождаемое резким падением уровня на устье. Давление, возникающее под долотом в результате деформаций в теле жидкости при спускоподъемных операциях, можно оценить по формуле: Ргд k Vсж , V0 7.21 V0 – объем бурового раствора в затрубном пространстве, подверженный деформациям (сжатие-спуск, растяжение-подъем), м3; Vсж – объем ушедший на сжатие (растяжение) в результате спуска (подъема) труб, м3; k – модуль объемного сжатия бурового раствора, МПа k =2370-3400 МПа (соответственно, для растворов плотностью от 1150 до 1950кг/м3). Пример: Определите давление, инициируемое под долотом при спуске колонны труб. Объем затрубного пространства V0 = 75 м3 .Объем, ушедший на сжатие до начала вытеснения бурового раствора из скважины V0 = 0,1 м3 плотность бурового раствора =1620 кг/м3 (принимаем к = 2950 МПа). Решение Ргд 2950 0,1 3,9 МПа. 75 216 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ 7.7. УМЕНЬШЕНИЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ, ВЫЗЫВАЕМОЕ ГАЗИРОВАННЫМ БУРОВЫМ РАСТВОРОМ 7.7.1. Метод 1 P 0, 07 б . р газ.б . р газ.б . р , (7.22) где б.р. – плотность негазированного бурового раствора, кг/м3; 3 газ.б.р. – плотность газированного бурового раствора, кг/м ; 2 ∆ – уменьшение гидростатического давления, кгс/см . Пример: Определите уменьшение гидростатического давления на забое, вызванное газированным буровым раствором, используя следующие данные: Плотность негазированного бурового раствора = 2156 кг/м3. Плотность газированного бурового раствора = 1078 кг/м3. Уменьшение гидростатического давления, 0, 07 2156 1078 кгс/см2 = 7, 0 кгс / см 2 . 1078 7.7.2. Метод 2 Снижение забойного давления по эмпирической формуле Стронга-Уайта: P 2, 3 б. р газ.б . р газ.б . р lg Pнач.гид , 7.23 где Pнач.гид – гидростатическое давление начальной плотности, кгс/см2. Пример: Определите уменьшение гидростатического давления на забое на глубине 4000 м, вызванное газированным буровым раствором, используя данные выше приведенном примере: 217 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Решение Гидростатическое давление столба бурового раствора плотностью 2156 кг/м3: 3 Pнач.гид 9,8 2156 4000 84515200 Па 84,5 МПа или 862 кгс/см . Уменьшение гидростатического давления: P 2,3 2156 1078 1078 lg 862 6, 75 кгс / см3 . 7.7.3. Уменьшение гидростатического давления, вызванного поступлением газа и приростом объема в приемных емкостях град б . р P vкол Vпр , 7.24 где: P – уменьшение забойного давления, кгс/см2; град б . р – градиент давления бурового раствора, кгс/см2/м; vкол – погонный объем кольцевого пространства, м3/м; Vпр – прирост объема в приемных емкостях, м3. Пример: град б . р = 0,124 кгс/см2/м; vкол = 0,024 м3/м ; Vпр = 3,0 м3. Решение: 0,124 2 P 3, 0 15,5 кгс / см . 0, 024 218 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ 7.7.4. Максимальное устьевое давление в результате газопроявления (буровой раствор на водной основе) и герметизации затрубного пространства: Pуст. мах 0, 00873 Pпл Vпр глуш vкол , 7.25 где: Pуст. мах – максимальное устьевое давление в результате газопроявления в буровом растворе на водной основе, кгс/см2; Pпл – пластовое давление, кгс/см2; Vпр – прирост объема в приемных емкостях, м3; глуш – плотность бурового раствора для глушения, кг/м3; vкол – погонная вместимость кольцевого пространства, м3/м. Пример: Pпл =760 кгс/см2; Vпр = 3,0 м3; глуш = 1620 кг/м3; vкол = 0,02636 м3/м. Решение: Pуст. мах 0, 00873 760 3, 0 1620 103,3 кгс / см 2 . 0, 02636 7.7.5. Максимальный прирост объема в приемных емкостях в результате вымыва поступившего газа (буровой раствор на водной основе) и максимальное давление на устье: Vмах.пр 91, 7 Pпл Vпр vк б . р 219 , 7.26 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где: Vмах.пр – максимальный прирост объема в приемных емкостях в результате газопроявления в буровом растворе на водной основе, м3; Pпл – пластовое давление, кгс/см2; Vпр – исходный прирост объема в приемных емкостях, м3; vкол – погонная вместимость кольцевого пространства, м3/м; б . р – плотность бурового раствора для глушения, кг/м3. Пример: Pпл = 760 кгс/см2; Vпр = 3,0 м3; vкол = 0, 02636 м3/м (0,216 0,114 м); б . р = 1620 кг/м3. Решение: Vмах.пр 91, 7 760 3, 0 0, 02636 17, 7 м3 . 1620 7.7.6. Максимальное давление на устье при вымыве пластового флюида при поддержании забойного давления ваше пластового Максимальное давление на устье при вымыве газовой пачки при достижении ею дросселя на растворе, при котором произошло проявление, рассчитывают по формуле: Pмах 0,5 ( Pзаб 10 6 б . р gH ) P заб 106 б . р gH 4 g б . р 2 PзабV0 KS (7.27) где V0 – объем поступившего в скважину газа, м3; Pзаб Pпл P принятое забойное давление, МПа. Принимают значение забойного давления при глушении на 1,0 – 1,5 МПа больше пластового. Максимальное давление на заданной глубине при ликвидации газопроявления, если газ вымывается раствором той же плотности, что и в скважине: 220 Глава 7 Pмах 0,5 ( Pзаб 106 б . р g H H1 ) ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ P заб 106 б . р g ( H H1 4 g б . р 2 PзабV0 7.28 KS Пример: В процессе бурения произошло газопроявление. Определить максимальное ожидаемое во время глушения проявления давление на устье скважины и под башмаком обсадной колонны при следующих условиях: глубина скважины 3400 м, глубина башмака обсадной колонны H1= 1600 м, давление в бурильных трубах Pиз.т=2,4 МПа, плотность бурового раствора 1280 кг/м3, объем проявления 2,0 м3, пластовая температура 334 0К, температура газа на устье 325 0К и в сечении башмака колонны 330 0К, площадь поперечного сечения кольцевого пространства 0,0345 м2, газ из скважины вымывают без утяжеления бурового раствора по двухстадийному методу (первая стадия – вымыв пластового флюида на первначальной плотности бурового раствора; вторая стадия – перевод скважины на раствор большей плотности). Решение Находим пластовое давление: Pпл g H Pиз.т 106 1280 9,8 3400 2, 4 45 МПа. Принимаем значение забойного давления при вымыве газа на 1,0 МПа больше пластового, т.е. 46 МПа. Определим величину К, учитывающий изменение сжимаемости и температуры газа по глубине скважины. Воспользуемся номограммой по рис.2. Для глубины проявляющего пласта H= 3400 м эквивалентный градиент давления = 45 100/3400 = 1,32 МПа/100 м – Кпл = 1,56, а для глубины башмака колонны – Кбаш = 1,1. Окончательно К = Кпл/Кбаш = 1,56 / 1,1 = 1,42. Максимальное ожидаемое давление под башмаком обсадной колонны: 221 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Pмах Инженерные расчеты при бурении 46 106 1280 9,8 3400 1600 ) 0,5 2 45 2 24, 4 МПа. 6 6 46 10 1280 9,8 3400 1600 4 10 9,8 1280 1, 42 0, 0345 Максимально ожидаемое давление на устье: Pмах 46 106 9,8 1280 3400 0, 5 6, 7 МПа. 2 45 2 6 6 46 10 9,8 1280 3400 4 10 9,8 1280 1, 45 0, 0345 Объем, который займет газовая пачка, дошедшая до устья (это соответствует увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях) рассчитывается по формуле: Vмах Pпл V0 , 7.29 K Pмах Рассчитаем объем газовой пачки у устья скважины для выше представленных условий: Vмах 45 2 12, 2 м3 . 1,1 6, 7 7.8. ФАКТОР СОПРОТИВЛЕНИЯ ФЛЮИДОПРОЯВЛЕНИЮ, ИЛИ КОЭФФИЦИЕНТ ТОЛЕРАНТНОСТИ (Kтол) K тол H баш max б . р , 7.30 H заб где H баш – глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м; H заб – глубина забоя по вертикали, м; 222 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ max – максимальная допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; б . р – плотность используемого бурового раствора, кг/м3. Пример: Определите фактор сопротивления флюидопроявлению (Kтол), используя следующие данные: Максимально допустимая плотность бурового раствора – 1700 кг/м3 (по данным испытания на утечку); Плотность используемого бурового раствора -1200 кг/м3; Глубина башмака обсадной колонны по вертикали – 1200 м; Глубина скважины по вертикали – 3050 м. K тол 1200 1700 1200 197 кг / м 3 . 3050 Максимальное устьевое давление исходя из данных по сопротивлению флюидопроявлению Pустьевое 10 6 K тол g L , 7.31 Пример: Определите максимальное устьевое давление, используя данные предыдущего примера: Рустьевое 106 197 3048 9,81 5,89 МПа. Максимальное пластовое давление (Pпл), которое можно контролировать при закрытии скважины на устье: Pмах.пл K тол б.р g H заб , 7.32 где Pмах.пл – максимальное контролируемое пластовое давление, МПа; K тол – коэффициент толерантности, кг/м3; б.р – плотность используемого бурового раствора, кг/м3; H заб – глубина забоя (проявившего пласта) по вертикали, м. 223 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Пример: Определите максимальное пластовое давление ( Pмах.пл ), которое можно контролировать при закрытии скважины на устье, используя следующие данные: Данные: Фактор толерантности флюидопроявлению – 200,0 г/м3; Плотность бурового раствора – 1200 кг/м3; Глубина по вертикали – 3000 м. Решение Pмах.пл 106 200 1200 9,81 3000 41, 2 МПа . Максимально возможная высота столба притекшего флюида, при которой будет достигнуто максимально допустимое затрубное давление в закрытой скважине (hмах.флюида) hмах.флюида Pустьевое g б . р флюида , 7.33 флюида – градиент давления притекшего флюида, кг/м3/м; б . р – градиент давления используемого бурового раствора, кг/м3/м; hмах.флюида – высота столба притекшего флюида, м; Pустьевое – максимально допустимое давление на устье закрытой скважины. Пример: Определите высоту столба притекшего флюида, в метрах, при которой будет достигнуто максимально допустимое затрубное давление в закрытой скважине ( Pk .max ), используя следующие данные: Данные: Максимально допустимое затрубное давление в закрытой скважине – 6,1·106 Па. Градиент давления бурового раствора – 1217 кгс/м3/м. Градиент давления притекшего флюида – 280 кгс/м3/м. 224 Глава 7 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ hмах.флюида 6,1 106 1217 280 762 м. 9,8 Высота столба притекшего флюида = 762 м. 225 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 8. ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ (ГНВП) 8.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Записанные заранее данные Исходная плотность бурового раствора (ρб.р) __________________ кг/м3. Глубина по инструменту (H) ________________________________ м. Давление подачи раствора для глушения (Pиз.т) ________ МПа. Объем бурильной колонны (Vвн.б.к). Погонный объем бурильных труб _____ м3/м × __________ длина, м = ____________________ м3. Погонный объем УБТ _____ м3 × __________ длина, футов, м = ____________________ м3. Итого объем бурильной колонны _______________________ м3. Объем затрубного пространства (Vзатр). УБТ / открытый ствол. Погонный объем _______ м3/м × _____________длина , м = ________ м3. Бурильная труба / открытый ствол Погонный объем _______ м3/м × _____________длина, м = ________ м3. 226 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ УБТ / обсадная колонна Погонный объем _______ м3/м × _____________длина, м = ________ м3. Бурильная труба / обсадная колонна Погонный объем _______ м3/м × _____________длина, м = ________ м3. Итого в открытом стволе ____________________________________ м3. Всего объем затрубного пространства _______________________ м3. Данные по насосам Давление на стояке при – подаче Q1 = л/с насосом №1, диаметр втулки мм, число ходов поршня (плунжера) МПа – подаче Q2 = л/с насосом №2, диаметр втулки мм, число ходов поршня (плунжера) МПа. Время на промывку 1 насосом от устья к забою уст Vвн.б.к /60Q1 мин от забоя к устью заб = Vзатр /60Q1 мин цикла циркуляции tцикл=( Vвн.б.к+ Vзатр)/ 60Q1 мин 2 насосом от устья к забою уст Vвн.б.к /60Q2 мин от забоя к устью заб Vзатр /60Q2 мин цикла циркуляции tцикл=( Vвн.б.к+ Vзатр)/ 60Q2 мин. Максимально допустимое давление в обсадной колонне при закрытом устье: Испытание прибашмачной зоны на утечку (Pопр) _____ МПа при использовании раствора удельного веса _______ кг/м3 при глубине спуска обсадной колонны _______ м по вертикали. 227 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Необходимое превышение забойного давления над пластовым при глушении принимают ∆Р = 1,0 – 1,5 МПа. Данные по флюидопроявлению Давление в бурильной колонне в закрытой скважине (Pиз.т) _______ МПа. Давление в обсадной колонне в закрытой скважине (Pиз.к) _______ МПа. Прирост объема в приемных емкостях __________________ м3. Глубина по вертикали ______________________________ м. 8.2. ВЫЧИСЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ Плотность раствора глушения (ρглушения) глушения б . р Pиз.т P , 8.1 gH Начальное циркуляционное давление (Pнач) Pнач Pг .с Pиз .т P , 8.2 Конечное циркуляционное давление ( Pкон ) при промывке с плотностью глушения Pкон Pг .с глушения , 8.3 б . р Пример: Используйте следующие данные, чтобы заполнить лист глушения скважины: 228 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Данные: Исходная плотность бурового раствора – 1150 кг/м3; Глубина по инструменту – 3200 м; Давление глушения при Q1 –7 МПа; Давление глушения при Q2 – 4,2 МПа. Бурильная колонна: Погонная вместимость бурильной трубы 127 мм – 0,0093 м3/м; Погонная вместимость УБТ 203мм -– 0,0045 м3/м; Длина УБТ – 109,7 м; Затрубное пространство: диаметр скважины – 0,311 м; Погонная вместимость кольцевого пространства УБТ – открытый ствол – 0,0436 м3/м; Погонная вместимость кольцевого пространства бурильная труба Открытый ствол – 0,0634 м3/м; Погонная вместимость кольцевого пространства бурильная труба – обсадная колонна – 0,0680 м3/м. «Буровой насос трехпоршневой УНБТ – 950А втулки 160 мм: при частоте ходов 115 – Q = 30 л/с; при частоте ходов 75 – Q = 20 л/с при КПД 90 %; Испытание прибашмачной зоны на утечку раствором – 1130 кг/м3; Глубина спуска обсадной колонны – 1219 м; Давление в бурильной колонне при закрытом устье – 3,3 МПа; Давление в обсадной колонне при закрытом устье – 4,1 МПа; Прирост объема в приемных емкостях – 5,6 м3; Глубина по вертикали – 3048 м. Объем бурильной колонны Вместимость бурильных труб 0,0093 м3/м 3090 м = 28,74 м3; Вместимость УБТ 0,0045 м3/м 110 м = 0,495 м3; Итого объем бурильной колонны 28,74 + 0,495 = 29,235 м3. Объем затрубного пространства УБТ/открытый ствол 0,0436 м3/м 110 = 4,79 м3. Бурильные трубы / открытый ствол 0,0634 м3/м 1871 м =118,7 м3; Бурильные трубы / обсадная колонна 0,0680 м3/м 1219 м = 82,9 м3; Итого объем затрубного пространства 4,79+118,7+82,9= 206,3 м3. 229 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Время на промывку первым насосом: От устья к забою tуст= Vвн.б.к /Q1 = 29,23 / (6030) = 16,23 мин; От забоя к устью tзаб= Vзатр /Q1 = 206,3/(6030) = 114,6 мин; Цикл промывки tцикл=(29,23+206,3)/(6030)=130,83 мин. Время на промывку вторым насосом: От устья к забою tуст= Vвн.б.к /Q2 = 29,23 / (6020) = 24,36 мин; От забоя к устью tзаб = Vзатр /Q2 = 206,3/(6020) = 171,9 мин; Цикл промывки tцикл=(29,23+206,3)/(6020)=196,23 мин. Плотность раствора глушения (глушения). глушения 1150 3,3 1, 0 106 1287 кг / м3 . 9,8 3200 Начальное циркуляционное давление (Pнач) При работе насосом с подачей 30 л/с. Pнач 7, 0 3,3 1, 0 11,3 МПа . При работе насосом с подачей 20 л/с Pнач 4, 2 3,3 1, 0 8, 0 МПа . При глушении скважины во избежания дополнительных осложнений лучше использовать насос с меньшей подачей. Существует правило о снижении подачи насоса при глушении в двое по отношении к подачи насосов при углублении скважины. Конечное циркуляционное давление (Pкон) При промывке с плотностью глушения Pкон 4, 2 1287 4, 7 МПа . 1150 230 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ 8.3. ЛИСТ ГЛУШЕНИЯ ДЛЯ СИЛЬНОНАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ Если флюидопроявление получено в сильнонаклонной скважине, то циркуляционное давление может оказаться чрезмерным, когда буровой раствор с достаточной для глушения плотностью дойдет до точки начала отклонения. Если давление чрезмерное, диаграмму давлений нужно разделить на два участка: 1) от поверхности до точки начала отклонения; 2) от точки начала отклонения до забоя. При этом используются следующие вычисления: Определите время работы насоса от устья до точки начала отклонения ( tт.откл ): tт.откл vб .т hт.откл , 8.4 Q Определите время работы насоса от точки начала отклонения до забоя ( tт.о. заб ): tт.о. заб vб .т hт.о. заб , 8.5 Q Плотность раствора глушения ( глушения ): глушения б . р Pиз.т P , 8.6 gH Начальное циркуляционное давление ( Pнач ) : Pнач Pг .с Pиз .т P , 8.7 Конечное циркуляционное давление ( Pкон ) : 231 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Pкон Pг .с Инженерные расчеты при бурении глушения , б . р 8.8 Увеличение гидростатического давления от устья до точки начала отклонения ( Pгид.ст ): Pгид.ст 10-6 гл б . р hт.откл g , 8.9 Увеличение давление из-за гидравлических потерь до точки начала отклонения ( Pгид.пот ): Pгид.пот Pкон Pн hт.откл , 8.10 L Циркуляционное давление, когда буровой раствор глушения дошел до точки начала отклонения ( Pнач.откл ): Pнач .откл Pн Pгид.ст Pгид.пот , 8.11 Пример: Исходная плотность бурового раствора (ρб.р) = 1150 кг/м3. Глубина по инструменту (Lинстр) = 4570 м. Глубина по инструменту в точке начала отклонения = 1500 м. Глубина по вертикали в точке начала отклонения = 1500 м. Давление подачи раствора при глушении скважины при 10,8 л/с =5,6 МПа. Подача насоса= 21,6 л/с. Погонный объем бурильных труб= 0,0092 м3. Трубное давление в закрытой скважине (Pиз.тр) = 5,6 МПа. Глубина забоя по вертикали (Lверт) = 3 000 м. Решение: Время работы насоса от устья до точки начала отклонения: 232 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ tт.откл 0, 0092 1500 / 21, 6 10, 65 мин. Определите время работы насоса от точки начала отклонения до забоя ( tт.откл ): tт .о. заб 0, 0092 4570 1500 / 21, 6 21,8 мин. Время промывки от устья к забою = 10,65 + 21,8 = 32,45 мин. Плотность бурового раствора глушения ( глушения ): глушения 1150 106 5, 6 1, 0 1374 кг / м3 . 9,8 3000 Начальное циркуляционное давление ( Pнач ): Pнач 5, 6 4, 2 1, 0 10,8 МПа . Конечное циркуляционное давление ( Pкон ): Pкон 4, 2 1374 5, 0 МПа . 1150 Увеличение гидростатического давления ( Pгид.ст ) от поверхности до точки начала отклонения: Pгид.ст 10 6 1374 1150 9,8 1500 3, 2 МПа. Увеличение давления из-за гидравлических потерь ( Pгид.пот ) до забоя: Pгид.пот 5, 0 4, 2 1500 0, 26 МПа. 4570 233 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Циркуляционное давление ( Pнач.откл ), когда раствор глушения дойдет до точки начала отклонения: Pнач.откл 10,8 3, 2 0, 26 7,86 МПа. 8.4. ПРЕДВИДЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ НЕ ДОСТАТОЧНОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ 8.4.1. Максимальное устьевое давление в случае, когда пластовое давление оказывается выше ожидаемого (проявление произошло при углублении) и скважина оказалось заполнена газом Обычно для определения максимального ожидаемого устьевого давления используются два метода: Метод 1: Используется, когда предполагается, что будет встречено на забое максимальное пластовое давление (из-за не достаточной изученности вскрываемого разреза): Шаг 1 Определите максимальное пластовое давление ( Pпл. мах ): Pпл. мах 106 б . р K тол g L, 8.12 где K тол – запас прочности с учетом возможной ошибки в определении пластового давления, чтобы учесть в расчетах по определению нагрузок на промежуточную колонну, кг/м3. Шаг 2 Исходя из допущения, что 100% бурового раствора выброшено из скважины, определите гидростатическое давление газа в скважине ( Pг .газа ): ПРИМЕЧАНИЕ: Иногда вместо 100% выброшенного из скважины бурового раствора учитывают 70% или 80%. 234 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Pг . газа газа L , 8.13 Шаг 3 Определите максимальное ожидаемое устьевое давление ( Pус. мах ): Pус . мах Pпл. мах Pг . газа 8,14 Пример: Проектная глубина скважины =3657 м. Максимальная плотность бурового раствора, которая будет использоваться при бурении скважины= 1438 кг/м3. Запас прочности= 480 кг/м3. Градиент давления газа= 2,7110-3 МПа/м. Исходим из допущения, что из скважины будут выброшены 100% бурового раствора. Шаг 1 Pпл. мах 10 6 1438 480 9,81 3657 68,8 МПа. Шаг 2 Pг .газа 2, 71 10 3 3657 9, 91МПа. Шаг 3 Pус. мах 68,8 9, 91 58,89 МПа. Метод 2: Используется, когда предполагается, что максимальное давление в скважине достигает гидроразрыва пород у башмака обсадной колонны: Шаг 1 Определите давление гидроразрыва, МПа: 235 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Pгид. раз 106 гид. раз K тол g H баш , 8.15 где Pгид. раз – давление гидроразрыва пласта под башмаком обсадной колонны, МПа; гид. раз – предполагаемый градиент давления гидроразрыва, кг/м3; K тол – запас прочности, кг/м3; H баш – глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м. ПРИМЕЧАНИЕ: Запас прочности (в виде дополнительной плотности бурового раствора) добавляется, чтобы гарантировать, что гидроразрыв пород произойдет прежде, чем будет превышено номинальное давление противовыбросового оборудования. Шаг 2 Определите гидростатическое давление газа в скважине ( Pг .газа ): Pг .газа газа L , 8.16 Шаг 3 Определите максимальное ожидаемое устьевое давление ( Pус. мах ), МПа: Pус . мах Pгид. раз Pг .газа , 8.17 Пример: Проектная глубина спуска обсадной колонны= 1200 м; Предполагаемый градиент давления гидроразрыва=1700 кг/м2·м; Запас прочности = 120 кг/м3; Градиент давления газа = 0,12∙ 10 МПа/м; Исходите из допущения, что из скважины будут выброшены 100% бурового раствора. Шаг 1 Pгид. раз = (1701+120) ·9,81·1200·10-6= 21,43 МПа. 236 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Шаг 2 Pг .газа 2, 71 10 3 1200 3, 25МПа. Шаг 3 Pус. мах 21, 43 3, 25 18, 2 МПа. 8.4.2. Максимально допустимая плотность раствора исходя из данных испытания на утечку ( мах.ут ) мах. ут 106 Р утечки H баш g б . р. , 8.18 где мах . ут – максимальная допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; Рутечки – давление утечки, МПа; H баш – глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м; б . р. – плотность используемого бурового раствора, кг/м3. Пример: Определите максимально допустимую плотность бурового раствора, используя следующие данные: Давление утечки = 7,26 МПа. Глубина башмака обсадной колонны по вертикали = 1200 м. Плотность используемого бурового раствора= 1200 кг/м3. мах 106 7, 26 1200 1817 кг / м3 . 1200 9, 81 8.4.3. Максимально допустимое давление в обсадной колонне при закрытом устье ( Pм.доп. затр ): Pм.доп. затр 106 max б . р. g H баш 237 8.19 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где max – максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; б . р. – плотность используемого бурового раствора, кг/м3; H баш – глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м. Пример: Определите максимально допустимое затрубное давление в закрытой скважине, используя следующие данные: Максимально допустимая плотность бурового раствора= 1797 кг/м3; Плотность используемого бурового раствора=1462 кг/м3 ; Глубина башмака обсадной колонны по вертикали=1200 м. Pм .доп. затр 10 6 1797 1462 9,81 1200 3, 94 МПа. 8.5. ГЛУШЕНИЕ ГНВП, ВОЗНИКШИХ ВО ВРЕМЯ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ Поступают в зависимости от сложившейся ситуации: – восстанавливают циркуляцию и вымывают пластовый флюид из скважины (долото находится недалеко от забоя); – закачивают под давлением буровой раствор на поглощение (если имеется поглощающий пласт); – продолжают спуск труб через противовыбросовое оборудование под давлением. 8.5.1. Расчеты подъема/спуска под давлением Точка перехода принудительного подъема и спуска Пример: Используйте следующие данные для определения точки перехода: Данные: Плотность бурового раствора= 1498 кг/см2. УБТ (158,75 мм – 74,4 мм) = 123,7 кг/м. Длина УБТ= 84,1 м. Бурильные трубы= 0,127 м. Погонный вес бурильных труб = 27,3 кг. 238 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Давление в закрытой скважине = 167,5 кг/см2. Коэффициент плавучести = 0,8092. Определите силу, кг, создаваемую давлением в скважине на УБТ диаметром 158,75 мм: Выталкивающая сила, Н = 104 0,785 (0,158,75)2 167,5 = 33137 кг. Определите вес утяжеленных бурильных труб (УБТ): Вес, кг = погонный вес УБТ, кг/м × длина УБТ, м × коэффициент плавучести. Вес УБТ = 123,7 84,1 0,8092 = 8418 кг. Дополнительный вес, требующийся от бурильных труб: Вес бурильных труб, кг = сила, создаваемая давлением в скважине, кг – вес УБТ, кг. Вес бурильных труб = 33137 – 8418 = 24719 кг. Длина бурильных труб, требующаяся для достижения точки перехода: Lбур.т (Gбур.т / vбур.т ) k пл , (8.20) где Lбур .т – длина бурильных труб, м; Gбур.т – требующийся вес бурильных труб, кг; vбур .т погонный вес бурильных труб, кг/м; k пл – коэффициент плавучести; Lбур .т = 24719 кг ÷ (27,3 0,8092) = 1120 м. Длина бурильной колонны, требуемая для достижения точки перехода (после которой станет возможен спуск инструмента под собственным весом): Длина бурильной колонны, м = 84,1 + 1120 = 1204,1 м. Минимальное устьевое давление перед тем, как становится возможным спускать инструмента через ПВО под собственным весом: Pмин. уст q убт l / s убт , 8.21 где Pмин. уст – минимальное устьевое давление, кгс/см2; 239 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении q убт – вес одного погонного метра трубы, кг; l – длина свечи, м; s убт – площадь поперечного сечения УБТ, м2. Пример: УБТ – наружный диаметр 178 мм × внутренний диаметр 90 мм . Длина одной свечи = 28 м. Вес одного погонного метра УБТ = 156 кг/м. Pмин. уст = (156 кг/м 28 м)/0,784 (0,178)2 104 = 17,6 кгс/см2. Объем бурового раствора, который необходимо стравливать ( Vстр ), чтобы поддерживать постоянное забойное давление при подъеме газового пузыря. Если в скважину спущены трубы: Vстр p vоб .кол б . р , 8.22 где: Vстр – объем бурового раствора, который необходимо стравливать из скважины, чтобы поддерживать постоянное забойное давление при подъеме газового пузыря, м3; p – ступени увеличения давления, на которые будет разрешаться рост затрубного давления, МПа; vоб .кол – погонная вместимость кольцевого пространства, м3/м; б . р – градиент давления бурового раствора, МПа/м. Пример: Увеличение затрубного давления на 1 ша = 7 кгс/см2. Градиент давления бурового раствора =0,1600 кг/см2·м. Погонный объем кольцевого пространства = 0,0634 м3/м. Vстр 0, 7 0, 0634 2, 78 м3 . 0,1600 Если в скважине труб нет: 240 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Vстр p vоб .скв б . р , 8.23 где: vоб .скв – погонный объем скважины или обсадной колонны, м3/м. Пример: Увеличение затрубного давления на 1 шаг = 7 кгс/см2. Градиент давления бурового раствора = 0,1600 кгс/см2/м. Погонная вместимость ствола скважины = 0,0761 м3/м. Vстр 7 0, 0761 3,33 м3 . 0,1600 8.6. РАСЧЕТЫ С ПОДВОДНЫМ УСТЬЕВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ Уменьшение давления в обсадной колонне при работе штуцера. При выводе скважины на штуцер при подводном блоке превенторов давление в обсадной колонне (затрубное давление) необходимо откорректировать с учетом уменьшения на величину падения давления (гидравлических потерь) в штуцерной линии: Pк .штуцер Pк . закрытое Pштуцер , 8.24 где Pк .штуцер – уменьшенное затрубное давление при работе на штуцере; Pк . закрытое – затрубное давление в закрытой скважине; Pштуцер – потери давления в штуцерной линии. Пример: Давление в обсадной колонне (затрубное давление) в закрытой скважине P ( к . закрытое ) = 6,0 МПа. Потери давления в штуцерной линии ( Pштуцер ) = 2,1 МПа. 241 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Уменьшенное затрубное давление = 6,0 МПа – 2,1 МПа = 3,9 МПа. Максимально допустимая плотность бурового раствора, при подводном блоке противовыбросовых превенторов, исходя из данных испытания на утечку зоны башмака обсадной колонны ( мак ) Pутечки g б . р , 8.25 H баш мак 106 где мак – максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; Pутечки – давление испытания на утечку зоны башмака ОК, МПа; H баш – глубина от стола ротора до башмака ОК по вертикали, м; б . р – плотность используемого бурового раствора, кг/м3. Пример: Давление испытания на утечку = 5,6 МПа. Глубина башмака ОК по вертикали от стола ротора = 1200 м. Плотность применяемого бурового раствора = 1100 кг/м3. мак 10 6 5, 6 / 1200 9,8 1100 1576 кг / м 3 . Максимально допустимое давление в обсадной колонне (затрубное давление) ( Pмак . уст ): Pмак . уст 106 мак б . р g H баш , 8.26 где мак – максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; б . р – плотность используемого бурового раствора, кг/м3; H баш – глубина башмака ОК по вертикали от стола ротора, м. Пример: Максимально допустимый удельный вес бурового раствора = 1595 кг/м3. 242 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Удельный вес применяемого бурового раствора = 1377 кг/м3. Глубина башмака ОК по вертикали от стола ротора = 1200 м. Pмак . уст 10 6 1595 1377 9,8 1200 2, 56 МПа . Давление разрыва обсадной колонны – подводное противовыбросовое оборудование: Шаг 1 Определите внутреннее давление, при котором напряжения в теле обсадной трубы достигают предела текучести, из справочного руководства сервисной компании, проводящей цементирование, раздел «размеры и прочность». Шаг 2 Введите поправку во внутреннее давление, при котором напряжения в теле обсадной трубы достигают предела текучести, за коэффициент безопасности. Некоторые компании-операторы используют коэффициент 80%, другие – 75%, а некоторые – 70%. Исправленное внутреннее давление достижения предела текучести, МПа = (внутреннее давление достижения предела текучести) × коэффициент безопасности. Шаг 3 Определите гидростатическое давление (Pг.с) используемого бурового раствора: ПРИМЕЧАНИЕ: Глубина измеряется от стола ротора до дна моря и включает высоту стола ротора над уровнем моря плюс глубина моря Pг .с б . р g H Шаг 4 Определите гидростатическое давление, создаваемое морской водой (Pг.с.вод; Па): Pг .с.вод мор .вод g H мор , 243 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где мор .вод – плотность морской воды, кг/м; H мор – глубина моря, м. Шаг 5 Определите давление разрыва обсадной колонны ( Pраз.об .к ): Pраз .об .к Pтек . Pг .с Pг .с .вод , (8.27) где Pтек . – исправленное внутреннее давление достижения предела текучести, МПа. Пример: Определите давление разрыва обсадной колонны, при подводном блоке ПВО, используя следующие данные: Данные: Плотность бурового раствора = 1200 кг/м3. Плотность морской воды = 1040 кг/м3. Высота стола ротора над поверхностью моря = 15 м. Глубина воды = 455 м. Поправочный коэффициент (коэффициент безопасности) = 80%. Шаг 1 Определите внутреннее давление достижения предела текучести для обсадной колонны из справочника по «Бурению нефтяных и газовых скважин» или « Инструкции по расчету обсадных колонн», 1997 г.: Обсадная колонна 245 мм – C-75, 75,5 кг/м. Внутренне давление достижения предела текучести в теле трубы = 518 кгс/см2. Шаг 2 Введите поправку в значение внутреннего давления достижения предела текучести за коэффициент безопасности: Исправленное давление достижения предела текучести = 518 0,80 = 414,9 кгс/см2. 244 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Шаг 3 Определите гидростатическое давление, оказываемое используемым буровым раствором: Pг .с 1200 9,8 455 15 5527200 Па 56, 3 кгс / см 2 . Шаг 4 Определите гидростатическое давление, оказываемое морской водой: Pг .с.вод 1040 9,8 455 4637360 Па 47, 3 кгс / см 2 . Шаг 5 Определите давление разрыва обсадной колонны: Pраз .об .к 414, 9 56, 3 47, 3 405, 9 кгс / см 2 . Рассчитайте падение давления в штуцерной линии ( Pштуцер . лин ), кгс/см2 Pштуцер. лин 1012 3,5 б . р L Q1,86 d 4,86 , 8.28 где Pштуцер . лин – потери давления в штуцерной линии, кгс/см2; б . р – плотность бурового раствора, кг/м3; L – длина штуцерной линии, м; Q – расход потока, л/с; d – внутренний диаметр штуцерной линии, м. Пример: Определите падение давления в штуцерной линии ( Pштуцер . лин ), кгс/см2 , используя следующие данные: Данные: Плотность бурового раствора = 1677 кг/м3. Длина штуцерной линии = 609,6 м. 245 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Расход потока = 14,2 л/с. Внутренний диаметр штуцерной линии = 0,0635 м. Pштуцер. лин 1012 3,5 1677 609, 6 14, 21,86 32,8 кгс / см 2 . 0, 06354,86 8.7. МИНИМАЛЬНАЯ ГЛУБИНА УСТАНОВКИ НАПРАВЛЕНИЯ Пример: Используя следующие данные, определите минимальную глубину установки направления от дна моря: Данные: Глубина воды = 137,16 м. Градиент давления морской воды= 0,1 кгс/см2/м= 1000 кг/м2/м. Высота стола ротора над поверхностью моря = 18,3 м. Градиент давления гидроразрыва породы = 0,1591 кгс/см2/м =1591кг/м2/м. Максимальная плотность бурового раствора (которая будет использовать при бурении этого интервала = 1078 кг/м3. Шаг 1 Определите давление гидроразрыва породы: Давление гидроразрыва = 137,15 1000 + 1591 у = 103 137,15 + 103 1,591у. Шаг 2 Определите гидростатическое давление столба бурового раствора: Гидростатическое давление столба бурового раствора = 1039,81 (137,15 +18,3 +у). Шаг 3 Минимальная глубина установки направления: Прировняв уравнения по шагу 1 и шагу 2: 103 137,15 + 103 1,591у = 3 10 9,81 (137,15 +18,3 +у). Решаем относительно «у» получим установку кондуктора на глубине 51,3 м. 246 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Таким образом, минимальная глубина установки направления составляет 51,3 м от дна моря. 8.7.1. Максимальная плотность бурового раствора на выходе из скважины Пример: Используя следующие данные, определите максимальный удельный вес бурового раствора, который можно применять на выходе из скважины. Данные: Глубины. Высота стола ротора над уровнем моря= 22,9 м. Глубина моря= 183 м. Глубина башмака направления = от стола ротора, 373,4 м. Градиент давления морской воды= 1000 кг/м2/м. Градиент давления гидроразрыва породы= 1357 кг/м2/м. Шаг 1 Определите полное давление на глубине башмака обсадной колонны: Давление на глубине башмака направления = 1357 (373,4 – 183 – 22,9) + (1000 183) = 41 кгс/см2. Шаг 2 Определите максимальную плотность бурового раствора: Максимальная плотность бурового раствора = 105 41/9,8 373,4 = 1120 кг/м3. 8.7.2. Уменьшение забойного давления при отсоединении водотделяющей колонны Пример: Используйте следующие данные и определите уменьшение забойного давления, которое произойдет, если отсоединить водоотделяющую колонну: Данные: Высота стола ротора над уровнем моря = 22,9 м. Глубина моря=213,4 м. Градиент давления морской воды= 1000 кг/м2/м. Глубина скважины= 615,7 от стола ротора. 247 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Плотность бурового раствора= 1078 кг/м3. Шаг 1 Определите забойное давление = 10–5 10789,81 615,7 = 65,1 кгс/см2. Шаг 2 Определите забойное давление при отсоединенной водоотделяющей колонне = 10–5 10009,81 213,4 + 10–5 1078 9,81 (615,7 – 213,4 – 22,9) =61,9 кгс/см2. Шаг 3 Определите уменьшение забойного давления: Уменьшение забойного давления = 65,1 – 61,9 = 3,2 кгс/см2. 8.8. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ В СКВАЖИНЕ ПРИМЕЧАНИЕ: Нижеследующие процедуры и вычисления более часто используются при капитальном ремонте скважин (КРС), но временами они используются и при работах по бурению. 8.8.1. Закачка на поглощение («в лоб») Термин «закачка на поглощение» (альтернативные названия: закачка «в лоб», закачка под давлением, задавливание в пласт всех скважинных флюидов) используется для описания глушения скважины путем задавливания пластовых флюидов обратно в пласт. При этом в скважину закачивают под давлением жидкость плотностью, достаточным для глушения скважины, через трубы, а в некоторых случая через обсадную колонну. Глушение скважины методом закачки на поглощение используется в основном в следующих ситуациях: 1. В скважине находится колонна НКТ с установленным пакером. При этом сообщение между НКТ и затрубным пространством отсутствует. 2. В скважине находится колонна НКТ, приток идет в кольцевое пространство, и по каким-либо причинам вести циркуляцию через НКТ невозможно. НКТ в скважине нет. Приток в обсадную колонну. Закачка на поглощение является наиболее простым, наиболее быстрым и наиболее безопасным способом заглушить скважину. 248 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИМЕЧАНИЕ: При этом НКТ может также далеко не доходить до забоя. При буровых работах закачка на поглощение успешно используется в районах, где возможно присутствие сероводорода. Пример расчетов, используемых в операциях по закачке на поглощение: С использованием приведенной ниже информации будут выполнены расчеты для глушения скважины методом закачки на поглощение. Вычисления в этом примере будут относиться к случаю, описанному в п. 1. Данные: Глубина перфорации = 1975 м. Градиент давления гидроразрыва = 0,202 кгс/см2/м. Градиент пластового давления = 0,0938 кгс/см2/м. Гидростатическое давление в НКТ= 22,75 кгс/см2. Трубное давление в закрытой скважине = 139,6 кгс/см2. НКТ = 73 мм – 9,68 г/м. Погонный объем НКТ = 3 л/м. Внутреннее давление предела текучести НКТ = 506,7 кгс/см2. Плотность жидкости глушения = 1006 кг/м3. ПРИМЕЧАНИЕ: Определите, какую скорость нагнетания лучше всего использовать. Скорость нагнетания должны превышать скорость подъема газового пузыря по НКТ. Скорость подъема (миграции) газового пузыря, в закрытой на устье скважине может быть определена по следующей формуле: Vгаз .пуз . Pвсп. / жид , где Vгаз .пуз . – скорость подъема газового пузыря, м/час; Pвсп. – увеличение давления за час, МПа; жид – градиент давления жидкости освоения, МПа/м. Решение: Рассчитайте максимально допустимое трубное давление (на устье), чтобы не произошло гидроразрыва пласта: Pнач.тр , начальное, когда в НКТ находится флюид притока: 249 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Pнач.тр гид. раз Lперф Pг .с.труб , 8.29 где Pнач.тр – начальное трубное давление, кгс/см2; гид. раз – градиент давления гидроразрыва, кгс/см2/м; Lперф – глубина перфорации, м; Pг .с.труб – гидростатическое давление в трубах, кгс/см2. Решение Pнач.тр 0, 202 1975 9,81 22, 75 376 кгс / см 2 . Pкон.тр – конечное, когда в НКТ находится жидкость глушения: Pкон.тр ( гид. раз Lперф ) Pг .с.труб .глуш , где Pкон.тр – конечное трубное давление, кгс/см2; гид. раз – градиент давления гидроразрыва, кгс/см2/м; Lперф – глубина перфорации, м; Pг .с.труб .глуш – гидростатическое давление в трубах при жидкости глушения в них, кгс/см2. Pкон.тр 0, 202 1975 (105 1006 1975 9,81 1, 02) 200 кгс / см3 . Определите объем НКТ: Объем НКТ, м3 = длина НКТ, м × погонный объем НКТ, м3/м = = 1975 м 0,003 м3/м. Объем НКТ = 6,0 м3. Постройте график для этих значений, как показано ниже 250 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Рис. 8.3. Профиль трубного давления 8.8.2. Метод попеременной закачки и стравливания При глушении методом попеременной закачки и стравливания, сначало закачивают в скважину жидкость глушения в НКТ (или в обсадную колонну, если в скважине НКТ нет), чтобы дать возможность жидкости глушения опуститься вниз под газовый пузырь, а затем стравливают некоторый объем газа, пока жидкость глушения не дойдет до штуцера. По мере закачки жидкости глушения в НКТ, трубное давление на устье в закрытой скважине должно уменьшаться с каждой порцией закачки на некоторое расчетное значение, пока, в конце концов, скважина не будет заполнена жидкостью глушения и полностью заглушена. Этот метод часто используется, когда статическое давление в закрытой скважине приближается к номинальному рабочему давлению устьевого оборудования или НКТ, а динамическое давление при закачке может превысить на короткое время предел прочности оборудования, для того чтобы либо полностью заглушить скважину, либо снизить трубное давление при закрытом устье до такого значения, при котором можно безопасно применять другие методы глушения, не выходя за номинальные пределы. 251 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Этот метод также можно применять в случаях, когда ствол скважины или перфорационные отверстия забиты, что исключает возможность применения метода закачки на поглощение. В этом случае скважину можно заглушить без использования НКТ или заталкивания НКТ малого диаметра в скважину под давлением через превентор. Исполнители должны осознавать, что метод попеременной закачки и стравливания зачастую требует очень длительного времени, тогда как при помощи какого-либо другого метода скважину можно было бы заглушить скважину намного быстрее. Ниже приведен пример типичной процедуры глушения по методу попеременной закачки и стравливания. Пример: Для скважины, в которой трубное давление при закрытом устье приближается к номинальному давлению устьевого оборудования, был запланирован КРС. Чтобы минимизировать вероятность повреждения оборудования, будет использован метод попеременной закачки и стравливания, чтобы снизить трубное давление при закрытом устье до уровня, при котором можно безопасно провести закачку на поглощение. Для описания этого порядка действий будут использованы приведенные ниже данные. Глубина по вертикали = 1980 м. Глубина перфорации = 1950 м. Трубное давление при закрытом устье (SITP = 197 кгс/см2. НКТ = 73 мм. Погонный объем НКТ = 3,0 л/м. Погонная вместимость НКТ. = 331,2 м/м3. Рабочее давление устьевого оборудования = 210 кгс/см2. Удельный вес жидкости глушения = 1078 кг/м3. Вычисления: Рассчитайте ожидаемое снижение давления на каждый закачанный м3. жидкости глушения: P1 м.куб 10 5 вмест 1м3 g б . р P1 м.куб 105 331, 2 1 9,8 1078 35, 0 кгс / см 2 . С закачкой каждого м3, трубное давление при закрытом устье уменьшается на 35,0 кгс/см3. 252 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ Рассчитайте объем НКТ, в м3, до перфорации: Vнкт 0, 003 1950 5,85 м 3 . Порядок действий: Установите и смонтируйте всё поверхностное оборудование, включая насосы и факельные линии. Зарегистрируйте трубное и затрубное давление при закрытом устье. Откройте штуцер, чтобы позволить газу выйти из скважины и на короткое время понизить трубное давление при закрытом устье. Закройте штуцер и закачивайте соляной раствор удельного веса 1078 кг/м3 пока трубное давление не достигнет 175 кгс/см2. Выждите в течение некоторого периода времени, чтобы позволить соляному раствору спуститься по НКТ. Этот период может быть в диапазоне от ¼ часа до 1 часа, в зависимости от плотности газа, давления и диаметра НКТ. Откройте штуцер и стравливайте газ, пока через штуцер не пойдет соляной раствор плотностью 1078 кг/м3. Закройте штуцер и повторите закачку соляного раствора плотностью 1078 кг/м3. Продолжайте этот процесс, пока не будет достигнут низкий, безопасный уровень рабочего давления. После окончания закачки требуется некоторое время, чтобы жидкость глушения спустилась по трубам на забой. Фактически время ожидания требуется не для того, чтобы жидкость спустилась по трубам, а чтобы газ поднялся вверх сквозь жидкость. Газ поднимается (мигрирует) со скоростью от 100 – 600 м/час в зависимости от режима его всплытия. Таким образом, чтобы жидкость могла спуститься на глубину 1950 м, требуется значительное время. Поэтому после закачки важно выждать несколько минут, чтобы предотвратить стравливание жидкости глушения через штуцер. 8.8.3. Контроль миграции (подъема) газа Когда скважина закрыта на устье при газопроявлении, происходит миграция газа. На нее указывает равномерный подъем как трубного, так и затрубного давления при закрытом устье. Если позволить газопроявлению мигрировать без расширения, давления в скважине будут подниматься везде. Если проигнорировать это явление, оно может привести к повреждению пласта и 253 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении поглощению бурового раствора. Наихудший вариант развития событий – это подземный выброс. Миграцию газа можно контролировать при помощи двух методов: Контроль давления в бурильной колонне. Контроль над объемом стравливания. Метод контроля давления в бурильной колонне Это метод управления скважиной с поддержанием постоянного забойного давления, и это самый простой метод. Чтобы использовать этот метод, долото должно быть на забое, а в колонне не должно быть оборудования с обратным клапаном. Порядок действий: Выберите безопасный предел, Pбез, и рабочее давление, Pраб. Рекомендуемые значения: Pбез = 7,0 кгс/см2; Pраб = 7,0 кгс/см2. Рассчитайте гидростатическое давление на 160 л. бурового раствора Hp/м3: Hp/м3 = градиент давления бурового раствора, кгс/см2/м ÷ погонная вместимость кольцевого пространства, м3/м. Рассчитайте объем стравливания на каждый цикл: Объем, м3, стравливаемый за каждый цикл = Pраб ÷ Hp/м3. Позвольте давлению в обсадной колонне (затрубному давлению) при закрытом устье подняться на Pбез без стравливания флюида из скважины. Позвольте давлению в обсадной колонне (затрубному давлению) при закрытом устье подняться далее на еще одну величину Pбез без стравливания флюида из скважины. Поддерживайте давление в обсадной колонне (затрубное давление) на постоянном уровне, стравливая небольшие объемы бурового раствора из скважины, пока общий объем стравленного бурового раствора не станет равным рассчитанному объему стравливания на один цикл. Повторяйте шаги 4 и 5, пока не будет задействована другая процедура, или пока газ не дойдет до поверхности. 254 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ 8.9. ЗАМЕЩЕНИЕ ГАЗА НА БУРОВОЙ РАСТВОР Замещение газа на буровой раствор – это процесс удаления газа из-под блока превенторов с поддержанием в то же самое время постоянства забойного давления. Замещение газа на раствор лучше всего подходит для расположенных надводных блоков превенторов, но для подводного блока превенторов может использоваться динамическое замещение газа на раствор. Замещение газа на раствор может использоваться для уменьшения давления или для удаления газа из-под надводного блока превенторов перед спуском труб через превентор под собственным весом или после выполнения объемной процедуры для контроля миграции газа. Объем бурового раствора, закачиваемого в скважину для замещения газа, необходимо точно измерять. Замещение газа на буровой раствор – объемный метод Порядок действий: Выберите диапазон рабочего давления, Pраб. Рекомендуемое Pраб = 700– 1400 кПа. Рассчитайте увеличение гидростатического давления в верхней части затрубного пространства на 160 л бурового раствора замещении: Hp/м3 = градиент давления бурового раствора ÷ погонная вместимость кольцевого пространства. Закачайте буровой раствор через линию глушения, чтобы увеличить затрубное давление на диапазон рабочего давления, Pраб. Замерьте убыль объема в мерной емкости и рассчитайте увеличение гидростатического давления, созданное раствором, закачанным за данный цикл. Выждите 10-30 минут, чтобы дать буровому раствору опуститься ниже газа. Стравите «сухой» газ через штуцер, чтобы уменьшить затрубное давление на величину рассчитанного гидростатического давления плюс рабочий диапазон давления. Повторяйте шаги с 3-го по 6-й, пока замена газа на буровой раствор не будет завершена. Замещение газа на буровой раствор – метод давлений Благодаря своей простоте, метод давлений является предпочтительным методом замещения газа на буровой раствор. Однако он применим только в случае если плотность бурового раствора, закачиваемого для замещения газа, достаточен для глушения скважины, как, например, в случае проявления за 255 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении счет поршневого эффекта. Метод давлений является также единственным точным методом во всех случаях, когда пласт «принимает» жидкость, как это бывает у большинства законченных скважин, поскольку будет иметь место фильтрационное поглощение бурового раствора. В методе давления для замещения газа на буровой раствор применяется следующая формула: Pз P12 / P2 , где: P1 = исходное давление в закрытой скважине; P2 = увеличение давления вследствие закачки замещающей жидкости в скважину (увеличение происходит вследствие сжатия); P3 = давление, которое нужно стравить после добавления гидростатического давления замещающей жидкости. Порядок действий: Выберите рабочий диапазон давлений, Pраб. Рекомендуемое Pраб = 3 – 7 кгс/см2. Закачайте замещающую жидкость через линию глушения, чтобы повысить затрубное давление на величину рабочего давления, Pраб. Выждите некоторое время, пока давление стабилизируется. Давление может упасть на значительную величину. Рассчитайте давление, которое следует стравить, по приведенной выше формуле. Повторяйте шаги со второго по четвертый, пока весь газ в скважине не будет замещен на буровой раствор. 8.10. ПРОЦЕДУРЫ СПУСКА ИНСТРУМЕНТА В НАХОДЯЩУЮСЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ СКВАЖИНУ ЧЕРЕЗ УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ПРЕВЕНТОР ПРИМЕЧАНИЕ: Подходит для спуска через универсальный превентор 30 свечей или менее, или же когда миграция газа не является проблемой. Процедура: Спустите первую свечу при закрытом штуцере, чтобы позволить затрубному давлению подняться. 256 Глава 8 ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИМЕЧАНИЕ: Не допускайте, чтобы затрубное давление поднималось выше максимально допустимого устьевого давления, установленного по результатам самого свежего испытания на утечку в зоне башмака обсадной колонны. Стравите достаточный объем газа, чтобы затрубное давление опустилось до величины, превышающей исходное затрубное давление при закрытом устье на величину предела безопасности – 7-14 кгс/см2. Продолжайте спускать трубы при закрытом штуцере, если только затрубное давление не приближается к максимально допустимому устьевому давлению. Если затрубное давление приближается к максимально допустимому устьевому давлению, то стравливайте некоторый объем по мере спуска труб, чтобы не допустить превышения предельного давления. Когда бурильщик спускает инструмент через закрытый превентор, оператор штуцера должен открыть штуцер и стравливать буровой раствор, тщательно следя за тем, чтобы удерживать давление равным Штуцер1. После спуска свечи закройте штуцер. Слейте вытесненный объем из мерной емкости (при перекрытом вентиле линии сообщения со скважиной) в отдельную емкость для замера объема, стравленного при спуске инструмента в скважину под давлением. Продолжайте спуск труб, контролируя давление на штуцере, стравливая смесь бурового раствора с пластовым флюидом и ведя замер ее объема. Когда долото будет снова на забое, используйте метод бурильщика для вымыва газа из скважины. 257 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 9. ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ 9.1. ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПРИМЕНИТЕЛЬНО К СУШЕ [26,32,36,40] В любые времена в практике бурения и закачивания скважин ключевыми факторами являются максимальный контроль скважины (т.е. технически обоснованные условия бурения) и ее минимальная стоимость. Между этими двумя факторами существует прямая связь, а именно, избежать опасность выбросов, прихвата бурильных труб, потери циркуляции и т.п. Следовательно, необходимы фундаментальные знания двух ключевых пластовых параметров: порового (пластового) давления и давления разрыва. Давление гидроразрыва пласта Ргрп – давление, которое необходимо создать в зоне залегания пласта для раскрытия естественных и образования новых трещин (каналов). Как правило, для одной и той же породы давление гидроразрыва превышает давление поглощения Ргрп > Рпогл. Давление перекрывающих пород Ргеост равно сумме пластового давления Рпл и вертикального напряжения скелета породы σск: Pгеост Pпл ск Давление на глубине L равно давлению, оказываемому суммарным весом вышележащих пород: L Pгеост пл h dh, 0 где пл h – плотность породы, как функция глубины ее залегания h. Геостатическое давление через средневзвешенную плотность пород ( ср .пл ) на глубине L: 258 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ Pгеост ср .пл L Давление закачки, или давление распространения трещин Ргрп должно преодолевать поровое давление Рпл и горизонтальное напряжение скелета породы σгор: Pгрп Pпл гор , 1 1 1 1 где гор ск Pгеост Pпл 3 2 3 2 Градиент давления гидроразрыва: Pгрп L Pпл 1 1 Pгеост Pпл / L L 3 2 Для условий нормального гидростатического давления равным 0, 0106 МПа/м градиента перекрывающих пород равным 0,0230 МПа/м предельное значение градиентов давления разрыва ( грп ) может быть рассчитано следующим образом: грп Pгеост P МПа 2 пл L 0, 0148 , м 3L 3 Эквивалентная плотность жидкости равна 1480 кг/м3. P P грп 0,5 Pгеост / геост пл 0, 0169 L L МПа , м Эквивалентная плотность жидкости равна 1690 кг/м3. С вводом переменного коэффициента напряжения скелета породы К1 (т.е. переменное отношение горизонтального напряжения к вертикальному) уравнение градиента давления гидроразрыва пласта имеет вид: г. р Pпл / L K1 Pгеост Pпл / L 259 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Коэффициент К1 с глубиною от 1000 до 6000 м возрастает с 0,4 до 1,0 (по Меттьюзу Келли). В соответствии с законом Гука зависимость между горизонтальным напряжением и вертикальным Байтон выразил с помощью коэффициента Пуасона: гор в 1 Наиболее известна формула Б.А.Итона, выразившего градиент давления гидроразрыва с помощью коэффициента Пуассона: грп Р Ргеост Рпл ) , пл ( 1 L L Другой известный метод Р.А. Андерсона прогнозирования давлений гидроразрыва пластов представлен зависимостью: грп 2 Ргеост 1 3 Рпл L 1 1 L Ниже приведены значения коэффициента Пуассона для различных наиболее распространенных типов осадочных пород Глины: Песчанистые 0,38-0,45 Плотные 0,25-0,36 Глинистые сланцы 0,10-0,20 Известняки 0,28-0,33 Каменная соль 0,44 Песчаники 0,30-0,35 С учетом коэффициента сжимаемости пород α: грп 2 Ргеост 1 3 Рпл а 1 L 1 L 1 Cтв / Cск , 260 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ где Ств – собственная сжимаемость твердого тела, Сск – сжимаемость скелета породы. Соотношение Ств/Сск – рассматривается как величина пористости породы, т.е. в случае равенства Ств и Сск, α становится равным нулю и исключает значение члена уравнения, включающего поровое давление. При полном отсутствии промысловых данных и данных исследований допускается использовать эмпирическую формулу для скважин глубиною свыше 4000 м Р грп 0,0083 0,66 пл Н Пример: Определите градиент гидроразрыва пласта представленного песчанистыми глинами на глубине 2500 м для следующих условий: средняя плотность пород, слагающих разрез – 2400 кг/м3, пластовое давление – 30 МПа. Решение Горное (геостатическое) давление = 2400 9,8 2500 = 58800000 Па = 58,8 МПа. Градиент гидроразрыва пласта по Итону г. р 30 0,3 58,8 30 0, 012 0, 0049 0, 0169 МПа / м . 2500 1 0,3 2500 Пример: Определите градиент гидроразрыва пласта на глубине 4500 м и пластовом давлении 54,0 МПа. Решение г 0, 0083 0, 66 54 0, 0203 МПа / м . 450 261 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 9.2. ГРАДИЕНТ ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Уравнение градиента нагрузки вышележащих пород на глубине L при глубоководном бурении имеет вид: Pгеост / L 1/ L пл L1 в Lв , где L – глубина ниже уровня отсчета (поверхности воды); L1 – глубина ниже уровня дна моря; Lв – глубина воды; ρв – плотность воды. Поскольку морская вода имеет плотность 1020 кг/м3, уравнение упрощается: Pгеост / L 1, 02 / L пл L1 в Lв . Четко прослеживается тенденция уменьшение градиента газрыва пласта с увеличением глубины моря. 9.3. ИСПЫТАНИЕ НА ДАВЛЕНИЕ УТЕЧКИ Два метода испытания: Испытание на герметичность зоны установки башмака обсадной колонны Испытание на эквивалентную плотность бурового раствора После схватывания цементного раствора разбуривают цементный стакан, башмак и 5-10 м породы в испытываем пласте. Промывают скважину с целью достижения необходимых однородных свойств бурового раствора. Поднимают долото в башмак обсадной колонны, закрывают превентор и открывают боковой отвод колонной головки (при возможности). Ведут закачку бурового раствора при постоянном расходе в пределах 0,51,5 л/с. Достигают половины расчетного максимального давления и регулируют давление в зависимости от закачиваемого объема раствора. Последующую закачку производят порциями по 0,05 м3, давая каждый раз выдержку во времени около 2 минут или до стабилизации давления на поверхности. 262 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ Ведите мониторинг давления, времени и закачанного объема бурового раствора. Продолжают закачку до тех пор, пока не наметится отклонение давления от восходящего значения, которое означает начало поглощения горной формации и определяет прочность испытуемой породы. Некоторые инженеры операторы могут использовать другие процедуры при проведении этого испытания; эти другие процедуры могут включать следующее: Увеличение давления шагами по 7 кгс/см2 выдержкой на каждом значении давления в течение нескольких минут, затем увеличение на следующие 7 кгс/см2 и так далее, пока не будет достигнут либо эквивалентная плотность раствора, либо утечка в пласт. Другие операторы предпочитают не вести закачку в закрытую систему. Они предпочитают вести циркуляцию через штуцер и увеличивать противодавление, постепенно закрывая штуцер. При этом методе необходимо вычислить падение давления в кольцевом пространстве, которое прибавляют к замеренным значениям давления. 9.4. Испытание на эквивалентную плотность бурового раствора Это испытание проводится преимущественно на эксплуатационных скважинах, где известна максимальная плотность бурового раствора, применяемая при бурении следующего интервала. Определите эквивалентный плотность бурового раствора при испытании, кг/м3. Такая операция носит названия ограниченного испытания породы методом орпессовки. Обычно используют два метода: Метод 1: Прибавьте некоторую величину к максимальной плотности бурового раствора, который нужен при бурении данного интервала. Пример: Максимальный плотность бурового раствора, необходимая для бурения следующего интервала = 1378 кг/м3 плюс запас прочности = 120 кг/м3. Эквивалентный плотность бурового раствора для испытания, кг/м3 = 1378 + 120 = 1498 263 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Метод 2: Вычтите некоторое значение из предполагаемого градиента давления гидроразрыва пласта под башмаком обсадной колонны. Эквивалентная плотность бурового раствора для испытания, кг/м3 = = (предполагаемый градиент давления гидроразрыва, кг/м3) – (запас прочности, кг/м3). Пример: Предполагаемый градиент давления гидроразрыва – 1498 кг/м3. Запас прочности – Запас прочности – 120 кг/м3. Эквивалентный плотность бурового раствора для испытания = 1498 кг,м3 – 120 кг/м3 = 1378 кг/м3. Определите устьевое давление, которое нужно будет использовать: Pустье 106 экв б . р. g H Пример: Плотность бурового раствора – 1102 кг/м3. Глубина башмака обсадной колонны по вертикали – 1200 м. Эквивалентная плотность бурового раствора для испытания – 1581 кг/м3. Решение: Устьевое давление = (1581 – 1102) 9,8 1200 = 5621280 Па = 5,62 МПа. Испытание до утечки в зоне установки башмака обсадной колонны: Это испытание производится преимущественно на поисковых или разведочных скважинах, где фактическое давление гидроразрыва не известно. Определите предполагаемый градиент давления гидроразрыва из диаграммы градиента давления гидроразрыва (в геолого-техническом наряде). Определите предполагаемое давление утечки. Рутечки 106 рг . р б . р. g H баш где Р утечки – предполагаемое давление утечки, МПа; р г . р – предполагаемый градиент давления гидроразрыва, МПа/м; б . р . – плотность используемого бурового раствора, кг/м3; 264 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ H баш – глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м. Пример: Плотность бурового раствора = 1150 кг/м3. Глубина установки обсадной колонны по вертикали = 1200 м. Предполагаемый градиент давления гидроразрыва = 0,1725 МПа/м. Решение: Рутечки 106 1725 1150 9,81 1200 6, 77 МПа . Если в ходе бурения предполагается встреча со слабыми породами по сравнению с испытанными у башмака, то рекомендуется провести испытания на утечку открытого ствола. Такие испытания открытого ствола проводят перед цементированием обсадных колонн или хвостовиков, чтобы определить ограничения по плотности цементного раствора и по давлению с целью не допущения поглощения. 9.5. МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ПЛОТНОСТЬ РАСТВОРА ИСХОДЯ ИЗ ДАННЫХ ИСПЫТАНИЯ НА УТЕЧКУ ( ут. мах ) ут. мах 106 Рутечки H баш g б . р. где ут. мах – максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; Р утечки - давление утечки, МПа; б . р . – плотность используемого бурового раствора, кг/м3; H баш – глубина башмака бурового раствора по вертикали, м. Пример: Определите максимально допустимую плотность бурового раствора, используя следующие данные: Давление утечки – 7,26 МПа. Глубина башмака обсадной колонны по вертикали – 1200 м. Плотность используемого бурового раствора – 1200 кг/м3. 265 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Максимально допустимая плотность бурового раствора мах 106 7, 26 1200 1817 кг / м3 . 1200 9,81 9.6. МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ ПРИ ЗАКРЫТОМ УСТЬЕ, ТАКЖЕ НАЗЫВАЕМОЕ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫМ ЗАТРУБНЫМ ДАВЛЕНИЕМ В ЗАКРЫТОЙ СКВАЖИНЕ ( Pk .max ) Pk .max 106 max б . р. g H башмак , где max – максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3; б . р . – плотность используемого бурового раствора, кг/м3; H башмак – глубина башмака бурового раствора по вертикали, м. Пример: Определите максимально допустимое давление на устье закрытой скважине, используя следующие данные: Максимально допустимый удельный вес бурового раствора – 1797 кг/м3; Плотность используемого бурового раствора – 1462 кг/м3; Глубина башмака обсадной колонны по вертикали -1200 м. max 106 1797 1462 9,811200 3,94 МПа . 9.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА – ПРИМЕНИТЕЛЬНО К СКВАЖИНАМ НА СУШЕ Метод 1 Метод Мэттьюза и Келли: г. р Pпл / L Ki Pгеост Pпл / L, 266 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ где г . р – градиент давления гидроразрыва, МПа/м; Pпл – поровое давление в пласте, МПа; L – глубина по вертикали в интересующей точке, м; Кi – коэффициент напряжения скелета породы, безразмерный. Порядок действий: Получите поровое давление в пласте, P, из диаграмм электрического каротажа, плотностного каротажа или от персонала станции ГТИ. Примите градиент горного давление (Pгор) равным 0,0226 МПа/м и рассчитайте σ следующим образом: σ = Pгор – P . Определите глубину для определения К1 по формуле: L 82, 666 , м Из диаграммы коэффициента напряжения минерального скелета породы определите Ki (см. рис. 9.1). Определите градиент давления гидроразрыва, МПа: г. р Pпл / L Ki Pгеост Pпл / L Определите давление гидроразрыва, МПа: Pгид. раз г . р L, МПа . 267 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Рис. 9.1. Диаграмма коэффициента напряжения в матрице скелеты пласта Определите максимальную плотность бурового раствора, кг/м3: 106 Pпл 9,8 L 268 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ Пример: Глубина спуска обсадной колонны = 3650 м. Поровое давление в пласте в пересчете на плотность бурового раствора = 1440 кг/м3. Поровое давление: P 1440 9,8 3650 106 51,5 МПа ; σ = Pгор – P = 0,02263650 – 51,5 = 30,99 МПа; L 82, 666 30,99 2562 м . Из диаграммы: k1 = 0,79; г. р 51,5 / 2562 0, 79 82,5 51,5 / 2562 0, 208 ; Pгид. раз 0, 0208 3650 75, 92 МПа ; мах 106 0, 0208 2122 кг / м3 . 9,8 Метод 2 Способ Бена Итона грп Р Ргеост Рпл ) , пл ( L L 1 Порядок действий: Получите градиент горного давления из диаграммы градиента геостатического давления. Получите градиент пластового давления из данных электрического каротажа, плотностного каротажа или у подрядчика по ГИС. Получите коэффициент Пуассона из диаграммы коэффициента Пуассона. Определите градиент давления гидроразрыва, используя выше приведенное уравнение Определите давление гидроразрыва, МПа: Pгр гр L . Определите максимальную плотность бурового раствора, кг/м3: 269 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 106 Pг . р 9,8 L . Пример: Глубина спуска обсадной колонны = 3658 м. Поровое давление в пласте (в единицах плотности раствора) = 1438 кг/м3. Определите Pгеост/L из диаграммы для глубины = 3658 м. Pгеост/L = 0,023 МПа/м2. Pпл/L = 1438 кг/м310-6 9,81= 0,0141 МПа/м. 3. Коэффициент Пуассона из графика = 0,47. 4. Определите градиент давления гидроразрыва: Рг.р = (0,023 – 0,0141) (0,47/1–0,47) + 0,0141 = 0,022 МПа/м. 5. Определите давление гидроразрыва = 0,022 3658 = 80,5 МПа. 6. Определите максимальную плотность бурового раствора, кг/м3: 106 80,5 2245 . 9,8 3658 9.8. ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА – ПРИМЕНИТЕЛЬНО ДЛЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ При буровых работах на море в расчеты для определения градиента давления гидроразрыва необходимо вносить поправки на глубину моря и высоту стола ротора над средним уровнем моря. Можно использовать следующий порядок действий: Пример: Высота стола ротора над уровнем моря = 30,4 м. Плотность морской воды = 1066 кг/м3. Глубина воды = 610 м. Глубина спуска обсадной колонны ниже уровня дна моря = 1220 м. Градиент пластового давления – 0,0108 МПа/м. Порядок действий: Преобразуйте толщу воды в эквивалентную (по вкладу в горное давление) толщу пород суши: Определите гидростатическое давление морской воды (Pг.м.в): 270 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ Pг.м.в = 10-6 1066 9,8 610 = 6,38 МПа. Из диаграммы зависимости горного давления от глубины по Итону определите градиент горного давления от среднего уровня моря до глубины спуска обсадной колонны: Из графика: Проведите горизонтальную линию на уровне 1830 м до пересечения с кривой и возьмите отсчет по горизонтальной шкале, соответствующий точке пересечения: Градиент горного давления = 0,0203 МПа/м. Определите глубину, эквивалентную слою морской воды, в м, для района, расположенного на суше: 6,38/0,0203 = 314 м. Рис. 9.2. График зависимости градиента горного давления от глубины по Итону 271 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Определите глубину для определения градиента давления гидроразрыва: Глубина, м = 1220 + 314 = 1534 м. Используя график Итона для зависимости градиента давления гидроразрыва от глубины, определите градиент давления гидроразрыва на глубине 1534 м. Рис. 9.3. График Итона для определения градиента гидроразрыва 272 Глава 9 ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ Из графика: Проведите горизонтальную линию на уровне глубины 1534 м до пересечения с кривой, соответствующей градиенту пластового давления 0,0108; затем снимите отсчет по нижней шкале диаграммы. Градиент давления гидроразрыва = 0,0171 МПа/м. Определите давление гидроразрыва = 0,0171 1534 = 26,23 МПа. Пересчитайте градиент давления гидроразрыва в эквивалентную плотность бурового раствора, введя поправку за глубину от стола ротора: pгид. раз 106 26, 23 1442 кгс / м 2 / м . 9,81 1534 30, 4 где pгид. раз – градиент давления гидроразрыва, исправленный за глубину воды и расстояние от поверхности моря до стола ротора. 273 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 10. НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ 10.1. ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИЕ ВЫЧЕСЛЕНИЯ Ниже приведены два наиболее часто применяемых метода вычислений, используемых в инклинометрии. 1. Осреднение углов Приращение отклонения к северу z sin 1 2 cos 1 2 . 2 2 Приращение отклонения к востоку z sin 1 2 sin 1 2 . 2 2 2 . Приращение глубины по вертикали z cos 1 2 2. Радиус кривизны Приращение отклонения к северу = z cos1 cos 2 sin 2 sin1 2 1 2 1 Приращение отклонения к востоку = z cos1 cos 2 cos1 cos 2 2 1 2 1 57,32 Приращение глубины по вертикали = z sin 2 sin1 2 1 57,3 где: z – длина интервала профиля ствола, измеренная вдоль ствола, м; α1 α2 – зенитный угол в верхней и нижней точках измерения инклинометром, градусы; 274 Глава 10 НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ φ1 φ2 – географические азимуты в верхней и нижней точках измерения инклинометром; 57,3 - перевод градусы в радианы. Пример: Выполните расчеты инклинометрии, используя метод осреднения углов и метод радиуса кривизны. Замер 1 2280 4 10 Глубина, м Зенитный угол, градусы Азимут, градусы Замер 2 2372 8 35 Метод осреднения углов: North 2372 2280 sin East 92 sin 48 10 35 cos 8,81 м ; 2 2 48 10 35 sin 3, 66 м ; 2 2 Vert 92 cos 48 90,94 м . 2 Метод радиуса кривизны: North 92 East 92 cos 4 cos8 sin35 sin10 57,32 8, 72 м ; 8 4 35 10 cos 4 cos8 cos10 cos35 57,32 3, 65 м ; 8 4 35 10 275 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Vert 92 Инженерные расчеты при бурении sin8 sin4 57,3 90,95 м . 8 4 10.2. ВЫЧИСЛЕНИЕ ОТХОДА ПО ГОРИЗОНТАЛИ Отход (отход по горизонтали) определяют как отклонение скважины от вертикали, измеряемое горизонтальным расстоянием забоя скважины от устья (от стола ротора). Отход является функцией зенитного угла (угла отклонения от вертикали) и глубины скважины. Нижеследующая схематическая диаграмма траектории скважины иллюстрирует, как определить отход по горизонтали: Рис. 10.1. Отход по горизонтали Данные: AB - расстояние от точки положения устья на поверхности до точки начала отклонения; BC - расстояние от точки начала отклонения до глубины забоя по вертикали (Lверт); 276 Глава 10 НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ BD - расстояние от точки начала отклонения до забоя скважины (глубина по стволу скважины); CD - отход по горизонтали – отклонение скважины от вертикали; AC - глубина по вертикали; AD - глубина по стволу скважины. Чтобы вычислить отход по горизонтали / отклонение от вертикали (CD), м: CD, м = sin α BD. Пример: Точка начала отклонения находится на расстоянии 610 м от поверхности. Глубина по стволу скважины равна 2438 м. Зенитный угол (угол отклонения от вертикали) равен 20 градусам. Таким образом, расстояние от точки начала отклонения до глубины забоя по стволу = 1828 м (BD): CD, м = sin20° 1828 = 0,342 1828 = 625 м. Исходя из этих вычислений, забой скважины, имеющий глубину по стволу 2438 м, находится на расстоянии 625 м от вертикали. 10.3. ВЫЧИСЛЕНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ НАБОРА КРИВИЗНЫ Метод 1 Интенсивность набора кривизны (m) обычно выражают в числе градусов на i = 100 футов (или на 10 или 30 метров – в метрической системе). Нижеследующая формула дает интенсивность набора кривизны в градусах на 10 м и основана на методе радиуса кривизны: Для вычисления интенсивности набора кривизны в метрической системе i m cos 1 cos1 cos 2 sin1 sin 2 cos(2 1 ) l где: m – интенсивность набора кривизны, градусов/m ; l – длина интервала профиля ствола, расстояние по стволу между точками замера инклинометром, м; α1 , α2 – зенитный угол (угол отклонения от вертикали на верхней и нижней точках замера инклинометром, градусы; 277 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении φ1 , φ2 – азимут на верхней и нижней точках замера инклинометром, градусы. Пример : Определите интенсивность кривизны, принимая m = 0/10 м. Глубина, м Зенитный угол, градусы Азимут, градусы Замер 1 1280 13,5 N 10 E Замер 2 1300 м 14,7 N 19 E m cos 1 cos13,5 cos14, 7 sin13,5 sin14, 7 cos 19 10 10 1, 24 град / 10 м 1300 1280 Метод 2 Этот способ вычисления интенсивности набора кривизны основан на тангенциальном методе: m 10 , град / 10 м L sin1 sin 2 sin1 sin 2 cos1 cos 2 cos1 cos 2 где m – интенсивность набора кривизны, град./10 м; l – длина интервала профиля ствола, м; α1, α2 – зенитный угол (угол отклонения от вертикали) на верхней и нижней точках замера инклинометром, градусы; φ1, φ2 – азимут на верхней и нижней точках замера инклинометром, градусы. Пример: Замер 1 Глубина, м Зенитный угол, градусы Азимут, градусы Замер 2 1280 13,5 N 10 E 278 1300м 14,7 N 19 E Глава 10 m НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ 10 0,5 град / 10 м 20 sin13,5 sin14, 7 sin10 sin19 cos10 cos19 cos13,5 cos14, 7 10.4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН Рис.10.2. Расчётная схема тангенциального профиля Профиль состоит из вертикального участка – Нв, участка набора кривизны – Н1 с радиусом искривления – R и наклонно прямолинейного – l3. Радиус искривления R 360 l , принимая i 0 /10 м 2 i R 573 i И тогда зависимость искривления от интенсивности набора угла представлена в таблице i (0/10 м) R (м) 0,5 1146 1,0 573 1,5 362 279 2,0 286 2,5 229 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Максимальное значения зенитного угла находится по формуле при А > R: R H Hв H Hв 180 tg 1 sin tg 1 cos 1 A R A R H Hв Пример: Отклонение А = 700 м. Длина вертикального участка – 350 м. Глубина скважины по вертикали – 2350 м. Интенсивность искривления – I =1 0/10 м (R = 573 м). Решение: 180 tg 1 2000 2000 573 о cos 1 sin tg 1 20 700 350 700 573 2000 Для условия профиля ствола A < R: R H Hв H Hв sin tg 1 cos 1 R A RA H Hв tg 1 Пример: Отклонение А = 300 м. Глубина вертикального участка Нв = 600 м. Глубина скважины по вертикали Н=1800 м. Интенсивность искривления 10 / 10 м ( R 573 м). Решение 1800 600 573 1800 600 150 cos 1 sin tg 1 573 300 1800 600 573 300 tg 1 Общая длина по стволу: Lобщ H в l L H в 0,01745 R H H в R sin 280 / cos Глава 10 НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ Формулы для трёхинтервального тангенциального профиля скважины представлены в таблице: Участок профиля Вертикальный Набора зенитного угла Прямолинейный наклонный Длина участка l1 = Hв l2 =0,0174R α Проекция участка, м горизонтальная вертикальная – Hв a = R·(1-cos α) H1 = R· sin α l3 = H/cos α A1 = H2· tg α H2 = H - (Hв + H1) Рис 10.3. Расчётная схема для S – образного профиля (A > R1 + R2) Угол набора кривизны для условия R1 + R2 < A рассчитывается по формуле: 281 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении H2 Hв H2 Hв 1 R1 R2 sin tg 1 cos A R1 R2 A R1 R2 H2 Hв 180 tg 1 Остальные расчёты такие же как и для трёхпрофильного ствола до точки D. Вертикальная проекция от точки D: H 2 H 3 R2 sin Общая длина до точки D: LD H в R1 180 H1 H в R1 sin cos Горизонтальная проекция от точки D (начало уменьшения искривления): A2 R1 1 cos H1 H в R1 sin tg Длина скважины до точки F (т.е. до начала вертикального ствола) при вхождении в продуктивный горизонт: LF H 1 R2 180 Общая длина скважины: LT H в R1 180 H1 H в R1 sin R2 H H2 cos 180 Расчёт характеристик точек для S-образного профиля скважины с вертикальным отклонением ствола при R1 +R2 >A (см. рис.10.4): H2 Hв H2 Hв 1 R1 R2 sin tg 1 cos R R A H H R 2 в 1 R2 D 1 2 tg 1 282 Глава 10 НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ соответственно A A2 H H 2 tg 1 LT Lв H HG , cos 1 Рис.10.4. Расчётная схема S – образного профиля (A < R1 + R2) Пример: Рассчитайте профиль скважины для следующих условий. Глубина нахождения продуктивного горизонта (кровля) – H3= 3350 м. Отклонение – А = 1200 м. Интенсивность искривления i = 10/10 м. Глубина вертикального участка Hв= 350 м. Глубина скважины по вертикали H = 3500 м. Решение Определим угол набора кривизны: 283 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 573 573 3350 350 3350 350 sin tg 1 cos 1 1200 573 573 1200 573 573 3350 350 180 tg 1 180 88,7 67,6 23,7 0 Глубина по вертикали до окончания набора кривизны H E H в R sin 350 573 sin23,7 580м Глубина по вертикали до начала снижения угла искривления H 2 H3 R sin 3350 573 sin 23,7 3070м Длина скважины до начала снижения угла искривления LD 350 3,14 23, 7 573 3350 580 573 sin 23, 7 3360м 180 cos 23, 7 Горизонтальная проекция, или отклонение до точки D. A2 573 1 0, 916 3070 350 573 0, 4 0, 44 1144 м Длина скважины до начала входа вертикальным стволом в продуктивный пласт: 3,14 573 23, 7 LF 3360 3597 м 180 Общая длина скважины: 3,14 23, 7 573 580 350 573 sin 23, 7 180 cos 23, 7 3,14 23, 7 573 3500 3070 3747 м. 180 LT 350 10.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПО ВЕРТИКАЛИ Ниже следует простой метод внесения поправки на глубину по вертикали на наклонно-направленных скважинах. Этот расчет даст приблизительный 284 Глава 10 НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ интервал глубины по вертикали, соответствующий интервалу глубины по инструменту, и обычно его точность достаточна для любых вычислений давлений. На следующей точке инклинометрии необходимо ввести поправку на глубину по вертикали, чтобы расчеты инженера соответствовали истинной величине глубины по вертикали: H 2 h cos H1 , где H2 – новая глубина по вертикали, м; h – длина интервала профиля ствола, м проходки после последнего замера инклинометром, м; H1 – глубина по вертикали на последней точке замера инклинометром, м. Пример: H1 (на последней точке замера) = 2591 м. Зенитный угол = 40 градусов. Длина интервала профиля ствола = 9 м. Решение: H 2 9 cos 40 2591 2598 м. 10.6. ЗАРЕЗКА И БУРЕНИЕ ВТОРОГО СТВОЛА Забуривание второго ствола в эксплуатационной колонне осуществляют либо с прорезанием в ней окна, либо вырезанием (удалением) секции колонны. 10.6.1. Вскрыть «окно» в эксплуатационной колонне рекомендуется в интервалах, которые сложены глинистыми породами. Для этого устанавливают отклонитель типа ОЗС. В таблице 10.1 приведены технические характеристики отклонителей. Тип ОЗС-146 ОЗС-168 Максимальный наружный диаметр, мм 108 136 Т а б л и ц а 10.1 Длина, мм Угол скоса отклонителя желоба конической части 4300 2500 2030' 4900 2600 2030' 285 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении «Окно» вскрывают фрезером-райбером с последующим выходом в породу. Технические характеристики фрейзеров-райберов для вскрытия «окна» в колонне приведены в таблице 10.2 Тип ФРС146-1 ФРС146-2 ФРС146-3 ФРС168-1 ФРС168-2 ФРС168-3 Диаметр обсадной колонны, мм 146 146 146 168 168 168 Наибольший диаметр райбера, мм Наименьший диаметр райбера, мм 110 120 120 130 142 142 47 62 95 50 70 110 Т а б л и ц а 10.2 Длина Масса райбера, райбера, мм кг 430 425 431 380 496 500 12 20,5 25,5 26 40 46 Длина окна l определяется по формуле: l Dвн ctg d1 d 2 h , 2sin 2 где Dвн – внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм; α – угол скоса клина отклонителя. По технической характеристики отклонителя типа ОЗС, равный 2030'; d1 – наибольший диаметр райбера, мм; d2 – наименьший диаметр райбера, мм; h – рабочая длина райбера, мм. Пример: Определить длину окна, вскрываемого райбером типа ФРС168-1 в 168 мм эксплуатационной колонне с толщиной стенки 12 мм. В скважине установлен отклонитель ОЗС168. Решение l 144 ctg 20 30ı 142 50 420 2980, 7 мм . 0 ı 2 sin2 30 2 Таким образом, длина вскрываемого окна равна 2,98 м. Чтобы избежать попадания в зону выработки при бурении второго ствола, рекомендуется принимать оптимальное отклонение нового забоя от старого в пределах 13 – 15 м. 286 Глава 10 НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ Пример: Определить каким должен быть минимальный угол наклона нового ствола от старого, чтобы не попасть в зону выработки (h = 15 м), если в скважине глубиной h1 = 1050 м, где отверстия фильтра в интервале 1040 – 1045 м, необходимо провести зарезку и бурение второго ствола с глубины h2 = 950 м. Решение tgα = h/h1 – h2 =15/1050 – 950 =0,15, т.е. α = 8030'. 10.6.2. С помощью раздвижных фрезеров вырезают часть обсадной колонны в заданном интервале на длину не менее 5 – 6 м. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя и винтового двигателя бурят второй ствол с заданным отклонением. В открытой части скважины можно забуривать ствол в любом направлении. 10.7. ИМЕЮЩАЯСЯ НАГРУЗКА НА ДОЛОТО В НАКЛОННОНАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ Для наклонно-направленной скважины необходимо вносить поправку в общий вес УБТ, так как фактически на забой передается только часть веса бурового инструмента: G = Gубт cos α, где: G – нагрузка (вес), передаваемая на долото; α – зенитный угол (угол отклонения от вертикали), градусы; Gубт – общий вес УБТ. Пример: Gубт = 20000 кг. α = 25. G = 20000 × cos25 = 18100 кг. Таким образом, имеющаяся нагрузка на долото составляет 18100 кг. 287 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 11. РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА [12] ПРИМЕЧАНИЕ 1: В данной главе даны уравнения, представленные в системе единиц СИ, Если используется система СИ, давление выражается в (Н/м2 абс. = Па абс.), удельный вес в (Н/м3) или плотность в (кг/м3), температура в (кельвинах), а глубина в (м). Стандартные условия: давление по АНИ (101325 Па или ~ 100,1 кПа), 59 °F температура (15 °C) и относительная влажность 0%. ПРИМЕЧАНИЕ 2: Для решения задач по течению газов требуется, чтобы вычисления проводились, начиная с некоторого известного состояния течения (обычно на выходе). Для этого требуется, чтобы вычисления начинались с этой известной позиции в потоке до последующих позиций выше по потоку, пока не будут определены давление и температура нагнетания. 11.1. СТАТИЧЕСКИЙ СТОЛБ ГАЗА Pзаб Pуст e 1,822 г H R T где Pзаб – забойное давление, МПа абс.; Pуст – устьевое давление на поверхности, МПа абс.; H – глубина скважины по вертикали, м; г – относительная плотность газа по воздуху при нормальных условиях, безразмерная величина; R – инженерная газовая постоянная при стандартных условиях по АНИ (53,36 фунт-фут/фунт -°R) или 8314 н·м/(К·моль); Tср – средняя абсолютная температура газа по скважине, 0К; Пример: Определите приблизительное давление на забое закрытой на устье скважины, заполненной природным газом с относительным удельным весом г = 0,7 и глубиной по вертикали 3050 м Устьевое манометрическое давление равно 12,4 МПа, а средняя температура в скважине, как определено, равняется 59,40С. Устье скважины на точке бурения расположено приблизительно на уровне моря. 288 Глава 11 РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА Pуст 12, 4 0,1 12, 5 МПа абс 0 Tср 59, 4 273 332, 4 К Pзаб 12,5 e 1,8220,7 3050 53,36332,4 12,5 1, 246 15, 6 МПа абс . 11.2. Прямая циркуляция – течение вверх по кольцевому пространству (от забоя до выхода из скважины) В отличие от гидравлических расчетов потока несжимаемой жидкости, расчеты течения сжимаемого газа должны начинаться с известных значений давления и температуры. Обычно известны условия на выходе, поскольку на поверхности течение выходит из затрубного пространства в атмосферу. По существу, вычисление будет начинаться с выхода, затем вверх по течению до нижней точки затрубного пространства. Забойное давление равно: Pзаб e 2 Pвых 7, 428 109 baTср2 3,644ab H T 7, 428 10 b T 9 2 a ср 0,5 МПа , где Pвых – давление на выходе в верхней точке кольцевого пространства на поверхности, МПа абс. ; ab аз R ba fa 2 10, 758 g Dскв Wпор ; 1 W г 2 R 4,858 Wг2 ; 2 2 2 Dнар г 10, 7582 Dскв Dнар 289 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 1 fa Dскв Dнар 2 log 2 ; 1,14 ε = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности обсадной колонны и наружной поверхности колонны труб); g – 9,81 м/с2; Dскв – внутренний диаметр скважины или обсадной колонны, образующей кольцевое пространство (м); Dнар – наружный диаметр трубы (м). Wпор g Qg , где Qg = объемный расход газа, м3/с; g – плотность газа (азота) в атмосферных условиях, кг/м3 g 186268 Pg аз R Tg . В формуле используется величина R = 53,36 по АНИ. Объмный расход выбуренной породы Wпор: 2 Wпор 0, 784 Dскв 2700 Vмех , кг / с 3600 Vмех – механическая скорость проходки, м/час; 2700 – плотность выбуренной породы кг/м3. Пример: Определите приблизительное давление на забое в кольцевом пространстве в скважине, которая бурится долотом 156 мм на бурильной колонне, составленной из труб диаметром 127 мм, с номинальным погонным весом 29,06 кг/м, внутренний диаметр 108,6 мм внутри обсадной колонны 290 Глава 11 РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА 187,3 с номинальным погонным весом 58,11 кг/м, внутренний диаметр 168,2 мм. Скважина бурится со скоростью проходки 18,3 м/час, а буровым флюидом является азот из атмосферного воздуха с объемным расходом 0,944 м3/с, производимый генератором азота ( аз = 0,97). Скважина вертикальная, глубиной 3050 м, расположена на высоте поверхности около уровня моря Геотермический градиент на площади бурения равен приблизительно 0,029 0С/м (0,016 °F/ft). t = tср (используйте среднюю температуру). tат = 150С (стандартная температура по АНИ). t заб 15 0, 029 3050 103, 4 0 С tср 15 103, 4 / 2 59, 20 С Tср 59, 20 2730 332, 20 К Pат 0,1 МПа Tат 150 2730 2880 K g 186268 0,1 0,97 1,17 кг / м 3 53,36 288 Wпор 0, 784 0,1562 2700 18,3 0, 2605 кг / с 3600 0,97 0, 2605 ab 0, 0224 1 1,109 53,36 2 1 0, 0276 fa 0,1682 0,127 2 log 0, 00015 1,14 291 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 2 ba Pзаб 0, 0276 53,36 2 10, 758 9,8 0,1682 0,127 0,97 4,858 1,1092 10, 7582 0,16822 0,127 2 5425, 2 2 2 e 9 0,1 7, 428 10 5425, 2 332, 2 2 9 7, 428 10 5425, 2 332, 2 3,6440,0225 3050 332,8 0,5 2, 239 МПа . 11.3. ПРЯМАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ – ТЕЧЕНИЕ ВНИЗ ВНУТРИ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ (вычисления производятся, начиная с глубины забоя внутри бурильных труб и далее к нагнетанию в верхней точке бурильной колонны) При почти любых буровых работах с продувкой воздухом или газом насадки бурового долота не рассчитаны на создание струи. Таким образом, в открытых отверстиях бурового долота создается очень малая или нулевая потеря давления, и можно принять, что давление и температура на забое в затрубном пространстве будут практически такими же, как давление и температура на забое внутри бурильной колонны непосредственно над долотом. Давление нагнетания в бурильную колонну равно. Pнаг 3,644ai H 2 Pдол 7, 428 109 bi Tср2 e T 1 3,644 ai H T e 0,5 , где: Pдол = давление над буровым долотом внутри бурильной колонны на забое скважины, МПа абс.; 292 Глава 11 РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА ai аз ; R 2 R fi 4,858 Wг2 bi ; 2 10, 758 g Di г 2 2 4 10, 758 Di 4 1 fi Di 2 log 1,14 2 ε – 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности колонны труб); g – 9,81 м/с2; Di – внутренний диаметр бурильной трубы, м. Пример: Для предыдущего примера определите приблизительное давление азота из атмосферного воздуха, вырабатываемого генератором азота, который нагнетается внутрь бурильной колонны на устье (внутренний диаметр бурильной колонны 0,108 м) Pдол = 2,239 МПа 0,97 ai 0, 0182 53,36 2 1 0, 02125 fi 0,1089 2 log 0, 00015 1,14 293 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 2 ba Pнаг 4,858 1,1092 0, 02125 53,36 1689, 6 2 10, 758 9,8 0,1086 0,97 2 2 4 10, 758 0,1086 4 3,6440,01823050 2, 2392 7, 428 109 1689, 6 332, 22 e 332,2 1 3,6440,01823050 e 332,2 0,5 1,832 МПа. 11.4. ОБРАТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ – ТЕЧЕНИЕ ВВЕРХ ПО КОЛОННЕ НКТ Обратную циркуляцию часто используют при работах КРС на газовых и газоконденсатных скважинах. При таких операциях необходимо нагнетать азот из атмосферного воздуха, вырабатываемый генератором азота, вниз по кольцевому пространству между обсадной колонной и наружной поверхностью эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и вверх по внутреннему каналу насосно-компрессорной колонны. При таком режиме закачки давление на забое скважины снижается, что в свою очередь позволяет притекающему из пласта природному газу или конденсату смешиваться с нагнетаемым азотом и следовать на поверхность по колонне НКТ. По мере увеличения притока из пласта, подачу инертного газа можно уменьшать, так как пласт начинает работать в режиме фонтанного притока и поступать по колонне НКТ и через головку НКТ и штуцер. Давление у нижней воронки НКТ при потоке по внутреннему каналу на поверхность равно: 2 Pдол 3,644ait H 2 Pуст 7, 428 109 bit Tср2 e T 7, 428 109 bit Tср2 , 294 Глава 11 РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА где Pдол – давление над буровым долотом внутри бурильной колонны или в нижней точке колонны НКТ, МПа, абс. ; ait аз ; R 2 bit R fi 4,858 Wг2 ; 2 10, 758 g Dit г 2 2 4 10, 758 Dit 4 2 1 . f it Dit 2 log 1,14 Суммарный поток: Qtg Qg 1 Qg 2 ε = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности бурильной колонны); g = 9,81 м/с2; Dti – внутренний диаметр НКТ, м. Пример: Определите приблизительное давление на забое в нижней точке колонны НКТ. Колонна НКТ состоит из 73 мм труб с номинальным погонным весом 9,7 кг/м (внутренний диаметр 62 мм); она спущена на глубину 3050 м внутри обсадной колонны 193,7 мм с номинальным погонным весом 74,1 кг/м (внутренний диаметр168,3 мм). На устье в кольцевое пространство между внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ нагнетают поток азота ( аз = 0,97), с расходом 0,236 м3/с. Этот поток азота доходит до низа кольцевого пространства, а затем втекает внутрь колонны НКТ и поднимается по НКТ до головки НКТ и штуцера на устье. При помощи штуцера на головке НКТ должно поддерживаться постоянное манометрическое давление 0,6985 МПа с целью инициирования притока 295 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении природного газа из пласта. Согласно оценке, температура на устье во время циркуляции поддерживается равной температуре окружающей среды (стандартная температура по АНИ) (150С). Продуктивный газовый пласт имеет потенциальный дебит природного газа 0,3304 м3/с (или 28547 м3/сут). В этом иллюстративном примере будут показаны расчеты для дебита природного газа 0,0944 м3/с (или 8156 м3/сут). Геотермический градиент на этом месторождении составляет приблизительно 0,029 0С/м (0,016 °F/фут). Скважина расположена на уровне моря. qаз1 = 0,236 м3/с (азот из атмосферного воздуха). qг2 = 0,0944 м3/с (природный газ). аз = 0,97. г = 0,7. pat pуст Pth Tth tзаб tзаб = 0,01014 МПа. = 0,6985 МПа избыт. = 0,6985 + 0,1014 = 0,7909 МПа абс. = tat (используйте среднюю температуру атмосферного воздуха). = 15 + 0,029H= 15+ 0,0293050 = 103,4. = 103,40С. tср 15 103, 4 / 2 59, 2 0 С. Tср 59, 20 2730 332, 2 0 K . Плотность газа и его объемный расход азота: g 29 106 0,1 0,97 1,175 кг / м3 8314 288 Qg 1 1,175 0, 236 0, 2733 кг / с g 29 106 0,1 0, 7 0, 848 кг / м 3 8314 288 Qg 2 0,848 0, 0944 0, 0801 кг / с Qtg 0, 2773 0, 0801 0, 3574 кг / с 296 Глава 11 РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА ati 0,97 0, 0182 53,36 2 1 0, 0246 f it 0, 062 2 log 0, 00015 1,14 2 bit Pдол 0, 0246 4,858 0,35742 53,36 3350 2 10, 758 9,8 0, 062 0,97 2 2 4 10, 758 0, 062 4 3,6440,01823050 T 9 2 2 0, 7909 7, 428 10 3350 332, 2 e 9 2 7, 428 10 3350 332, 2 2 1,858 МПа 11.5. ОБРАТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ – ТЕЧЕНИЕ ВНИЗ ПО КОЛЬЦЕВОМУ ПРОСТРАНСТВУ Давление в нижней точке колонны НКТ известно и приблизительно равно забойному давлению в кольцевом пространстве. По существу, вычисления начнутся с нижней точки кольцевого пространства и пойдут верх по потоку, чтобы определить давление нагнетания в верхней точке кольцевого пространства. Давление нагнетания в верхней точке кольцевого пространства равно: 297 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Pверх Инженерные расчеты при бурении 3,644aa H 2 Pзаб 7, 428 109 ba Tср2 e T 1 3,644 aa H T e 0,5 aa г R 2 bit 4,858 Wg21 R fa 2 10, 758 g Dоб .вн Dн.нкт г 2 2 2 2 2 10, 758 Dоб .вн Dн.нкт 4 1 f it Dоб .вн Dн.нкт 2 log 1,14 2 ε = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности обсадной колонны и наружной поверхности труб НКТ); g = 9,81 м/с2; Dоб.вн – внутренний диаметр обсадной колонны в кольцевом пространстве, м; Dн.нкт – наружный диаметр НКТ, м Qg 1 g 1 q g 1 где: Qg1 = расход газа, м3/с g 29 106 Pg г R Tg 298 . Глава 11 РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА Пример: Используя данные из рассмотренного выше примера, определите приблизительное затрубное давление нагнетания в скважину, на которой производился КРС и которую снова вводят эксплуатацию. g 29 106 0,1 0, 97 1,175 кг / м 3 8314 288 Qg 1 1,175 0, 236 0, 2773 кг / с aa 0,97 0, 0182 53, 36 2 1 0, 022 f it 0,168 0, 073 2 log 0, 00015 1,14 2 ba Pверх 0, 022 53,36 2 10, 758 9,81 0,168 0, 073 0,97 4,858 Wg21 2 2 2 2 2 10, 758 0,168 0, 073 4 33,17 3050 3,6440,0182 2 2 9 332,2 1 1,858 7, 428 10 33,17 332, 2 e 3.6440.01823050 332,2 e или Pверх = 1,375 – 0,1 = 1,275 МПа избыт. 299 0,5 1,375 МПа Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении В таблице 11-1 приведены результаты выполненных выше расчетов для дебита природного газа 0 ст. м3/с, 0,0472 м3/с и 0,0944 м3/с ст. Т а б л и ц а 11.1 Приток природного газа в зависимости от давления нагнетания Pверх (МПа избыт.) Qг, (ст.м3/с) 0 1,165 0,0472 1,271 0,0944 1,369 300 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Глава 12. ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 12.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА Реологические свойства цементного раствора, описываемого степенным законом, рассчитывают по формулам: n 0, 5 lg K 0,48 5,11 300 511n 300 3 n 2 n 1 , (12.1) 3 n где n – показатель поведения жидкости, безразмерная величина; К – показатель консистенции, Па·сn. При использовании Бингамовской модели для описания неньютоновской жидкости пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига рассчитываются: 1,5 300 100 300 , (12.2) , где η – пластическая вязкость, спз, 1спз = 1·10-3 Па·с. τ – динамическое напряжение сдвига, 1 фунт/100 фут2 = 0,48 Па. 300 , 100 , 3 – показание ротационного вискозиметра, соответственно при 300; 100 и 3 об/мин. Между параметрами моделей Бингама и Освальда-Вейля (степенная модель) легко устанавливается следующая связь: K n n 1 ; (1 n) K n K ( n ) n ; n ( ) 1 , (12.3) где скорость деформации сдвига, выше которой зависимость τ от практически линейная. 301 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Приведённая вязкость жидкости Освальда-Вейля: n 2 2 R K 6 n V 8 1 n , (12.4) Приведённая вязкость жидкости Бингама: 1 4 1 4 1 Sen 1 D d V , (12.5) 12.2. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ Давление в затрубном пространстве определяется как сумма гидравлических потерь каждой из жидкостей: P Li i P ( L1 1 L2 2 ...Li i ) , (12.6) 1000 i n ц ц 1000 Pз Пример 1: Рассчитайте гидравлические потери на момент завершения продавки цементных растворов в затрубном пространстве скважины (216 – 140 мм) глубиною 3000 м, в которую спущена эксплуатационная колонна диаметром 140 мм. Длина цементных растворов плотностью 1510 и 1910 кг/м3 соответственно каждого 1200 м. Верхняя часть скважина заполнена буровым раствором плотностью 1120 кг/м3. Подача насосов 20 л/с. Решение. Согласно данных таб. 12.1 при подачи 20 л/с гидравлические потери в затрубном пространстве (216 – 140 мм) на длине 1000 м цементного раствора составляют 5,9 кг/см2. По формуле (12.1) рассчитаем: 5, 9 P (1200 1910 1200 1510 800 1120) 15, 95 кгс / см 2 . 1850 1000 302 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Т а б л и ц а 12.1 Гидравлические потери в кольцевом пространстве Dд, Dоб2, Гидравлические потери в кольцевом пространстве, кг/см2, при Dоб1, расходе, л/с, цементного раствора плотностью 1850 кг/м3 мм мм мм на длине 1000 м 2 3 4 5 8 10 15 20 25 30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1,3 4,7 3,4 393,7 324 2,2 406 393,7 340 406 11,7 20,0 30,3 273 311 340 2,3 8,4 5,9 245 3,9 5,5 14,2 20,0 245 9,4 295 324 1,7 6,1 4,4 219 2,9 6,4 14,7 22,3 10,9 16,5 23,2 269,9 219 299 22,0 33,3 47,3 245* 9,2 16,8 25,3 7,0 244,5 219 273 * 0,5 219 0,4 4,0 2,9 1,9 1,1 178 5,7 3,2 2,3 7,0 1,5 0,9 168 2,0 5,7 12,1 20,7 31,3 168 245 216 1,6 4,0 7,4 4,3 11,2 15,7 146 10,5 5,9 3,5 9,0 12,6 140 8,6 22,4 178* 2,4 6,0 12,1 18,3 31,2 219 190,5 146 3,2 11,5 12,8 21,8 140 18,3 5,4 11,8 17,8 6,9 127 16,2 17,4 5,0 165,1 127 194 8,2 15,3 127* 4,8 12,5 17,3 7,3 114 2,2 178 151 4,3 2,5 6,7 139,7 114 114* 11,9 25,2 6,4 168 16,5 7,7 19,0 120,6 114* 6,6 112 102* 146 ПРИМЕЧАНИЕ: Dоб1 – диаметр зацементированной обсадной колонны, Dоб2 – диаметр спущенной колонны, Dд – диаметр цементируемой обсадной колонны. * – безмуфтовые обсадные трубы, ** – НКТ с обточенными муфтами. 12.3. ПЛОТНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА Плотность цементного раствора из условия исключения гидроразрыва пород или развития интенсивного поглощения раствора при наличии потока на момент окончания продавки тампонажного раствора рассчитывается по формуле: 303 Бабаян Э.В., Черненко А.В. ц Инженерные расчеты при бурении Pгид g [ p H H ц р б hб ] g H s H ц Н Pз , (12.7) Hs g где Н – глубина скважины (спуска колонны) по вертикали, м; Нц – высота цементного раствора за колонной по вертикали, м Нs – глубина залегания пластов, подверженных гидроразрыву, м; ц , р , б – соответственно плотности цементного, бурового растворов и буферной жидкости; hб – длина интервала, занимаемая буферной жидкостью за колонной, м; Ргид – давление разрыва пласта (давление начала поглощения), Па. Если давление гидроразрыва пласта определено расчетным путем, то его принимают с учетом запаса 0,95 Ргид . Рз – гидравлические потери в затрубном пространстве от рассматриваемого пласта до устья, Па; g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с. Если цементный раствор следует поднять до устья, то его средняя плотность определяется по формуле: ср Pгид P P Pз з гид , 12.8 gH gH gH Пример 2: Определить плотность цементного раствора по скважине для условий. Глубина спуска обсадной колонны: по вертикали – 2800 м; по длине – 3000 м. Высота подъема цементного раствора: по вертикали – 2420 м; по длине – 2600 м. Давление гидроразрыва на глубине по вертикали: Нs1 = 2750 м, Pгид = 440·105 Па; Нs2 = 2200 м, Pгид = 337·105 Па. Плотность бурового раствора ρр = 1200 кг/м3. 304 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Плотность буферной жидкости ρб =1050 кг/м3. Интервал занимаемый буферной жидкостью за колонной hб = 150 м. Потери давления в затрубном пространстве: от глубины 2750 м до устья – Рз1 = 20·105 Па; от глубины 2250 м до устья – Рз2 =16,5·105 Па. Решение Для пласта с глубиной нахождения 2750 м (формула 12.7) cp 440 10 5 9,8 1200 2800 2420 1200 1050 150 9,8 2750 2420 2800 20 10 5 1692 74, 2 1618 кг/м 3 2750 9,8 Для пласта с глубиной нахождения 2200 м (формула 12.7) cp 337 105 9,8 1200 2800 2420 1200 1050 150 9,8 2200 2420 2800 16,5 105 1554 кг/м3 . 2200 9,8 Следовательно, весь интервал можно зацементировать только облегченным тампонажным раствором. Так как во многих случаях с целью получения качественного разобщения пластов в продуктивной части разреза требуется использование цементного раствора нормальной плотности (ρц = l,85 – 1,92 г/см3), то на данном примере можно сделать вывод о том, что необходимо цементирование провести в два этапа, например, с использованием муфты ступенчатого цементирования. Если известны плотности цементных растворов (нормального и облегченного), которые обычно используют в данном районе, то определим длину интервалов, которые будут зацементированы двумя видами цементных растворов. 305 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Длина интервала цементирования тампонажным материалом нормальной плотности: H h CT ц1 , 12.9 X ( ц2 ц1 ) Интервал, заполняемый облегченным цементным раствором, рассчитывается по формуле: Y H h X, 12.9а Если задается интервал заполнения цементным раствором нормальной плотности, то уточняется плотность облегченного цементного раствора по формуле: Pгид ц2 hц p h g , 12.9б H hц h где h – высота, занимаемая буровым раствором в затрубном пространстве на момент окончания процесса цементирования, м; ρц1, ρц2 – соответственно облегченного и нормальной плотности цементных растворов. Нц – заданная высота подъема цементного раствора нормальной плотности. ц1 Пример 3: Определить высоты подъема нормального и облегченного цементных растворов для тех же условий по скважине, что и в примере 2. Плотность цементного раствора – 1850 кг/м3. Плотность облегченного цементного раствора – 1550 кг/м3 . Решение: Высота подъема цементного раствора плотностью 1850 кг/м3 рассчитаем по формуле (12.9): X 2800 550 1749 1550 1850 1550 306 1492 м. Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Интервал по вертикали заполнения облегченным цементным раствором равен (формула 12.9а): Y = Нц – Х или Y = 2250 – 1492 = 758 м. Далее необходим пересчет длин для наклонных и горизонтальных стволов цементирования с целью определения объемов двух порций тампонажных материалов. 12.4. МЕСТО УСТАНОВКИ МУФТЫ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Место установки муфты ступенчатого цементирования (МСЦ) в обсадной колонне или узла соединений верхних секций обсадных колонн определяют из следующих условий: 1. Муфту в обсадной колонне располагают таким образом, чтобы она оказалась в предыдущей обсадной колонне. 2. Муфту устанавливают как можно ниже, чтобы до минимума снизить давление составного столба на продуктивный пласт. 3. Муфты устанавливают на глубине, до которой необходимо поднять цементный раствор нормальной плотности или утяжеленный. 4. Муфта должна быть установлена в зоне непроницаемых пород и с минимальным отклонением диаметра скважины от диаметра долота. Место установки МСЦ определяют из следующего уравнения: X H s ц g Pгид P3 ц р g , (12.10) X – расстояние от устья до места установки муфты, м. Пример: Определить: на какой глубине необходимо установить муфту ступенчатого цементирования. Условия по скважине: 307 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Высота подъема цементного раствора – до устья; Глубина спуска колонны: По вертикали – 2800 м; По длине – 3000 м; Давление гидроразрыва на глубине по вертикали; Hs1 = 2700 м Ргидр. = 440·105 Па Hs2 = 2200 м Ргидр. = 337·105 Па Плотность бурового раствора – 1200 кг/м3; Потери давления в затрубном пространстве: От глубины 2700 м до устья – Ps1 = 20·105 Па, От глубины 2200 м до устья – Ps1 = 16·105 Па Решение Для пласта глубиною 2750 м (формула 12.10) X 2750 1850 9,8 440 10 5 20 10 5 1234 м. (1850 1200) 9,8 Для пласта глубиною 2200 м (формула 12.10) X 2200 1850 9,8 337 10 5 16 10 5 1230 м. (1850 1200) 9,8 Принимаем окончательно место установки МСЦ на большую глубину, т.е. на глубину 1234 м. Место установки МСЦ может быть изменено по другим причинам, но при этом она не должна быть установлена выше рассчитанной глубины. 12.5. ОБЪЕМЫ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ОБРАЗУЮЩИХСЯ СМЕСЕЙ [23] Для расчёта объёма смеси при турбулентном вытеснении бурового раствора буферной жидкостью и цементного раствора буферной жидкости предложена зависимость: 308 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ d Wсм 12,5 Wт 1т/ 4 вн Lт 1/ 2 D dт Wб . з 1з/ 4 скв Lц 1/ 2 , (12.11) где Wсм объём образовавшейся смеси с буферной жидкостью бурового и цементного растворов, м3; 3 Wт внутренний объём обсадной колонны, м ; Wб . з объём затрубного пространства, по которому двигалась буферная жидкость, м3; т , з коэффициенты гидравлических сопротивлений при турбулентном режиме, принимаемые равными 0,029 – 0,032. Lт длина обсадной колонны, м; Lц длина, продвижения буферной жидкости по затрубному пространству, м; Dскв , d т соответственно диаметры скважины и обсадной колонны В таблице 12.2 приведены расчеты по объемам смеси буферной жидкости (воды) с цементом и буровым раствором. Таблица Диаметр скважины, мм 139,7 215,9 215,9 295,3 393,7 Объем смеси Диаметр обсадной Внутренний диаколонны, мм метр тубы, мм 114,3 99,5 139,7 121,3 168,3 150,5 244,5 224,5 324,0 305,0 12.2 Объем смеси, м3 0,4 1,6 1,7 3,9 8,3 Дополнительный объём низковязкой буферной жидкости Wбс , необходимый для удаления остатков бурового раствора с поверхности омываемой стенки, можно с достаточной инженерной точностью определить из следующих зависимостей. При отсутствии нижней разделительной пробки: Wбс 0, 2 Wск ΔWсм 0, 65 309 , 12.12 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Wск Wпр Wц1 где Wпр – объем продавочной жидкости; Wц1 – объем тампонажного раствора в интервале длиной от башмака цементируемой колонны до кровли высоконапорных или продуктивных горизонтов плюс 150 – 300 м. При использовании нижней разделительной пробки дополнительный объем буферной жидкости можно определить по формуле: Wбс 0, 2 W 1 ц Wсм1 0, 65 , (12.13) 1 – объем буферной жидкости, необходимый для разделения жидкогде Wсм стей на участке от башмака цементируемой колонны до высоты подъема цементного раствора. Общий, необходимой для цементирования, объем буферной жидкости определяют по формуле W Wсм Wбс . Пример: Определить необходимый для цементирования обсадной колонны объем маловязкой буферной жидкости при следующих условиях: Dскв 0, 23 м, d т 0,168 м, Lт 2400 м, Lц 1000 м, Lпрод.пл. 2000 м. Объем смеси буферной жидкости, необходимый для разделения жидкостей определим по формуле (12.11) или воспользуемся табл. 12.2 – 5,7 м3. Дополнительный объём буферной жидкости Wбс , необходимый для удаления остатков бурового раствора из кольцевого зазора в интервале 2400 – 1850 м, найдем из соотношения (12.12): Wбс 0, 2 0, 785 0,148 2 7, 2 м . 0, 785 0, 232 0,1682 5, 7 0, 65 310 3 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Тогда общий объем буферной жидкости, необходимый для цементирования, составит W 5, 7 7, 2 12,9 м3 . Эффективность буферной жидкости существенно повышается, если она содержит в себе абразивные вещества. Объём буферной жидкости не должен превышать допустимую величину Wсм Wб.ж. , который определяют по формуле: Wб.ж. 0,95 P S з , cos б . р. б .ж g (12.14) где Р величина репрессии на флюидопроявляющие пласты на момент последней промывки перед спуском обсадной колонны, Па; 2 Sз площадь сечения затрубного пространства, м ; средний угол наклона ствола скважины в интервале расположения буферной жидкости против продуктивного пласта. 12.6. ВЫСОТА ПОДЪЕМА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА [30,32] Высота подъема цементного раствора над продуктивными пластами и над башмаком предыдущей технической колонны может быть рассчитана с учетом передачи давления в цементном растворе и камне и компенсации возможных дефектов в цементном камне и на контакте цементного камня со стенками скважины (проявление контракции, осмоса, фильтрации): Hц H б 1 4 пл 4 Pуу , (12.15) 1 4 р g 10 6 Hб глубина нахождения кровли продуктивного пласта или башмака технической колонны, м; ρпл – градиент пластового давления, МПа/м; Pуу – техногенное давление на устье в межколонном пространстве, генерируемое в буровом растворе в процессе работы пласта или специально со311 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении здаваемое для снижения избыточных давлений в эксплуатационной колонне, МПа; ρр – плотность цементного раствора, кг/м3. 12.7. МЕТОДИКА РАСЧЁТА ЦЕНТРИРОВАНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ПРОСТРАНСТВЕННОГО УГЛА СКВАЖИННЫХ[32,33] Приведённые ниже формулы справедливы как для восходящих, так и для нисходящих изменений зенитных углов, а также для всех изменений азимута. На эксцентриситет обсадной колонны в стволе скважины преимущественно влияют только вес обсадной колонны в буровом растворе и зенитный угол в рассматриваемом интервале. Расчёт центрирования обсадных колонн не должен допускать в интервале между центраторами эксцентриситет в кольцевом сечении с межцентровым расстоянием равным или большим критической величины, при которой циркуляция бурового или цементного раствора восстанавливается с образованием застойных зон. Условие предупреждения возникновения застойных зон можно выразить уравнением, мм Д Д (12.16), С , кр кр 2 где кр – критическое отклонение обсадной колонны в скважине (критический зазор между обсадной трубой и стенкой скважины), мм; Д – диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке, мм; Дн – наружный диаметр обсадной колонны, мм; Скр– критический эксцентриситет обсадной колонны в скважине, мм. Критический эксцентриситет обсадной колонны определяем по формуле, мм Скр 0,33 Д Д , 2 (12.17) Определяем критические эксцентриситеты и отклонения некоторых типоразмеров обсадных колонн в скважине и заносим их в таблицу 12.3. 312 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Т а б л и ц а 12.3 Критические эксцентриситеты Расчётные показатели, мм (Д–Дн)/2 С кр 146,1/215,9 34,9 11,5 кр 23,4 Диаметры скважин и обсадных колонн, мм 168,3/215,9 114,3/139,7 101,6/139,7 101,6/124,0 23,8 12,7 19,1 11,2 7,9 4,2 6,3 3,7 15,9 8,5 12,8 7,5 Проводим предварительные расчёты. Определяем жёсткость труб обсадной колонны, Па 2,11010 g Д н4 4 Д 1 в , 64 Д н (12.18), где Дн – наружный диаметр обсадной колонны, м, Дв – внутренний диаметр обсадной колонны, м, g – ускорение свободного падения, м/с2. Вес 1 м труб в буровом растворе, н/м 2 2 q q 0, 785 Д Д в н (12.19) где q – вес единицы длины обсадной колонны в воздухе, н/м, 3 q – плотность бурового раствора, кг/м . Рассчитываем расстояния между пружинными центраторами и количество пружинных центраторов в выбранном интервале. Расстояние между пружинными центраторами по допустимой радиальной нагрузке на один центратор, м 1 Q , 1, 43 q g Sin1 (12.20) где Q – допустимая радиальная нагрузка на центратор, н, 313 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 1 – зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы, градусы. Эксцентриситет колонны от собственного веса, мм С 6,3 q 14 Sin1 (12.21) Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, н: (12.22) N 0,3 q ( L hв ) Соs 2 где L– глубина спуска обсадной колонны (по стволу), м, hв – интервал центрирования колонны (верх), м, 2 – средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале центрирования, градусы. Критическая сила по Эйлеру, н: Ркр 2 EI , 2 12 (12.23) здесь = 1. Эксцентриситет колонны между пружинными центраторами с учётом растягивающего усилия, мм: C Co , N 2 1 ( ) Р кр (12.24) Выбираем расстояние между пружинными центраторами лению значений С и С кр , мм: при С С кр принимаем 1 314 и завершаем расчёт. по сопостав- Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ при С > С кр продолжаем расчёт. Определяем расстояние между пружинными центраторами по условию критического эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины, м =4 C кр , (12.25) 6,3 qв Sin 2 В приведённых формулах используются ранее рассчитанные значения эксцентриситета обсадной колонны в миллиметрах без учёта их размерности. Необходимое количество пружинных центраторов в рассматриваемом интервале, шт.: n hн hв 1 , (12.26) где hн – интервал центрирования колонны (низ), м. Рассчитываем расстояние между жёсткими центраторами и количество жёстких центраторов в выбранном интервале, шт. Определяем расстояние между двумя нижними центраторами по условию критического эксцентриситета обсадной колонны, с учётом отклонения жёсткого центратора в скважине, м l1 = 4 (C кр о ) 6,3 q Sin 1 , (12.27) где о – номинальный зазор между жёстким центратором и стенкой скважины, мм. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, н N 0,3 q L hв Cos 2 , 315 (12.28) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Эксцентриситет обсадной колонны между жёсткими центраторами с учётом растягивающего усилия, мм С С кр , N 2 1 ( ) Ркр (12.29) Выбираем расстояние между жёсткими центраторами по сопоставлению значений С и С кр , мм при С кр – С 1 принимаем 1 и рассчитываем необходимое количе- ство центраторов в рассматриваемом интервале по формуле (12.26). при С кр – С 1 корректируем расстояние между центраторами по формуле, м: 4 (2С кр С о ) , 6,3q Sin 2 (12.27) Необходимое количество жёстких центраторов в рассматриваемом интервале, шт. n hн hв 1, (12.28) где hн , hв интервал центрирования колонны (низ, верх), м. Для оперативного расчёта количества центраторов и мест их установки в заданном интервале разработана компьютерная программа. 316 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 12.8. ПОДАЧА НАСОСОВ ПРИ ПРОДАВКИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА[30,31,32] 12.8.1. При критической величине Рейнольдса, равной 2200, минимальная объемная скорость для турбулентного течения в затрубном пространстве (Бингамовская модель), рассчитывается по формуле: Qmin 15000 D 2 d 2 , 12.29 И соответственно, для пробкового режима, когда Re 100 : Qmax 3000 D 2 d 2 , , (12.30) где Q – объемная скорость, л/с; D и d – соответственно диаметры скважины и колонны, м; ߬ – динамическое напряжение сдвига, Па; – плотность жидкости, кг/м3. 12.8.2. Cтепенная модель, минимальная объёмная скорость Qmin, (л/с) для обеспечения турбулентного режима пространстве рассчитывается по формуле (степенной закон течения): 1 2 Qmin 785 Dскв Re kp K 12 n 1 2n Dт2 , (12.31) n 10 Dскв Dт где Qmin – объемная скорость потока, л/с; Dскв – диаметр скважины (внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны), м; Dm – наружный диаметр обсадной колонны, м; ρ – плотность цементного раствора, кг/м3; 317 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Reкр – критическое число Рейнольдса. Величина Reкр принимается из таб. 12.3 в зависимости от показателя степени n. Т а б л и ц а 12.3 n 0,95 0,85 0,75 0,65 Определение Reкр n 0,55 0,45 0,35 0,25 0 Reкр 3000 3100 3200 3300 Reкp 3400 3500 3600 3700 3800 Или согласно формуле: Reкр = 3000 + (0,95 – n) · 1000, где 0,25 <n <0,95 Пример: Определить минимальную объемную скорость потока для обеспечения турбулентного режима при цементировании обсадной колонны диаметром 140 мм, спущенную в скважину диаметром 216 мм. Реологические показатели цементного раствора и его плотность n = 0,424; К = 32,75Па·сn; ρ = 1850 кг/м3. Из таб. 6.3 находим величину Reкр = 3526 и по формуле (6.8.3) рассчитываем объемную подачу: 1 Qmin 3526 32,75 120,4241 20,424 785 0, 2162 0,1462 52,5 л / с 0,424 10 1850 0, 216 0,14 Очевидно, обеспечить такой расход цементного раствора в затрубном пространстве практически невозможно. Поэтому необходима обработка цементного раствора пластификатором. Соответственно, изменив реологические показатели на n = 0,55, К = 4,2 Па·сn, получим: 1 Qmin 2 0,55 3400 4, 2 120,551 785 0, 216 0,146 21,1 л / с 0,55 10 1850 0, 216 0,14 2 2 318 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Для обеспечения пробкового режима в кольцевом пространстве (Rе = 100) максимально допустимая объемная подача не должна превышать величину, рассчитываемую по формуле: 1 2 Q 780 Dскв 2n 10 K 12n 1 , Dт2 D D n скв т (12.32) Пример: Определить объемную подачу с целью получения пробкового режима для условий, приведенных в предыдущем примере. По формуле (12.32) рассчитаем: 1 Qmin 20,424 10 4, 2 120,424 1 785 (0, 216 0,14 ) 4,5 л / с. 0,424 1850 (0, 216 0,14) 2 2 6.8.3. Минимальную подачу насосов, при учете параметров эксцентричного канала и реологических свойств жидкости, при превышении которого будет отсутствовать застойная зона: Q R 3 1 0,5 2 (1 ) (1 ) 2 4 1 , (12.33) где Q – минимальная подача цементировочных агрегатов, л/с; η и τ – соответственно пластическая вязкость (мПа·с) и динамическое напряжение сдвига (Па); R – радиус внешней границы окружности (скважины), м; a = R1/R, где R1 – внешний радиус обсадной трубы, м; ߝ – эксцентриситет, расстояние между осями скважины и трубы, м. 12.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА И МАТЕРИАЛОВ 12.9.1. Объем тампонажного раствора рассчитывают по формуле: Vц = 0,785[(D2скв–D2т)Нц+d2h], (12.34) 319 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где Dскв – средний диаметр скважины, определяемый по кавернограмме перед спуском обсадной колонны; Dскв D К , (12.35) d Dd – диаметр долота, м; К – коэффициент кавернозности по длине с последующим суммированием расчетных объемов на одноразмерных участках; Нц – высота подъема цементного раствора, м; d – внутренний диаметр обсадной колонны у башмака, м; h – высота цементного раствора в обсадной колонне или от башмака обсадной колонны до кольца стоп, м. Пример: Определить среднюю величину коэффициента кавернозности и средней диаметр скважины, пробуренной долотом 216 мм, а также объем тампонажного раствора. Условия по скважине: Данные кавернометрии по интервалам: 3000м – 2900 – К = 1,02 2900м – 2000 – К = 1,2 2000м – 1500 – К = 1,3 1500м – 400 – К = 1,4 Определим средне арифмитическую величину коэффициента кавернозности: K cp 1, 02 100 1, 2 900 1, 3 500 1, 4 1100 1182 2050 1, 293 2500 2500 Средний диаметр скважины для долота диаметром 216 мм (ф. 12.35): Dскв 0, 216 1, 293 0, 2456 м. Объем тампонажного раствора для интервала 3000-2300 м, для которого запроектирован цементный раствор плотностью 1850 кг/м3: 320 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ К ср 1, 02 100 1, 2 600 1,17 700 Средний диаметр скважины в интервале 3000-2300 м Dскв 0, 216 1,17 0, 234 м. Требуемый объем цементного раствора плотностью 1850 кг/м3: V = 0,785[(0,2342–0,1462)·700 + 0,1262·20] = 0,785(23,45+0,32) = 18,7 м3. Для интервала 2300-400 м, цементируемого раствора плотностью 1550 кг/м3, определим коэффициент кавернозности: Кср (2300 2000)1, 2 (2000 1500)1,3 (1500 400)1, 4 360 650 1540 1,342 1900 1900 Средний диаметр скважины: Dскв 0,216 1,342 0,25 м. Требуемый объем тампонажного раствора плотностью 1550 кг/см3: V 0, 785(0, 252 0,146 2 ) 1900 61,5 м 3 . 12.9.2. Потребность в материалах, сухого цемента: G Ц К1 с Ц В VЦ , С В (12.36) Воды для растворения цементного раствора: GB К1 c Ц VЦ , С В 321 (12.37) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении ρс – плотность сухого цемента (порошка) – 3150 кг/м3; ρв – плотность воды для приготовления цементного раствора; К1 – коэффициент, учитывающий потери тампонажного раствора и цемента принимается K1 = l,0 – l,05. Пример: Определить количество сухого цемента и воды для затворения 18,7 м3 тампонажного раствора. Количество сухого цемента для раствора плотностью 1850 кг/м3 (ф.12.36) GЦ 1, 05 3150 1850 1000 18, 7 24452 кг. 3150 1000 Количество воды (12.37) GВ 1, 05 3150 1850 18, 7 11,87 м3 . 3150 1000 Пример: 1. Определить количество сухого цемента и воды затворения для получения цементного раствора плотностью 1950 кг/м3 и плотности жидкости затворения 1210 кг/м3, объемом 10 м3 GЦ 1, 05 3150 GВ 1, 05 1950 1210 10 12616 кг. 3150 1210 3150 1950 10 6,5 м 3 . 3150 1210 2. Определить количество цемента ОЦГ, плотность которого 2900 кг/м3, и воды для получения 1 м3 облегченного цементного раствора плотностью 1500 кг/м3 GЦ 1, 05 2900 1500 1000 500 1 м3 1, 05 2900 801 кг. 2900 1000 1900 GВ 1, 05 2900 1500 0, 744 м3 . 2900 1000 322 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 3. Определить количество цемента ПЦ, плотность которого 3150 кг/м3, и жидкости затворения для получения 1 м3 облегченного цементного раствора. Жидкость затворения глинистый раствор (вода + бентонит) ρ = 1,05 г/см3 = 1050 кг/м3 GЦ 1, 05 3150 GЗАТ 1, 05 1500 1050 708, 7 кг. 3150 1050 3150 1500 0,825 м 3 . 3150 1050 12.10. ОБЪЕМ ПРОДАВКИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ МОМЕНТА «СТОП» 12.10.1. Объем продавки Vпp = π/4·d2∙(H–h) + Vм + Vсж+Vг , (12.38) где Vпp – объем продавки; Vм – объем нагнетательного манифольда – 0,1-0,3 м3; Vг – объем, учитывающий наличие газа в буровом растворе; Vсж – объем жидкости, с учетом сжимаемости бурового раствора Vсж Рзаб V0 Ру V0 , 2К K (12.39) где V0 – объём жидкости для заполнения обсадной колонны, м3; К – модуль объемного сжатия бурового раствора; Рзаб – забойное давление; Ру – устьевое давление на момент получения «стоп». Пример: Определить Vсж при продавке буровым раствором плотностью 1154 кг/м3. Объем бурового раствора для заполнения обсадной колонны равен 54 м3. Давление стоп – 12 МПа. 323 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Vсж Инженерные расчеты при бурении 345 54 120 54 0,3726 0, 26 0,63 м3 2 25 103 25 103 Влияние наличия газа в пробе бурового раствора. Для жидкости плотностью 1050-1200 кг/м3 объем продавки может быть увеличен на 0,05-0,01%, для жидкостей плотностью 2000-2300 кг/м3 объем продавки должен быть увеличен на 0,05-0,09%. Объем занимаемый газом в продавочной жидкости, находящийся в приемных емкостях насосов можно оценить по формуле: Vr = α · V0, (12.40) α – газожидкостное соотношение в атмосферных условиях. Итак, если в растворе содержится 3% газа, то в результате его сжатия при закачке дополнительный объем для получения «стоп» составит (формула 9.40) Vг = 0,03 · 54 = 1,08 м3. Таким образом, увеличение объема продавки для получения «стоп» составит. Vn + Vсж + Vг = 0,1 + 0,63 + 1,08 = 1,81 м3. 12.10.2. Гидравлический удар Максимальный прирост давления при изменении скорости потока, например, при посадке пробки на стоп-кольцо определяется по формуле: Рmax = ± (Руд + Рпот), (12.41) где Рпот – величина гидравлических потерь в соответствующем канале. Руд – ударное давление, которое рассчитывается по классической формуле Н.Е. Жуковского: Руд = Vср · С · ρ, (12.42) где Vср – средняя скорость потока в соответствующем канале, м/с; С – скорость распространения ударной волны по жидкости, м/с; ρ – плотность жидкости, кг/м3. 324 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ С учетом упругих свойств жидкости, металла и породы и геометрических размеров давление над цементировочной пробкой может быть определено по формуле: , (12.43) Р уд V 1 d в / Под цементировочной пробкой: Р уд V к 1 2(1 v) / , (12.44) где Vт и Vк – скорость потока жидкости соответственно в трубе и затрубном пространстве, м/с; dв – внутренний диаметр труб, м; Е – среднее значение модуля сжатия материала, для труб Е = 2·105 МПа, для горных пород Е = 2·104 МПа. ν – коэффициент Пуассона ν = 0,3. К – коэффициент сжимаемости. Для буровых растворов плотностью от 1060 до 1950 кг/м3 при давлении от 3 до 60 МПа коэффициент сжимаемости К = 2,2·103 – 3,4·103 МПа. Для цементных растворов в том же диапазоне изменения давления К = 3,2 · 103 − 4,0 · 103 МПа. Обычно скорость потока перед посадкой цементировочной пробки на стоп-кольцо снижают до минимума, т.е. закачку последних 1-2 м3 ведет один цементировочный агрегат с подачей 3 – 8 л/с. 12.9.3. Время прокачиваемости (загустевания) t0 тампонажного раствора регулируется таким образом, чтобы. 1,2tц < t0 < tц + (30÷40) мин, (12.45) tц – время цементирования. tц VЦ Vnp Q 3,600 , час , 325 (12.46) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Если время цементирования составляет 3 часа, то рецептура цементного раствора подбирается таким образом, чтобы время до начала загустевания составила 1,2 · 3 час = 3,6 часа или 3 час + 30 мин = 3,5 часа. 12.11. ВЫБОР ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЙ ТЕХНИКИ В соответствии с расчетными значениями подачи жидкостей Q и давлений Рцем выбирается тип цементировочных агрегатов, число которых определяется из соотношения: n Q, q (12.47) где q – производительность одного агрегата при давлении больше Pцем. В обязательный состав цементировочного оборудования входят: – цементировочные агрегаты (ЦА); – смесительные установки (СУ). При использовании большого количества цементировочных агрегатов и смесительных установок необходимо устанавливать: – блок манифольдов (БМ); – станция контроля цементирования (СКЦ); – осреднительную установку (ОУ). Требуемая полезная мощность цементировочных агрегатов Nп, кВт, определяется по формуле: (12.48) N 1, 25 103 P Q , где Р – давление на цементировочном агрегате, кгс/см2, Q – соответствующая этому давлению подача, л/с. Необходимое количество цементировочных агрегатов одного типа составит: N (12.49) n п , NА где NА – полезная мощность одного агрегата. Число n всегда должно округлятся в большую сторону Число смесительных установок определяется так: G G n 1 2 , (12.50) g g 326 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ где G1, G2 – расчетное количество тампонажных материалов по типам, т; g – вместимость бункера одной установки СУ, т. 12.12. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ [30,31,32] Прямой способ в одну ступень. Общие сведения по скважине. 1. Забой скважины, м – 3000. 2. Диаметр долота, мм – 216. 3. Глубина спуска колонны, м – 3000. 4. Диаметр спускаемой колонны, мм – 146. толщина стенок, мм в интервале 0 – 1000 м, 11 1000 – 3000 м, 10. 5. Глубина спущенной обсадной колонны, м – 1200. 6. Диаметр спущенной обсадной колонны, мм – 245. 7. Параметры бурового раствора. 7.1. Плотность, кг/м3 – 1120. 7.2. Структурная вязкость, спз – 8,0. 7.3. Динамическое напряжение сдвига, Па – 4,0. 8. Вскрытые пласты. № 1 2 3 4 Граница пластов Интервал размещения, м Градиент пластового давления, МПа/м Пластовое давление, МПа Градиент давления гидроразрыва, МПа/м Давление поглощения, МПа Кровля 1200 0,01 12,0 0,015 18,0 Подошва 1300 0,01 13,0 0,015 19,5 Кровля 1300 0,0105 13,65 0,0171 22,23 Подошва 2500 0,0107 26,75 0,0169 42,25 Кровля 2500 0,0107 26,75 0,017 42,5 Подошва 2900 0,0108 31,32 0,017 49,3 Кровля 2900 0,011 31,9 0,018 52,2 Подошва 3000 0,011 33,0 0,018 54,0 327 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 9. Ствол скважины. 9.1. Обсаженная часть ствола № Интервал, м от 1 2 до 0 500 500 1200 9.2. Необсаженная часть ствола № Интервал, м 1 2 3 4 от до 1200 1300 2500 2600 1300 2500 2900 3000 Длина, м Диаметр, мм 500 700 223 225 Длина, м Диаметр, мм 100 1200 400 100 10. Температура Статическая забойная, 0С 85. Динамическая забойная, 0С 66. Динамическая устьевая, 0С 45. 11. Расстояние от устья скважины до уровня подъёма тампонажного раствора за колонной, м – 700. 12. Тампонажный раствор. 12.1. Нормальной плотности, кг/м3 – 1910. Реология. Бингамовская модель. Динамическая вязкость, спз – 28,0. Динамическая напряжения сдвига, Па – 9,6. 12.2. Начало загустевания, мин – 180. 12.3. Облегчённый тампонажный раствор, плотность, кг/м3 – 1510. Реология. Бингамовская модель. Динамическая вязкость, спз – 40,0. Динамическая напряжения сдвига, Па – 10,0. 328 230 220 216 214 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 12.4. Начало загустевания, мин – 180. 12.5. Решение. 12.5.1. Рассматриваем объёмы скважины и труб. Объём (внутренний) эксплуатационной 146 мм колонны: n Vt 0,785 dв i2 hi 0,785 (0,124) 2 1000 (0,126) 2 2000 37 m 3 i Объём затрубного пространства: n V з 0,785 ( D 2 скв i (0,223 2 0,146 2 ) 500 (0,225 2 0,146 2 ) 700 d ) h 0,785 (0,23 2 0,146 2 ) 100 (0,22 2 0,146 2 ) 1200 67,5 (0,216 2 0,146 2 ) 400 (0,214 2 0,146 2 ) 100 2 т Общий объём скважины: V Vt V з 37 67,5 104,5m 3 Определение высоты подъёма цементного раствора над продуктивным пластом и в башмак предыдущей колонны. Над продуктивным пластом (кровля продуктивного пласта 2500 м): Hц H пр (1 4 пл ) Pуу 1 4 р g 10 6 2500 (1 4 0,011) 0 2290 м 1 4 1120 9,8 10 6 Согласно «Правил…» /1/ высота подъёма тампонажного раствора над кровлей продуктивных нефтяных горизонтов должна составлять не менее 150 – 300 м. Согласно приведённого расчёта высота подъёма тампонажного раствора над продуктивными отложениями составляет 210 м (2500 – 2290 м), т.е. цементный раствор должен быть поднят до отметки 2290 м. Согласно другого пункта «Правил…» продуктивные пласты на 75 – 100 м выше и ниже их должны цементироваться тампонажным цементом нормальной плотности (=1820–1920 кг/м3). 329 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Итак, окончательно принимаем – продуктивные пласты зацементировать цементным раствором нормальной плотности, подняв его до отметки 2290 м. Над башмаком 245 мм обсадной колонны: Hц H пр (1 4 пл ) Pуу 1 4 р g 10 6 1200 (1 4 0,01) 10 1135 м 1 4 1120 9,8 10 6 Цементный раствор должен быть поднят до отметки 1135 м. Определение подачи насосов при движении тампонажного раствора затрубном пространстве. Продолжительность процесса цементирования обсадной колонны не должна превышать 75% времени загустевания тампонажного раствора, т.е. 0,75∙ 180 = 135 мин. Подачу насосов с точки зрения не допущения загустевания цементного раствора при прокачки 90 м3 цементного раствора и продавочной жидкости определим по формуле: Q V / T 90 / 135 60 11,1 12.5.2. Определим, какова должна быть подача насоса при пробковом режиме цементного раствора плотностью 1910 кг/м3: 2 Q 240 Dскв 64,5 K Dт2 1 2,44 Dскв Dт n 2n 240 0,216 2 0,146 2 1 0 , 557 2 0 , 557 64,5 1,236 2,44 4,7 л / с 0,216 0,146 1910 Определим, какова должна быть подача при турбулентном режиме: 1 2,44 0,645 1,236 3393 2 0,557 ( Q 240 0,216 0,146 ) 0,557 54,2 л / с 0 , 216 0 , 146 1910 2 2 330 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Если принята для расчёта Бингамовская модель, то минимальная подача, при которой будет иметь место турбулентный режим, рассчитывается по следующей формуле: 2 120 ( D D ) 2 скв т 2 Q 785 ( Dскв Dт2 ) ( Dскв Dт ) 28 28 2 120 (0,216 0,146) 2 9,6 1910 31л / с 785 (0,216 2 0,146 2 ) 1910 (0,216 0,146) Используя известное выражение числа Рейнольдса для Бингамовской модели, преобразовав его через расход и приняв критическое значения Re=2000, получим: 2 Dт2 Qкр 785 Dскв 20 D D скв т 0,028 9,6 785 0,216 2 0,146 2 20 28,4 л / с 1910 1910 (0,216 0,146) Соответственно для пробкового режима при Re=1000: 2 Q 10 3 3,14 Dскв Dт2 3,14 (0,216 2 0,146 2 ) 9,6 5,6 л / с 1910 12.5.3. Определим минимальную подачу насосов, при учете параметров канала и реологических свойств жидкости, при превышении которого будет отсутствовать застойная зона: Q R 3 1 0,5 2 (1 ) (1 ) 2 4 1 В интервале продуктивных горизонтов 3000 – 2500 м установлены центраторы, но эксцентриситет равен e = 0,004 м. 331 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении e / R 0,004 / 0,108 0,037 R1 / R 0,073 / 0,108 0,676 Q 3,14 9,6 0,108 3 1 0,676 0,037 4 0,028 1 0,676 0,037 0,5 0,037 2 0,037 (1 0,676) (1 0,676) 2 0,0098 м 3 / с 9,8 л / с 12.5.4. Итак, с точки зрения времени загустевания цементного раствора, подача насосов должна быть не менее 11,2 л/с. Следовательно, пробковый режим не может быть реализован при данной рецептуре цементного раствора. Оценим, возможен ли процесс цементирования при турбулентном режиме с подачей насосов 43,9 л/с по следующей зависимости: 0,95 г . р. L ( Pг Pп ) 12.5.5. Максимальное значение гидростатическое давление будет иметь место при завершении продавки тампонажного раствора, т.е. перед ловлей момента «стоп»: Pг g (3000 2400) 1910 (2400 700) 1510 700 1120 44 МПа Гидравлические потери в кольцевом пространстве можно посчитать, воспользовавшись таблицей и формулой: Q 1,86 P1 P2 2 Q1 1,86 43,9 1,86 15,7 30 1,86 31,9 1,02 3,25МПа где P1 и P2 – соответственно табличное значение потерь давления при Q1 и расчётное значение потерь давления при заданной подаче Q2. На длине 3000 м гидравлические потери составят 3000 3,25 9,75МПа 1000 Проверяем, соблюдается ли зависимость: P 332 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ 0,950,0183000≤44+9,7 правая часть неравенства оказалась больше левой, что означает неизбежность осложнения в виде гидроразрыва пластов и поглощения. В данном случае подачу насосов при продавке тампонажного раствора из возможности цементировочной техники на данный момент у производителя работ равной 20 л/с. 12.5.6. Определение высоты подъёма цементного раствора над продуктивными горизонтами Минимальная скорость потока цементного раствора при наличии эксцентриситета в узком зазоре: R2 3 P (1 ) (1 ) V , 12 R L P 3 Q 1 2 Sen , 8 L 2 1 b h 3 2 2 0,037 1,0196, 1 1,5 1 1 0,676 1 1 1,5 2 2 0,037 2 1 0,5 1,0065, 1 0,5 1 1 0,676 b R (1 ) 3,14 0,108 (1 0,676) 0,586 м h R (1 ) / 2 0,108 (1 0,676) / 2 0,0175 м Vср Q / R 2 (1 2 ) 20 10 3 / 3,14 0,108 2 (1 0,676 2 ) 1,0 м / с Sen 2 R (1 ) 2 9,6 0,108 (1 0,676) 26,87 0,025 1,0 Vср P 3 0,028 20 10 3 1,0065 1 26,87 1155 L 8 2 1,0196 0,586 0,0175 3 2 0,108 3 9,6 (1 0,676 0,037) 1155 (1 0,676 0,037) Vmin 0,88 м / с 12 0,028 0,108 333 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 12.5.7. Определим сколько времени необходимо вести продавку цементного раствора, чтобы в узком зазоре поднять его с забоя до отметки 2400 м: T H 3000 2400 / Vmin 600 / 88 682c Определим, какой объём цементного раствора нужно прокачать, чтобы полностью заполнить им интервал продуктивных горизонтов: W Q T 20 10 3 682 13,66 м 3 Таким образом, высота подъёма цементного раствора плотностью 1910 кг/м3 составит: h W / S 13,66 / 0,785 (0,216 2 0,146 2 ) 689 м Цементный раствор надо поднять до отметки 3000 – 689 =2311 м. 12.5.8. Увеличение эксцентриситета на 1 мм, т.е. при е=5 мм и тех же реологических и геометрических величин, приведёт к снижению минимальной скорости потока в узком зазоре кольцевого пространства до 0,61 м/с и соответственно к увеличению объёма цементного раствора плотностью 1910 кг/м3 до 19,67 м3, а высоту подъёма до 1003 м Из приведенного расчета вытекает ещё один вывод. На проведение операции с подачей 20 л/с потребуется всего 75 мин., а с учетом необходимого запаса можно задаться временем загустевания 94 мин. Поэтому после проведенных расчетов с выбором подачи насосов необходимо вернуться к подбору рецептуры цементного раствора на предмет снижения времени его загустевания. Это важно сделать, поскольку сокращение времени между временем загустевания и схватывания и моментом «стоп» существенно влияет на качество цементирование. 12.5.9. Увеличение реологических свойств цементного раствора существенно снижает скорость всплытия газа. Наши исследования на стендовой установки и наблюдения на скважинах, на которых произошли газопроявления показали, что при высоких реологических свойствах бурового раствора, накопившейся на забое газ не всплывает. Скорость ми334 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ грации газа в пузырьковом режиме можно рассчитать по эмпирической зависимости, предложенной N.J.Adams : Vg 3,65 e 0,003 3,65 e 0, 0031910 0,01м / с 36 м / час За время проведения процесса газ в цементном растворе может мигрировать не более чем на 100 м. Предложено немного рецептур цементного раствора с высокими реологическими свойствами, например РПИС, с применением комбинированных химреагентов типа КРС[50], обеспечивающих исключение газопроявления и появления межколонных давлений. Если увеличить структурную вязкость цементного раствора до 40 спз, а динамическое напряжения сдвига до 12 Па, то минимальная скорость в узком зазоре кольцевого пространства снизится до 0,36 м/с. Чтобы добиться полного заполнения затрубного пространства в интервале продуктивных отложений необходимо прокачать ≈ 33 м3 цементного раствора плотностью 1910 кг/м3. 12.5.10. Определение дополнительного объёма тампонажного раствора для захода в башмак предыдущей обсадной колонны В п.12.5.4 определили, что цементный раствор должен быть поднят до отметки 1135 м. Этого достаточно, чтобы цементный раствор не позволил пропустить через себя пластовый флюид. Но наличие эксцентриситета предрасполагает наличие каналов, заполненных буровым раствором, в последствии обезвоженных вследствие гидратации цементного раствора. Поэтому, определим какой объём цементного раствора надо прокачать, чтобы вытеснить буровой раствор в интервале 1200 – 1135 м при эксцентриситете 0,003 мм. e / R 0,003 / 0,115 0,026 R1 / R 0,073 / 0,115 0,634 335 Бабаян Э.В., Черненко А.В. V Инженерные расчеты при бурении R2 3 P , (1 ) (1 ) R 12 L 3 Q P L 2 1 b h 3 1 2 Sen , 8 2 2 0,026 1,0076, 1 1,5 1 1 0,634 1 1 1,5 2 2 0,026 1,0025, 1 0,5 1 1 0,634 b R (1 ) 3,14 0,115 (1 0,634) 0,590 м h R (1 ) / 2 0,115 (1 0,634) / 2 0,021м 2 1 0,5 Vср Q / R 2 (1 2 ) 20 10 3 / 3,14 0,115 2 (1 0,634 2 ) 0,8 л / с Sen 2 R (1 ) 2 10 0,115 (1 0,634) 26,3 Vср 0,040 0,8 P 3 0,040 20 10 3 1,0025 1 26,3 937 L 8 2 1,0076 0,59 0,0213 2 0,115 3 10 Vmin (1 0,634 0,026) 937 (1 0,634 0,026) 0,538 м / с 12 0,04 0 ,115 Определим, сколько времени понадобится для движения раствора в узкой части затрубного пространства в интервале 1300 – 1135 м: T 165 / 0,538 306,7c Определим, какой объём цементного раствора нужно прокачать, чтобы полностью заполнить требуемый участок: W=2010-3306,7=6,1 м3. Итак, цементный раствор должен быть поднят над башмаком 245 мм обсадной колонны: h=6,1/0,785(0,2232–0,1462)=273 м. Отметка, на которую должен быть поднят цементный раствор 927 м. Потребное количество тампонажного раствора плотностью 1910 кг/м3 для затрубного пространства: 336 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ n (0,22 2 0,146 2 ) 200 3 V з 0,785 ( Dci2 d ti2 ) h 0,785 14,1м 2 2 2 2 i (0,216 0,146 ) 400 (0,214 0,146 ) 100 Для цементного стакана в колонне: Vвн 0,785 d вн2 h 0,785 0,126 2 10 0,1м 3 Итого объём цементного раствора: Vц V з Vвн 14,1 0,1 14,2 м 3 Потребное количество тампонажного раствора плотностью 1510 кг/м3 для интервала 2300 – 920 м: n 2 V з 0,785 ( Dскв i (0,225 2 0,146 2 ) 280 2 2 2 2 2 d т ) h 0,785 (0,23 0,146 ) 100 (0,22 0,146 ) 1000 28,9 м 3 Объём продавочной жидкости: n Vпрод. 0,785 d вн2 hi 0,785 0,122 2 1000 0,126 2 2000 36,5 м 3 i Потребность в материалах: количество сухого цемента марки G: GЦ К1 с Ц В 1910 1000 V 1,05 3150 14,2 19879 кг 3150 1000 С В количество воды для растворения цементного раствора GB К1 c Ц 3150 1910 8,6 м 3 V Ц 1,05 С В 3150 1000 , количество цемента ОЦГ и воды 337 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении G Ц 1,05 2900 G В 1,05 1510 1000 28,9 м 3 23621 кг. 2900 1000 2900 1500 28,9 21,5 м 3 . 2900 1000 Определение объёмного расхода, глубины опорожнения, устьевого и забойного давления. Рассчитаем с помощью таблицы и формулы гидравлические потери в затрубном пространстве на момент окончания процесса цементирования: P 5,9 (1200 1910 1200 1510 800 1120) 24,2кг / см 2 1850 1000 12.5.11. Расчеты текущих значений устьевых и забойных давлений, объёмного расхода в затрубном пространстве выполнены с помощью компьютерной программы «гидравлика цементирования». Их результаты представлены в таблице 12.4 Т а б л и ц а 12.4 № Закачиваемая жидкость Объём закачки, м3 1 Буферная 1 2 Облегчен. Цем. Раствор 1 2 3 Цемент нор. плот. 1 2 3 Продавка 1 2 3 4 5 6 10,0 2 3 4 28,9 Время от начала, с, (мин) Подача насосов, л/с Давление на насосах кгс/см2 Забойное Давление кгс/см2 Объёмная скорость на выходе,л/с 1 666 (11,1) 15,0 15,0 16,0 16,0 339,0 339,0 15,0 15,0 20,0 20,0 20,0 25,0 0,0 0,0 339,0 340,3 343,1 20,0 20,1 30,1 20,0 20,0 20,0 0,0 0,0 0,0 343,1 351,9 368,7 30,1 21,9 21,6 20,0 0,0 0,0 20,0 20,0 0,0 0,0 0,0 0,0 50,6 123,9 50,0 368,7 368,7 368,8 424,6 451,8 451,8 21,6 21,4 0,0 20,0 20,0 0,0 667 2112 2470 14,2 2472 2812 3171 36,5 3172 3174 3474 4962 5322 5324 338 Глава 12 12.13. ЛАБОРАТОРНЫЕ РАСТВОРОВ ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ИСПЫТАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ Лабораторные исследования тампонажных растворов и цементных композиций, соответствующих конкретным горно-геологическим условиям, представляются важным звеном в процессе проектирования и строительства скважин. 12.13.1. Методы испытаний тампонажных цементов Общепризнанными мировыми стандартами на методы испытаний тампонажных цементов являются стандарт Американского Нефтяного Института (API)/ стандарт Международной организации по стандартизации (ISO), и их разделы. Часть стандарта API Specification 10A/ ISO 10426-1 устанавливает требования и дает рекомендации по восьми классам тампонажных цементов (A, B, C, D, E, F, G и Н), включая требования к химическому составу и физическим свойствам и методики физико-механических испытаний. Часть стандарта API Recommended Practice 10B-2/ ISO 10426-2 устанавливает требования и дает рекомендации по испытаниям цементных растворов и связанных с ними материалов в условиях, имитирующих условия скважины. Помимо этого, в указанных выше стандартах приведены требования к испытательному оборудованию, даны размеры и схемы отдельных узлов для производителей. Основные методы физико-механических испытаний тампонажных цементов и контролируемые параметры, регламентируемые указанными стандартами, включают: – Определение плотности (удельного веса). – Определение реологических свойств и ПСНС. – Определение времени загустевания (консистенции). – Определение водоотделения (несвязной воды). – Определение фильтрационных потерь (водоотдачи). – Определение предела прочности тампонажных цементов при сжатии. – Неразрушающие испытания ультразвуком. – Определение проницаемости цементного камня по газу /жидкости. 339 Бабаян Э.В.,, Черненко А.В В. Инженерные е расчеты пр ри бурении 12.13.2. О Отечественны ые методы и приборы п дляя испытания параметров п тампонажного раствора и камня В российских источниках указаны следующие с паараметры: Плоттность тампон нажного растввора. Расттекаемость там мпонажного раствора. р Седи иментационнаая устойчивоссть тампонажнного раствораа. Водооотдача тампоонажного расттвора. Подввижность (кон нсистенция) тампонажного т о раствора. Врем мя загустевани ия тампонажн ного раствораа. Срокки схватывани ия тампонажн ного раствора.. Проччность на сдвиг и сжатие тампонажногоо камня. ие плотности тампонажноого раствора 12.13.2.1.. Определени Плотностть тампонажного раствора с помощью аээрометров. Ареометр типа АГ-ЗП ПП состоит из и мерного сстакана 2, по оплавка 3 со стержнем 4 и съемного груузика 1. Прибор пооставляется в комплекте с ведерком дляя воды 5, в ко оторое он погружается, кррышка 7 ведеррка служит пр робоотборникком для раство ора. 34 40 Глава 12 ПРОГРАММ МА ЦЕМЕНТИР РОВАНИЯ Порядок вы ыполнения работы В мерный сттакан ареометтра налить воду из ведра, в котором про оизводится зам мер. При стаббильном положении прибор ра прочесть и записать покказания. Отсоединитть стакан от донышка д и вы ылить воду в введро. Залитьь в мерный стакан ареометрра подготовленную пробу тампонажногго раствора. Тщательно Т мыть водой иззлишки раствоора с поверхности ареометрра. см Погрузить аареометр в веедро с водой прочесть п значчение плотноссти тампонаажного раствоора. При надетом м калиброван нном грузе оттсчет брать ппо левой шкал ле с оцифро овкой от 800 ддо 1700 кг/м3. Если ареометтр при надетоом калиброван нном грузе по огрузится так, что шкала окажется под д уровнем водды в ведре, то т следует сн нять груз и оттсчет брать поо правой частти основной ш шкалы с оциф фровкой от 17 700 до 2600 кгг/м3. п тампонажноого раствора 12.13.2.2. Определение подвижности При испытааниях тампон нажных раствворов в произзводственных х условиях пр рименяют в оссновном метод оценки подвижности там мпонажного раствора по его растекаемоссти. Оборудован ние и материаалы: прибор – конус АзНИИ И (КР-1 по ТУ У 25-04-52 -75). бор состоит из формы–ко онуса 1 и Приб измериттельного столлика 2. Измер рительный столик – это плитаа, снабженнаяя шкалой, которая представляетт собой круг. рядок выполн нения работы ы: Пор – Регулировочным ми винтами по п уровню ить плиту в ггоризонтально ое положеустанови ние. – Вн нутреннюю поверхность конуса и стекло перед п испытаанием протер реть влажной ткан нью. – Фо орму-конус уустановить наа стекле в центре измерительно и ого столика тааким образом, что обы внутреннняя окружноссть формы совпадал ла с начальноой окружносттью шкалы столика. 341 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении – Готовым цементным раствором заполняют форму-конус до верхнего торца. Интервал времени от момента окончания перемешивания до момента начала заполнения конуса не должен быть более 5 с. – Конус резко поднять в вертикальном направлении. – После растекания расплыва цементного теста по стеклу измерить во взаимно перпендикулярных направлениях металлической линейкой наибольший и наименьший диаметры. По полученным отсчетам определяют средний диаметр расплыва, который служит оценкой растекаемости тампонажной смеси. 12.13.2.3. Определение седиментационной устойчивости тампонажного раствора Тампонажный раствор не должен расслаиваться на твердую и жидкую фазы. Седиментационную устойчивость тампонажных растворов характеризуют коэффициентом водоотделения. Порядок работы Готовят 600 см3 тампонажного раствора, который заливают в два мерных цилиндра объемом по 250 см3 каждый. Для предотвращения испарения жидкости мерные цилиндры сверху накрывают смоченной в воде фильтровальной бумагой, после чего их оставляют в покое на 3 ч. По истечении этого времени по делениям на стенках цилиндров отсчитывают объемы воды, выделившейся в верхней части каждого из них. Коэффициент водоотделения определяется величиной отношения объема выделившейся воды к объему исходного тампонажного раствора В=(V1–V2)/V1· 100,% где V1 – исходный объем тампонажного раствора, см3; V2 – объем осевшего тампонажного раствора, см3. Раствор считается достаточно устойчивым в седиментационном отношении, если коэффициент водоотделения за 3ч не превышает 2,5 %. 342 Глава 12 ПРОГРАММ МА ЦЕМЕНТИР РОВАНИЯ 12.13.2.4. О Определение показателя фильтрации и (водоотдач ча) тампона ажного раств вора Показаттель фильтрацции определяяется с помощью при ибора ВМ-6, в кубических сантиметрах, выделяяющегося прии избыточном м давлении 0,09807 МП Па 1 кг/см2) зза 30 минут с площади фильтрации и диаметром 775мм. Показаттели прибора ВМ-6М: – диапазон измеренния объема фильтрата, ф 4 ); см3 – ( 0 – 40 – факти ический диаметтр фильтра, мм м – ( 53 ); – цена деления д шкаллы, см3 – ( 1 ); – предеел абсолютнойй погрешности прибора, см3 – ( + 1,0 0 ); – давлен ние фильтрациии, МПа – ( 0,1 1 + 0,01 ); – габари итные размерры, мм – ( 112х х275 ); – номинальный объеем пробы исп пытуемого с 3 – ( 100 ); раствора, см – используемое маслоо ГОСТ 20799 – (И30А); – массаа прибора, кг – ( 4 ). Порядок вы ыполнения работы Приготовитть 300 см3 там мпонажного рааствора. Послле трех минуттного перемеешивания зали ить раствор в фильтрацион нный стакан ттак, чтобы ур ровень раствора не доходи ил до верхнего края горловвины на 4 – 5 м мм. Навернуть ц цилиндр на сттакан. Налить в цилиндр инндустриальное масло И0А, не доливаяя до верхнего края втулки на н 10 мм. 30 Вставить пллунжер в циллиндр. Приотк крыть иглу и, вращая плун нжер рукой за накатку на гррузе, подвести и нулевое дел ление шкалы к риске на вер рхнем крае ие шкалы опу устится нижее риски, то фаактическое вттулки. Если нуулевое делени наачальное покаазание приборра по шкале нужно приняять за нулевоее, вычитая его из всех пром межуточных и окончательн ного отсчетовв. Вытащить пробку и в этот момент вкключить сеекундомер. рать отсчеты п по шкале при ибора (отсчеты ы берутся черрез 5, 10, 20, 30, 3 40, 50 и Бр 60 0 с). При взяттии отсчетов следует учессть, что из оббычного тамп понажного рааствора вся сп пособная к оттделению водаа отфильтровы ывается за вр ремя менее 1 мин (показаттель фильтрац ции тампонаж жных растворров, приготовл ленных на 343 Бабаян Э.В.,, Черненко А.В В. Инженерные е расчеты пр ри бурении основе станддартного тамп понажного по ортландцеменнта, обычно находится в пределах 300-500 см3 за 300 мин). атывания там мпонажных растворов р 12.13.2.5. Определениее сроков схва Наиболее быстро схваттывание тамп понажного рааствора происсходит в том случае, когдаа он после затвворения остаеется в покое. Прибор В Вика имеет ци илиндрический й металлическкий стерженьь 6, свободно перемещающ щийся в обойм ме станины 7. Для закреплления стержн ня на требуемой высоте сслужит зажим мной винт 3. Стержень сннабжен указаателем 1 для отсчета перем мещения его относительно о шкалы 2 с дделениями отт 0 до 40 мм, прикрепленной к ста танине. Шкалаа имеет цену деленияя через 1 мм. При определ лении сроков схватывания применняется игла 4. и пользованиии прибором масса переПри мещаю ющейся части пприбора долж жна быть 300 г, вклю ючая дополниительный грузз 5, который наклады ывается сверхху стержня. Кон ническое колььцо 8 для таампонажного раствор ра имеет слеедующие размеры: внутренний й диаметр веррхнего основания 65 ± 5 мм, нижнего 75 ± 5 мм, высота 40 ± 0,5 мм. к подккладывается пластинка. Под кольцо Сверху у на кольцо уустанавливается надставка высотой 5 мм. Порядок выполнения я работы Для опредделения срокоов схватыван ния готовят 3000 см3 раство ора, который после 3-минуутного перем мешивания зааливают в коольцо прибор ра ВИКА до верхнего краяя надставки и записывают время в начала затворения раствора. Через 1 ч после затворения надставк ку снимают, а избыток расствора срезаца смоченной й в воде металллической или и деревянной ют вровень с краями кольц линейкой. Иглу при ибора доводятт до соприко основения с пповерхностью ю цементного теста, приготтовленного и уложенного в кольцо, и в этом положеении закрепляют стержен нь зажимным м винтом; затеем освобождаают стерженьь, после чего игла должна ссвободно погрружаться в теесто. 34 44 Глава 12 ПРОГРАММ МА ЦЕМЕНТИР РОВАНИЯ Иглу погруж жают в тесто через каждыее 5 мин до наачала схватыввания и череез 15 мин в пооследующее время, в передви игая кольцо ппосле каждого о погружени ия для тогоо, чтобы иггла не попадала в оддно и то же ж место. Наачалом схваты ывания цемен нтного теста считается с врем мя, прошедшеее от началаа затворения ддо того момен нта, когда игла не будет дохходить до плаастинки на 1– –2 мм. Концом схвватывания счи итается времяя от начала ззатворения до о момента, ко огда игла будеет опускаться в тесто не бол лее чем на 1 м мм. Для опредееления сроковв схватывани ия в автоклаввных условияях служит пр рибор УС-1. в загустевания там мпонажного раствора р 12.13.2.6. Определение времени мпонажного раствора, р нахходящегося в движении, Процесс схвватывания там пр роявляется в уувеличении егго динамического напряжеения сдвига и пластическкой вязкости, ччто приводит к увеличению ю гидравличесских сопротиввлений На практикке изменение консистенции и тампонажны ых растворовв во времени и определяют с помощью специальных с приборов. Коонсистометр тарируется т в условных у еди иницах по исти инно вязким жидкостям. ж истика консисстометра КЦ Ц-5 Техническаая характери Диап пазон измерен ния консистеннции, Па·с 0,5 5-10. Макксимальная тем мпература наггрева пробы, °С 90. Макксимальное даавление испы ытания, МПа атмосферное. Часттота вращенияя стакана с прробой, об/мин 60. Привведенная поггрешность изм мерения конссистенции, % ±4. нения работы ы Порядок выполн ют 650 см3 Для определения консистенциии приготовляю тампонажного рраствора и залливают его в стакан. с В стакан оп пускают мешаалку, включаю ют электродвиигатель и одновременно ускают секунддомер. пу При испытааниях тампонаажного раствора в консисттометре КЦ-5 5 в момент пу уска прибора и в дальнейш шем через каж ждые 5 мин ф иксируют покказания по шккале (текущеее значение консистенции), температуру раствора и напряжение 345 Бабаян Э.В.,, Черненко А.В В. Инженерные е расчеты пр ри бурении в электронагрревателе. Исп пытание прекращают, коггда консистен нция достигнет 5 Па с. По резулььтатам испыттаний строят кривую измеенения конси истенции во времени – ккривую загусстевания, по которой и нааходят срок загустевания, з равный времени от началла испытаний к до того момеента, когда консистенция тампонажногго раствора ηк достигнет значения 3 Паа·с. Для условвий высоких температур т и давлений в отечественноой практике применяется консистометрр КЦ-3. 12.13.2.7. Для Д испытан ния образцов в на сжатие используются и я различныее прессы. Чаще других п применяются я гидравличе ские прессы При работее с прессом, уустановленны ым в лаборат тории, следу ует руководсствоваться инструкцией, и п приложенной к прессу. Преедел прочностти рассчитыв вают по трем м наибольшим м значениям из четырех и испытаний. ния лаборато ории там12.13.2.8. Перечень реекомендуемогго оборудован понажных раастворов* Наименоование оборудоования Назначение, замеряемый пар раметр Мерные цилиндр дрические сосуды (комплеккт 1, 2, 5, 10 л) Комплект сит длля цемента с крышкой Прибор Товаровва Весы до 200-5000 г (по ГОСТ 24104) Весы до 10-20 ккг Мерные сосуды ы Объёмный нассыпной вес сыпуучих маатериалов Отсев по о фракциям Удельная повеерхность цементта Взвешивани ие проб цемента,, реаагентов Взвешивани ие проб цемента Отмер жидкостей 34 46 Шифры ы некоторых предлага аемых единиц оборудования (фирма) МП ЛО-251 Л Т-3 SO2020 (OHAUS) Глава 12 Наименование оборудования Чаша с лопаткой для затворения Мешалки, миксеры Перемешивающие устройства Плотномер Ареометр Весы – плотномер с или без давления Конус растекаемости Ротационные вискозиметры Капиллярные вискозиметры Вытяжной шкаф со сливом напольный Камера для влажного хранения образцов цемента Термостат – ванна Автоклав Установка прочности цементного камня Мерные цилиндры по ГОСТ 1770 вместимостью 20 см3 с ценой деления не более 0,2 см3 и 250 см3 высотой градуированной части не менее 230 и не более 250 мм. Пипетки по ГОСТ 29277 Прибор Вика ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Назначение, замеряемый параметр Шифры некоторых предлагаемых единиц оборудования (фирма) Затворение цемента Приготовление тампонажного раствора Приготовление растворов реагентов Плотность Плотность Плотность, плотность под давлением для исключения влияния аэрации Растекаемость Реологические характеристики Реологические характеристики жидкости затворения Выполнение санитарно – гигиенических норм при работе Создание и поддержание климатических условий при хранении образцов Обеспечение заданных гидротермальных условий при хранении образцов тампонажного камня Определение прочности тампонажного камня после автоклавирования ЛМР-1 8100 АБР-1 FANN КР-1 ВСН-3 FANN 355A (FANN) Chan 35 (Chandler) 3.1.1132 КВХ-400 ТЖЛ-4 4201 (Chandler) Серии 73 и 19 Chandler ПЦК-1 Водоотделение Сроки схватывания при атмосферном давлении 347 ИВ-2, ОГЦ-1, ПВ-300 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Наименование оборудования Установка сроков схватывания Формы балок размером 40х40х160 мм 20х20х100 мм по стандарту АРI Испытательные машины – прессы адаптированные Прибор для ускоренного определения активности цемента Ультразвуковые приборы Тестер проницаемости цементного камня Фильтропресс Инженерные расчеты при бурении Назначение, замеряемый параметр Сроки схватывания при повышенных температурах и давлении Формирование балочек из цементного камня Испытание камня на растяжение при изгибе и на прочность при сжатие Определение активности цемента в течении 1 мин. Неразрушающая оценка кинетики набора прочности цементного теста – камня Проницаемость цементного камня Фильтратоотдача цементного раствора Шифры некоторых предлагаемых единиц оборудования (фирма) УС-1М ИП-100 , МИЦИС-200, МИЦИС-300 4207D (Chandler), ИАЦ03 Бетон 22, 120-50 OFITE Модель 90 (OFITE) УВЦ 2М-1, ФЛР-1 Оборудование для исследования коррозии цементного камня Термометры *ООО «БурениеСервис» 12.13.3. Граф-схема алгоритма лабораторных испытаний [31] Принятая в настоящее время методика лабораторных испытаний предназначена в основном для оценки пригодности тампонажного раствора к успешной транспортировке его в заданный интервал заколонного пространства без осложнений (потеря циркуляции, преждевременное загустевание, неполное вытеснение бурового раствора). Пригодность же тампонажного раствора к выполнению своего основного назначения – формированию герметичного цементного кольца – по существу не оценивается при выборе рецептур. В процессе многочисленных теоретических и экспериментальных работ предложены новые показатели, характеризующие изолирующую способность тампонажного раствора, и разработаны приборы и лабораторные установки для 348 Глава 12 ПРОГРАММ МА ЦЕМЕНТИР РОВАНИЯ оп пределения эттих показателлей. Однако эти устройствва исполнены в единичны ых экземпляраах в виде рабоотающих макеетов. Установлены ы коррекцион нные связи между м показаателями, хараактеризующи ими изолирую ющую способ бность тампон нажного расттвора и тради иционными по оказателями, и измеряемые сттандартными лабораторны ыми приборам ми. Предлагаетсся следующаяя последоватеельность оперраций при оц ценке пригодности тампоонажного расттвора к форм мированию геррметичного цементного ц ольца в заданн ных геолого-ттехнических условиях коннкретной скваажины, коко то орая представллена в виде грраф-схемы. Граф-схема алгоритма ла абораторных исспытаний 349 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 12.14. ОЦЕНКА ИЗОЛИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ [43-47] Предлагается следующая последовательность операций при оценке пригодности вяжущего к формированию герметичного цементного кольца в заданных геолого-технических условиях конкретной скважины. Необходима следующая исходная геолого-техническая информация: z – глубина залегания пласта по вертикали, м; D – диаметр ствола скважины, м; d – диаметр колонны, м; hтр – высота подъёма тампонажного раствора от устья по вертикали, м; hбж – высота подъёма буферной жидкости от устья по вертикали, м; рбж – плотность буферной жидкости, кг/м3; рбр – плотность бурового раствора, кг/м3; a – коэффициент аномальности пластового давления (отношение пластового давления к давлению столба воды аналогичной высоты), б\р; b – коэффициент гидроразрыва пласта (отношение давления гидроразрыва к давлению столба воды аналогичной высоты), б\р; α – зенитный угол в зоне пласта, град; T – динамическая температура в зоне пласта, 0С; рц – плотность цемента, кг/м3; S0 – удельная поверхность цемента, м2/н; Условия формирования экспериментальных проб Рецептура тампонажного раствора в эксперименте должна соответствовать рецептуре при цементировании; Измерение времени начала схватывания тампонажного раствора необходимо производить после выдержки его в консистометре по термобарическому режиму, соответствующему режиму цементирования в натурных условиях Диаметр цилиндрических сосудов для измерения седиментационного водоотделения, должен быть равен (D-d) скважины. Высота цилиндра определяется экспериментально, рядом опытов, постепенно повышая высоту до тех пор, пока седиментационное водоотделение перестанет расти. Эта асимптота принимается показателем минимально допустимой высоты цилиндра. 350 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Лабораторные испытания необходимо производить в следующей последовательности: Приготовить жидкость затворения согласно базовой рецептуре; Замерить плотность жидкости затворения, рж, кг/м3; Замерить вязкость жидкости затворения при динамической температуре в зоне пласта, ηж, Па∙с; Если нет данных, определить удельную поверхность цемента S0, м2/н; Затворить пробу тампонажного раствора, смешав цемент с жидкостью затворения с заданным водоцементным отношением; Замерить растекаемость тампонажного раствора, R (см); Замерить плотность тампонажного раствора, ртр (кг/м3); Затворить пробу тампонажного раствора для испытания в консистометре; Рассчитать термобарический режим консистометра в соответствие с планируемым режимом цементирования (изменение температуры и давления в консистометре должны соответствовать этим параметрам на «голове» тампонажного раствора при его движении в колонне и заколонном пространстве в процессе реального цементирования). Загрузить испытываемую пробу тампонажного раствора в консистометр и запустить его по рассчитанной программе п.п. 3.9; Если консистенция раствора в процессе испытания будет превышать 30 у.е. – остановить испытание и корректировать рецептуру, переходя к п.п. 3.1; Извлечь пробу тампонажного раствора и залить её в формы для испытания сроков схватывания, исключая попадание машинного масла в раствор; Поместить формы с пробой в УС-1 или термованну с температурой, равной температуре в зоне пласта; Определить время начала схватывания тампонажного раствора при заданной температуре, tнсх (мин). Вычисление изолирующей способности тампонажного раствора: Рассчитать коэффициент зависания µt по формуле: 4 0 exp(1.48 ln нсх t 0 tнсх t exp D d тр в g Cos 180 где: 351 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 0 =1,53/R2 – начальная прочность тампонажного раствора, Па; нсх – прочность структуры тампонажного раствора в момент начала схватывания, Па; нсх ≈ 1500 Па. t – время ОЗЦ, мин. Начало отсчёта – после окончания процесса цементирования (момент получения сигнала «стоп»). Рассчитать время зависания (время окончания седиментации): t зав tнсх ln((( D d ) R 2 g cos( / 180) ( тр ж ) / 6.2 тр )) ln((980 R 2 ) / тр ) Рассчитать седиментационное водоотделение тампонажного раствора в условиях скважины. Если выполнены требования п 2.3 замерить скорость роста водоотделения и рассчитать коэффициент проницаемости поровой структуры и рост прочностных связей. Если нет произвести следующие расчёты. Используя гипотезу Козени-Кармана [6], получаем. 3 тр В Ц Ж 1 В 2 Ц 300 R t kt exp ln( ) 2 t В нсх тр тр Ц 2 2 S 0 ц 1 Ж 1 В Ц где: k t – коэффициент проницаемость порового пространства тампонажного раствора, м2. Высота седиментационного водоотделения определяется следующим образом: 352 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ X 30 0 exp(0.06 ) g тр t (4) ж зав Если x≥0,01м, то λ=0. Если x<0,01м, то вычисляется коэффициент изоляции λ по формуле: в g в к (5) где: σв – сдвиговая прочность воды, Па, σв ≈0,02 Па. ε – эмпирический коэффициент, ε ≈0,2. Рассчитывается критерий герметичности заколонного пространства кр по формуле: (тр ж ) кр 1- A в ρ ρ ж 1- A B бр AB бж а t в в в h h A т р ; B бж z z (6) Если выполняется условие ≥ 0 в период от 0 до tзав, тампонажный раскр твор пригоден для формирования герметичного заколонного пространства, если < 0 – непригоден. кр Пример расчета: Исходная информация z = 1000 м (глубина залегания пласта по вертикали); hтр = 0 м (высота подъёма тампонажного раствора от устья по вертикали); hбж=0 м (высота подъёма буферной жидкости от устья по вертикали); А=В=0: a=1,5 (коэффициент аномальности пластового давления); 353 Бабаян Э.В.,, Черненко А.В В. Инженерные е расчеты пр ри бурении b =2,0 ( кооэффициент гидроразрыва пласта); α =0, градд ( зенитный угол); у ртр =1830,, кг/м3 (плотность тампонаж жного растворра); рж=1000, кг/м3 (плотноость жидкости и затворения ттампонажного о раствора); η=0,001, П Пас ( вязкостьь жидкости заатворения там мпонажного рааствора); В/Ц=0,5 (вводоцементноое отношение); R=18 см (ррастекаемостьь тампонажно ого раствора).. Расчёты: Расчёт коэфф фициента зави исания, форму ула 1 4 8,6641667 exp(1, 48 4 ln 1500 t 8,64 41667 300 exp t 30 1000 9,81 Cos 0 0, 2166 0,146 183 180 чения µt в зави исимости от вр времени. В табл.1 ззанесены знач Таблица 1 t,мин µt 0 0,941 20 0,904 Изменение µt с течением времеени И 4 40 60 80 1000 120 0,,846 0,756 0,629 0,4662 0,277 Рис.33. График изменеения коэффициеента зависания 35 54 140 0,118 0 160 0,029 Глава 12 ПРОГРАММ МА ЦЕМЕНТИР РОВАНИЯ Расчёт врем мени зависанияя, формула 2. 2 (1830 1000) / 6,2 1830)) tзав 300 ln(((0, 216 0,146) 118 9,81 cos(33,142 0 / 180) (1 ln((98018 ) /1830) = 162 мин. ффициента прооницаемости порового проостранства там мпонажноРасчёт коэф го раствора,, формула 3. 3 тр В Ц Ж 1 В 2 Ц 3000 R t ) k exp ln( 2 t тр нсх тр В Ц 2 2 S 0 ц 1 Ж 1 В Ц Расчётные дданные занесеены в табл.2 Таблица 2 t, мин м к1 10-13 м2 0 2,6 20 1,87 Коэффициент проницаемости К 40 60 80 100 1220 1,333 0,94 0,6 67 0,48 0,334 140 0,24 16 60 0,,17 Рис.4. Граф фик изменения коэффициента к ппроницаемости 355 180 0,12 Бабаян Э.В.,, Черненко А.В В. Инженерные е расчеты пр ри бурении Расчёт седдиментационн ного водоотдееления, формуула 4. X 30 2,6 10-13 exp((0, 06 0) 9,81 1830 162 00, 023 м 0, 01 – прини00, 001 маем λ=0. й герметичности по формууле 6 Рассчитывваем критерий (0,83 t 1) 1,5 кр Данные в табл. 3 Таблица 3 t,мин µt Θкр 0 0,941 0,28 Динами ика изменения критерия герм метичности 60 80 100 120 140 20 40 0,904 0,8466 0,756 0,6 629 0,462 00,277 0,118 0,25 0,20 0,13 0,0 002 -0,12 -00,27 -0,4 График крритерия показзан на рис. 5 Рис.5. Критери ий герметичностти 35 56 160 0,029 -0,47 180 0,003 -0,5 Глава 12 ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Раствор неспособен в данных условиях формировать герметичное цементное кольцо. Изменяем рецептуру: В жидкость затворения добавляем высокомолекулярный водорастворимый полимер типа КМЦ до получения вязкости жидкости 0,025 Пас. При этом сроки схватывания, как правило, увеличиваться. Добавляем ускоритель типа Na2CO3 и производим операции расчётов для новой рецептуры. Рассчитываем максимальное седиментационное водоотделение: X 30 2,6 10-13 9,811830 162 0,000907 0,025 Рассчитываем коэффициент изоляции по формуле 5 0, 2 0, 02 9,81 1000 к Результаты расчёта в табл.4 Таблица 4 t, мин -13 К10 , м2 λ 0 4,88 20 4,8 40 4,71 Коэффициент изоляции 60 80 100 120 4,63 4,55 4,48 4,4 0,584 0,589 0,594 0,599 0,604 0,609 0,615 140 4,33 160 4,25 180 4,18 0,620 0,625 0,631 Рассчитываем критерий герметичности по формуле 6. Данные расчёта в табл. 5. Таблица 5 t,мин µt Θкр 0 0,941 0,865 Динамика изменения критерия герметичности 40 80 120 160 200 240 0,846 0,629 0,277 0,029 0 0 0,796 0,626 0,345 0,149 0,139 0,150 280 0 0,161 300 0 0,167 Как видно из табл.5 и графика (рис.6), критерий герметичности принимает положительное значение в период ОЗЦ вплоть до времени начала схватывания. Следовательно, принимаем решение: 357 Бабаян Э.В.,, Черненко А.В В. Инженерные е расчеты пр ри бурении Тампонаж жный раствор пригоден дляя формированния герметичн ного цементного кольца в заданных геоолого-техничееских условияях. Рис. 4. Критерий герметичностти Для болеее сложных услловий (кривизна скважины ы, наличие мн ножества высоконапорных пластов, цеементирование нескольким ми пачками таампонажного доподъём цем мента и т.д.) разработана раствора с разными парааметрами, нед компьютернаая программа,, позволяющаая прогнозироовать вероятность возникновения закоолонных флюидопроявлени ий, межпласттовых перетокков и интервалы формиррования седим ментационных х каналов в эттих условиях и выбор оптимальных теехнико-техноологических параметров, п иисключающих х эти осложнения 35 58 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Глава 13. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА 13.1. НАГРУЖЕНИЕ ВЗВЕШЕННОЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 13.1.1. Удлинение (stretch) ls вызванное натяжением под собственным весом, м: ls 0, 0785 L2 , 13.1 2E где L – длина колонны, м; Е – модуль упругости материала труб, для стали E= 2,1·105 МПа. Пример: Рассчитайте удлинение колонны длиною 3000 м. Решение ls 0, 0785 30002 1, 683 м . 2 2,1 105 13.1.2. Сжатие бурильной колонны lв , обусловленное ее плавучестью в жидкости: lв б . р E L2 1 13.2 где б . р – плотность бурового раствора, кг/м3; – коэффициент Пуассона, для стали =0,3; Е = 2,1·10-11. 359 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Пример: Рассчитайте изменение длины колонны длиною 3000 м в буровом растворе плотностью 1100 кг/ м3. lв 1100 30002 1 0,3 0,33 м. 2,11011 13.1.3. Удлинение колонны, обусловленное температурой, м: lt 11,8 106 L dt , 13.3 dt – температурный интервал, в котором находится колонна труб, 0С. Пример. Колонна длиною 3000 м находится в температурном интервале dt =40 0С. Каково удлинение колонны? Решение lt 11,8 10 6 3000 40 1, 42 м. 13.1.4. Общее изменение длины бурильной колонны: l ls lв lt , 13.4 Расчет общего удлинения бурильной колонны по ранее заданным условиям: l 1, 683 0,33 1, 42 2, 77 м . 13.2. РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ НА ПРОЧНОСТЬ (ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ) [20] 13.2.1. Диаметр бурильной колонны выбирают в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и опыта При расчете бурильной колонны на прочность ее условно делят на две зоны: верхнюю – растянутую, в которой колонна рассчитывается на статиче360 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА скую прочность и нижнюю – сжатую, в которую входит область нулевого сечения. Нормальные напряжения при бурении скважины обусловлены массой бурильной колонны и достигают максимального значения на верхнем ее конце. Здесь же своего максимума достигают касательные напряжения, вызванные моментом вращения. Запас прочности рассчитывают из условия одновременного действия наибольшего напряжения растяжения и кручения по третьей теории прочности: nc т 4 2 2 р , 13.5 где nc – запас прочности по статическим нагрузкам; т – предел прочности материала тела трубы, МПа; σр – нормальные напряжения растяжения, МПа; τ – касательные напряжения, МПа. Определяем длину и вес УБТ и секций бурильной колонны. Длину УБТ рассчитываем по формуле: Lубт n1 Gдол , 13.6 cos k1 q убт где Lубт – длина УБТ, м; n1 – коэффициент запаса на длину УБТ, принимают = 1,15; Gдол – проектируемая нагрузка на долото, кг; α – зенитный угол; k1 – коэффициент потери веса колонны в буровом растворе (плавучесть); qубт – вес 1 пог. м УБТ, кг. 13.2.2. Последовательно определяем длины секций одноразмерной бурильной колонны. Нижнюю секцию обычно комплектуют из труб марки «Д» и длину L1 рассчитывают по формуле: L1 0, 9 т S тел.т 10, 02 G рас k1 qт 361 Lубт q убт qт , 13.7 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где ϭт – предел текучести, МПа; Sтел.т – площадь поперечного сечения тела трубы, см2; Gрас – запас на дополнительное растяжение, например, на расхаживание прихваченной колонны труб, кг; qт – вес 1 пог. м бурильной трубы; 13.2.3. Верхняя секция бурильной колонны принимается из труб, состоящих с более высоким пределом текучести, и ее длина рассчитывается по формуле: L2 0,9 т S тел.т 10, 02 G рас k1 qт L1 qт ( Lубт q убт ) qт 13.8 13.2.4. Пример 1 Исходные данные Проектная глубина – L = 3800 м; Диаметр ствола – D = 215,9 мм; Плотность бурового раствора – ρ = 1160 кг/м3; Размер УБТ – 178 мм 90 мм; вес 1пог.м qубт = 145 кг; Нагрузка на долото – Gдол = 20000 кг; Запас на дополнительное растяжение (например, расхаживание прихваченной колонны труб) – Gрас = 30000 кг; Коэффициент запаса на длину УБТ – n1 = 1,15; Угол наклона ствола – α = 5 град. Начало решения Шаг 1 Определение длины УБТ, м Коэффициент плавучести: k1 1 б. р 1160 1 0,851 . м 7800 Длина УБТ рассчитываем по формуле (13.6): 362 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Lубт 1,15 20000 187 м . 0,996 0,851 145 Шаг 2 Диаметр бурильной колонны принимаем 127 мм. Длину (м) первой нижней секции бурильных труб диаметром 127 мм, марки D , толщиной стенки 9,2 мм, с приведенной массой qт =30,6 кг рассчитываем по формуле (13.7): L1 0,9 372 34, 05 10, 02 30000 0,851 30, 6 187 145 3234 886 2348 30, 6 Шаг 3 Верхнюю секцию бурильных труб принимаем диаметром 127 мм, марки Е, толщиной стенки 9,2 мм, с приведенной массой 30,6 кг. Рассчитываем ее длину по формуле (13.8): L2 0,9 540 34, 05 10, 02 30000 0,851 30, 6 5215,5 3234 1981 м. 2348 30, 6 187 145) 30, 6 Шаг 4 Таким образом, окончательно принимаем длину второй секции БТ: L2 L Lубт L1 13.9 L2 3800 187 2348 1265 м. Шаг 5 Вес бурильной колонны в воздухе: G q убт Lубт qт L1 qт L2 , 13.10 363 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Рассчитаем вес колонны в воздухе по формуле (13.11): G 145 187 30, 6 2348 30, 6 1265 27115 110558 137673 кг. Вес бурильной колонны в буровом растворе: Gб . р k1 G , 13.11 Рассчитаем вес колонны в буровом растворе: Gб . р 0,851 137673 117160 кг. Шаг 6 Напряжение растяжения у устья скважины: р Gб . р S тел.т , 13.12 Расчет: р 117160 3446 кг / см 2 344 МПа. 34, 05 Проверяем на предел текучести. т р Для принятой марки стали «Е» 539 > 344. 13.2.5. Касательные напряжения τ, которые определяются по формуле: M кр , 13.13 Wп 364 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА где Мкр – крутящий момент; WП – полярный момент сопротивления сечения, который определяется по формуле: d4 3 Wп d нар 1 4вн , 13.14 d 32 нар dнар и dвн – соответственно наружный и внутренний диаметр трубы, м. Продолжение примера Расчет полярного момента сопротивления для колонны dнар = 0,127 м и dвн = 0,1086 м. (В соответствующих справочных пособиях и книгах приводятся справочные данные о полярных моментах сопротивлениях для всех используемых бурильных труб). Wр 0,10864 6 3 0,1273 1 9, 45 10 м . 32 0,127 4 13.2.6. Крутящий момент (н*м) во время углубления скважины роторным способом определяется по формуле: M кр 0,577 k2 1 р W р , 13.15 где kτ – коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы; kτ = 1,04 – для вертикальных скважин; kτ = 1,1 – для наклонно направленных скважин; ϭp – напряжение растяжения в теле трубы, текущее, МПа; Wp – см3. Продолжение примера Расчет крутящего момента: M кр 0,577 1, 04 1 344 94,5 9,35 105 н м. Касательные напряжения рассчитаем по формуле (13.13): 3751 / 94,5 106 м3 39693121 Па 36, 69 МПа. 365 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Определение коэффициента запаса прочности при совместном действии растягивающих и касательных напряжений рассчитаем по формуле (13.4): Рассчитаем коэффициент запаса прочности для верхнего сечения труб марки Е: n 539 / 3442 4 39, 692 1,53 . Нормативные запасы прочности при квазистатическом нагружении бурильной колонны осевой растягивающей нагрузкой, крутящим моментом и при наличии ее изгиба, представлены в таблице: Строительство скважины На суше и на море со стационарных оснований Бурение забойными двигателями 1,40 На море с плавучих средств 1,45 роторное 1,45 1,55 13.3. СОПРОТИВЛЕНИЕ УСТАЛОСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ПЕРЕМЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ОТ ИЗГИБА И КРУЧЕНИЯ, ОЦЕНИВАЕТСЯ КОЭФФИЦИЕНТОМ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ НА ВЫНОСЛИВОСТЬ: n 1 D , 13.16 a где 1 D – предел выносливости материала труб, МПа. Согласно ГОСТ Р 50278-92 для труб ПВ, ПК, ПН (ТБПВ, ТБПК, ТБПН значение 1 D должно составлять не менее 160 МПа. Но поскольку эти требования не выполняются, то рекомендуется использовать табличные данные, которые приведены в «Инструкции по расчету бурильных колонн [20]. β – коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы. β = 0,6 для стали марки Д, β = 0,55 для алюминиевого сплава Д16. a – переменные напряжения изгиба, Па. 366 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА 13.3.1. Рассчитывают переменные напряжения изгиба (Па): a E J f 2 , 13.17 L2 Wиз где E – модуль упругости материала труб, для стали E = 2·1011 Па; для алюминиевых сплавов E = 2·108 Па; J – осевой момент инерции по телу трубы, м4; J 64 D 4 d 4 , 13.18 где D и d – наружный и внутренний диаметры трубы, соответственно; f – стрела прогиба: f K Dскв Dз 2 , 13.18 где Dскв – диаметр скважины, м; Dз – диаметр замка, м: K – коэффициент кавернозности, обычно принимается K = 1,1. Wиз – осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы – по пояску или по сварному шву), м3: Wиз d4 Dн3.к в1.к 32 Dн.к , 13.19 где Dн.к, dв.к – наружный и внутренний диаметры высаженного конца трубы, м; 13.3.2. Длина полуволны, м, определяется для сечения непосредственно над УБТ: L w 4 E J w2 , 13.20 m1 367 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где w – угловая скорость вращения бурильной колонны, c-1, определяется как n , где n – число оборотов бурильной колонны, об/мин; 30 m1 – масса одного метра трубы, кг/м. Продолжение примера Расчет коэффициентом запаса прочности Шаг 1 Расчет Wиз 138, 4 см 3 берем из таблицы из справочников по бурению или определяем по формуле (13.18) Шаг 2 Стрела прогиба f 0, 2159 1,1 0,176 0, 031 м. 2 Шаг 3 Осевой момент инерции берем из таблицы J=592,4 см4 или определяем по формуле (13.19). Шаг 4 Длина полуволны: L 3.14 2 1011 594, 2 108 6, 282 4 17, 6 м . 6, 28 30, 6 Шаг 5 Переменные напряжения изгиба: a 2 1011 592, 4 10 8 0, 031 9,86 8, 44 106 Па . 17, 6 2 138, 4 10 6 368 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле (13.16) : n 100 0, 6 / 8, 44 7,1 Допустимый запас прочности ng = 1,5, n ≥ ng Альтернативное решение Постоянное (среднее) напряжение изгиба определяется: m 2 a 13.21 Расчет: m 2 16, 6 33, 2 МПа Коэффициент запаса прочности в нейтральном сечении считается, что оно расположено над УБТ: nз 1 , 13.22 а 1 m в где 1 – предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, МПа (табличные данные); в – предел прочности, МПа (табличные данные). Расчет: nз 100 4, 2. 132 33, 2 16, 6 637 13.4. РАСЧЕТ КОМПОНОВКИ УБТ (КНБК) [20,28] 1. Выбор диаметра УБТ: 369 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении для долот Dд 295,3 мм Dубт 0,85 0, 75 Dд 13.23 для долот Dд 295,3 мм Dубт 0, 75 0, 65 Dд 13.24 . Пример: Определите диаметр основной ступени УБТ при бурении долотом диаметром 393,7 мм в осложненных условиях. Решение D убт 0, 65 393, 7 255, 9 мм. Принимаем ближайший размер УБТ диаметром 254 мм. 2. Жесткость на изгиб основной ступени УБТ должен быть не меньше жесткости обсадной колонны (ОК), под которую ведется бурение EI убт EI ок или определяется условием: Dубт Dок 1 Dок 2 ок / Dок 1 d убт / Dубт 4 4 , 13.25 где Dубт , d убт – наружный и внутренний диаметры основной ступени УБТ; Dок , ок – наружный диаметр и толщина стенки ОК. Пример: Обеспечит ли беспрепятственный спуск ОК диаметром 298,5 мм с толщиной стенки 8,5 мм, используемое для бурения УБТ диаметром 254 мм и внутренним диаметром 100 мм. 370 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Решение: 1 298,5 2 8,5 / 298,5 254 4 298,5 1 100 / 254 4 0,851 0, 464, Следовательно, наличие основной ступени УБТ диаметром 254 мм в сочетании с долотом диаметром 393,7 мм обеспечат беспрепятственный спуск 298,5 мм обсадной колонны. 3. Для обеспечения плавного перехода по жёсткости от УБТ к УБТ и бурильным трубам необходимо, чтобы выполнялись условия: Dбт 0,75 D убт , 0, 75 D убт (i-1) D убтi D убт (i-1) i 2, n , (13.26) где i – порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу вверх); n – количество ступеней компоновки УБТ. Длины ступеней УБТ могут равняться длине свечи или длине одной трубы. Длину 1-ой (основной ступени УБТ), м, для вертикального и наклонного участков вычисляют по формуле: l1 K д Pд 1 Qз.д Q qi li cos , 13.27 q1 cos 1 ж / м где qi (i 1, n) – приведённый вес 1м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс); α – угол наклона профиля скважины на участке расположения (работы) КНБК, для вертикального участка α=0; Kд – коэффициент нагрузки на долото при роторном способе бурения Kд =4/3=1,333[1], а при бурении забойными двигателями принимают Kд=1,175 ; Pд – проектируемая нагрузка на долото, Н (кгс); ж/м – отношение плотностей жидкости и металла труб; Qз.д – вес забойного двигателя, Н (кгс); 371 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Q – суммарный вес всех элементов КНБК за исключения забойного дви- гателя и УБТ. Н(кгс); li – длина i-ой переходной ступени УБТ, м. Пример: Определить размеры УБТ для бурения скважины диаметром 295,3 мм. Бурильная колонна – 127 мм. Нагрузка на долото – G = 120 kH =12000 кг. Угол наклона – 200. Плотность бурового раствора – 1,1 г/см3. Способ бурения роторный. Выбор диаметра основной ступени УБТ: D убт 0,85 295, 3 251 мм . Принимаем диаметр первой ступени УБТ D1=254 мм. Диаметр второй ступени 0, 75 D1 D2 D1 0, 75 254 D2 254 , таким образом принимаем D2=229 мм. Диаметр следующей ступени 0,75 229 D3 229 . Размер третьей ступени в пределах этого соотношения принимаем D3=178 мм. И, наконец, на переходе между третьей ступени УБТ и бурильной колонны диаметром 127 мм надо расположить УБТ диаметром 159 мм. Длины переходных ступеней УБТ могут равняться длине свечи или длине одной трубы. В данном примере выбираем длины переходных сечений равным длине одной трубы – 6,5 м, и вычисляем длину основной ступени УБТ по формуле (5.21): l1 1 1,333 12000 6,5 154,8 260 93,6 0,94 55,7 м. 296, 4 0,94 1 1,1/ 7,8 Принимаем длину основной ступени УБТ диаметром 254 мм равной 56 м. Тогда общая длина УБТ будет равна 56,0 + 6,5 + 6,5 + 6,5 = 75,5 м. 4. Осевая критическая нагрузка, кН, при которой УБТ теряет жесткость, определяется по формуле: Qкр 2 10 3 3 EJq 2 , 13.28 где E – модуль упругости стали, Н/м2; 372 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА J – осевой момент инерции сечения трубы, м4; q – погонный вес 1м трубы, Н. Продолжение примера Рассчитайте критическую нагрузку на УБТ 254 мм по формулу (13.28) с внутренним диаметpом 127 мм и весом q = 2960 H. Сначала рассчитайте осевой момент инерции или найдите ее из одного из справочников: 3,14 J D4 d 4 0, 254 4 0,127 4 1,915 104 м 4 . 64 64 Рассчитайте критическую нагрузку на УБТ 254 мм: Qкр 2 10 3 3 EJq 2 2 10 3 3 2 1011 1,915 104 2960 2 139 кН. Поскольку Qкр >G или 139 120 кН, то устанавливать промежуточную опору не следует. Рекомендация. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать. Пример: Рассчитайте критическую нагрузку для УБТ 146 мм и внутренним диаметром 75 мм. Вес 1 м УБТ – 970 Н. Решение. Момент инерции: J 64 D4 d 4 3,14 0,146 4 0, 0754 2, 07 10 5 м 4 . . 64 Критическая нагрузка: Qкр 2 10 3 3 2 1011 2, 07 10 5 970 2 31, 5 кН. 373 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Если нагрузка на долото превышает Qкр , то для ограничения прогибов и площади контактов УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры. Необходимое расстояние между промежуточными опорами находят из зависимости: a к0 L, 13.29 где к0 – коэффициент, зависящий от жесткости УБТ. Принимают к0 = 1,25 для УБТ диаметром D ≤ 159 мм и к0 = 1,52 для D ≥ 159 мм. L – длина полуволны вращающейся колонны, м Длина полуволны на вертикальном участке скважины: L 66, 408 J 0,97 n , 13.30 n q где L – длина полуволны в нейтральном сечении, м; n – частота вращения, об/мин; Количество промежуточных опор на основной ступени УБТ: m l1 a 13.31 Продолжение примера Рассчитайте количество опор, когда нагрузка на долото 90000 Н = 90,0 кН, число оборотов долота – n= 60 об/мин. Шаг 1 Длина УБТ необходимое для создания необходимой нагрузки: l1 1,15 90 / 0,97 106, 7 м . 374 Глава 13 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Шаг 2 Определим длину полуволны: L 66, 408 2, 07 105 0,97 60 18,15 м . 60 90 Шаг 3 Расстояние между опорами: a 1, 25 18,15 22, 7 м. Шаг 4 Количество промежуточных опор: m 106, 7 4, 7 . 22, 7 Окончательно принимаем количество опор 5. Приложение Механические свойства материала стальных бурильных труб (СБТ) по ГОСТ 631– 75 Показатели Группа прочности Д К Е Л М Р Т Предел текучести при растяжении, 372 490 540 637 735 882 980 σт, МПа, не менее Предел прочности при растяжении, σв, МПа, не менее 637 687 735 784 2,1 1011 Модуль упругости при растяжении, Е, Па 375 882 980 1078 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Механические свойства материала алюминиевых бурильных труб (АБТ) по РД 39-013-90 (АБТ) Показатели Марка сплава Д16Т 1953Т1 АКА1Т1 Предел текучести σ при растяжении, т, 480 355 325 МПа, не менее Предел прочности при растяжении, σв, МПа, не менее 460 540 Модуль упругости при растяжении, Е, Па 430 7,06 1010 Механические свойства материала стальных бурильных труб (СБТ) по ГОСТ Р 50278 /стандартам АНИ Показатели Группа прочности Е/Е-75 Л/Х-95 М/GP/S-135 T У 105 Предел текучести при растяжении, 517/724 655/862 724/930 930/1138 1035/1241 1170/1373 σт, МПа, не менее Предел прочности при растяжении, σв, МПа, не менее 687 735 784 882 2,1 1011 Модуль упругости при растяжении, Е, Па 376 1104 11241 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА Глава 14. ОБСАДНАЯ КОЛОНА [1,7,8,11,12,16,32] 14.1. РАСЧЁТ ВНУТРЕННИХ ДАВЛЕНИЙ 14.1.1. Очевидно, что внутреннее давление (Рв) на текущей глубине (Z) будет равно: Pвz Pпл пл g ( L Z ), 14.1 где ρпл – плотность пластового флюида, заполнившего скважину во время фонтанирования; Рпл – пластовое давление; L – расстояние от устья скважины до башмака колонны. 14.1.2. Максимальные внутренние давления в кондукторе и технической колонне имеют место после закрытия устья при бурении во время газонефтеводопроявлений (ГНВП), выбросов и открытого фонтанирования При вскрытии разведуемого разреза нет достаточной информации о насыщенности пластов тем или иным флюидом. Поэтому при вскрытии разведуемого разреза или при наличии в разрезе нефтяного пласта с газовым фактором более 200 м3/т расчёт внутренних давлений следует вести так, как это делается для газовых скважин. Для указанных случаев при расчёте кондукторов, промежуточных колонн, а также для эксплуатационных колонн газовых скважин внутреннее давление определяют по формуле: Pвz Pпл / es , где es = (2 + S) /(2 – S), (14.2.1) 377 14.2 Бабаян Э.В., Черненко А.В. S Инженерные расчеты при бурении 0, 03415 L z m Tср , (14.2.2) Тср = (Ту + Тз)/2, (14.2.3) Ту, Тз – температура соответственно на устье и забое, К; m – коэффициент сжимаемости газа; – относительная плотность газа по воздуху. Расчёт значения S можно выполнить по упрощённой формуле: S 10 4 L Z , 14.3 Распределение давления по длине колонны допустимо принимать линейным: Pвz Pву PвL Pву L z, 14.4 где PвL и Pву определяются по формуле (8.2) соответственно при z = 0 и z = L. Для первых двух-трёх разведочных скважин небольшой глубины принимается равным 0,6. Но если известен состав газа и доля каждого компонента, то следует определить плотность смеси газа по формуле: см M см , 22, 41 14.5 где Мсм – молекулярная масса смеси Мсм = у1·М1 + у2·М2 + …уi·Mi , (14.6) у1 у2 …уi – объёмные (молекулярные доли компонентов); М1, М2,….Мi – молекулярные массы компонентов. 378 Глава 13 Метан 16 Этилен 28 ОБСАДНАЯ КОЛОННА Молекулярные массы основных природных газов: Этан Пропилен Пропан Изобутан Изобутилен 30 42 44 58 56 СО2 44 Относительная плотность смеси природного газа по воздуху определяется как см , возд. 14.7 где возд. = 1,293 кг/м3 плотность воздуха. 14.1.3. За минимальное внутреннее давление в рассчитываемой обсадной колонне принимается наименьшее из значений, которое может возникнуть при поглощении бурового раствора или во время открытого фонтанирования. При поглощении с учётом снижения уровня внутреннее давление можно рассчитать по формуле: Pвz g ( H z ), 14.9 При проектировании рекомендуется при вскрытии трещиноватых пород, склонных к гидроразрыву и поглощениям, учитывать возможное опорожнение колонны на 30 – 40%. 14.1.4. В случае открытого фонтанирования жидким пластовым флюидом при Ру = 0, т.е. при переливе внутреннее давление рассчитывается по формуле: Pвz ф g z , 14.9.1 где ф – плотность флюида. 14.1.5. Но во время открытого газового фонтанирования возможно более существенное снижение внутреннего давления у башмака обсадной колонны: PH г g H Pг .с.к . , 379 14.10 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где Pг .с.к . – гидравлические потери при движении фонтанирующего газового потока от башмака обсадной колонны до устья. Если задаться расходом газа при открытом фонтанировании, то можно рассчитать давление у башмака обсадной колонны по формуле: d5 S ( P22 e5 P12 ) Q 3223 T z f x e ср ср s 1 0,5 , 14.11 где Q – объёмный расход газа, приведённый к атмосферному давлению и температуре 15,60 С, в м3/сут; zср – средний коэффициент сжимаемости газа; Тср – средняя температура по стволу скважины, 0К; d – внутренний диаметр трубы, см; Р2 – давление на глубине х, кгс/см2; Р1 – давление на устье фонтанирующей скважины, кгс/см2; S 0,0683 x Т ср zср f – коэффициент трения потока. Пример: Q = 10 000 000 м3/сут предполагаемый расход газа при открытом фонтанировании; d = 22,5 см диаметр обсадной колонны; x = 4000 м глубина 245 мм обсадной колонны; Тср = (120 + 20)/2 = 700 С, Тср = 70 + 273 =3430 К средняя температура по скважине; Zср = 1,3 ; f = 0,012 – данные взятые из работы [12]; Р1 = 10 кгс/см2 давление на устье фонтанирующей скважине S = 0,0683·0,8·4000/ 343·1,3 = 0,49. Определить величину внутреннего давления Р2 на глубине расположения башмака 245 мм технической колонны. Подставим имеющиеся значения в формулу (14.11): 380 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА 0,49 22,55 10000000 3223 P22 2,715 102 2,710,49 1 0,8 343 1,3 0 / 012 4000 0,5 Решим относительно Р2 и получим Р = 226 кгс/см2. 14.1.6. Если предполагается в скважине вести работы, связанные с нагнетанием, например, для интенсификации притока или гидроразрыва в эксплуатационной колонне, или глушении скважины в «лоб», то следует проводить проверочный расчёт или даже учесть величину внутреннего давления при проектировании подобных работ по формуле Pвz Pпл.L P g L z при 0 z L, 14.12 P – избыточное давление на устье, необходимое для нагнетания непосредственно по колонне. 14.2. РАСЧЁТ НАРУЖНЫХ ДАВЛЕНИЙ 14.2.1. Наружное давление на момент окончания закачки тампонажного раствора рассчитывают как гидростатическое давление составного столба бурового и цементного растворов, а также буферной жидкости. Важно помнить, что гидростатическое давление составного столба всех жидкостей должно превышать пластовое давление вскрытых коллекторов 14.2.2. Наружные давления после ожидания затвердения цементного раствора в интервале, закреплённом предыдущей колонной, определяют по давлению составного столба бурового раствора и гидростатического давления жидкости затворения с плотностью ρз = 1100 кгс/см2 PH g h з z h , 381 14.13 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 14.2.3. В зацементированной зоне открытого ствола наружное давление на колонну после ОЗЦ определяют с учётом влияния пластового или горного давления, т. е. PHz Pпл. z или PHz п g z , где ρп – плотность горных пород слагаемых разрез по глубине z. 14.3. РАСЧЁТ ИЗБЫТОЧНЫХ ДАВЛЕНИЙ Избыточное наружное и внутреннее давления определяются как разность между наружным и внутренним давлениями для одного и того же момента времени при всех работах, проводимых в скважине в процессе её углубления и опробования, вплоть до окончания её эксплуатации. 14.4. ПРИМЕР РАСЧЁТА ВНУТРЕННИХ, НАРУЖНЫХ И ИЗБЫТОЧНЫХ ДАВЛЕНИЙ Промежуточная 245 мм колонна. Глубина её спуска Н = 4000 м, высота подъёма цементного раствора плотностью 1910 кг/см3 h = 1000 м. После цементирования колонны при дальнейшем бурении под спуск 168мм эксплуатационной колонны на глубине L = 4500 м должен быть вскрыт продуктивный газовый горизонт с пластовым давлением Рпл = 85 МПа с коэффициентом сжимаемости газа zср = 0,98, температурой ТL = 4030 К, Ту =3030 К, Тср = 3530 К и относительной плотностью по воздуху 0,8. Первая 324мм промежуточная колонна спущена на глубину 2500 м. Плотность жидкости между 324 и 245 мм колоннами 1,78 г/см3. В интервале 2600 – 2700 м водяной пласт с пластовым давлением Рпл = 37,5 МПа; 3700 – 3750 м водяной пласт Рпл = 63,0 МПа. Расчёт внутренних давлений Определим максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования по формулам (14.2) – (14.4): При z = Н = 4000 м; S = 10-4·0,8· (4450 – 4000) = 0,036; es = (2 +0,036)/(2 -0,036) = 1,04; Pв4000 = 85/1,04 = 81,7 МПа. При z = 0; S = 10-4·0,8· (4450 – 0) = 0,356 или S = 0,03415· 0,8· (4450 – 0 )/ 0,98· 353 = 0,351; es = (2 + 0,356 ) / (2 – 0,356 ) = 1,433; Pу = 85 / 1,433 =59,3 МПа. 382 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА 2. Определим минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины 4450 м у башмака 245 мм технической колонне z = 4000м при Ру = 0,5 МПа и свободном дебите Q = 2000000 м3/сут по формуле (14.11) 22,55 0,632 2000000 3223 P22 e5 52 0 e ,632 1 0,8 353 0,98 0,012 4000 0 ,5 Решаем относительно Р2 и получим Р2 = 64,7 кгс/см2. 3. Определим максимальное внутреннее давление при окончании цементирования по формуле при z = 0. Pвz ( ц б ) g ( H h) Pг.с. (1910 1780) 9,8 (4000 1000) 106 12,5 16,3 106 Па. при z = 4000м по формуле Pвz б g H Pу 1780 9,8 4000 16,3 106 86,1106 Па 86,1 МПа. В процессе углубления скважины из-под 245 мм обсадной колонне максимальное внутренне давление рассчитывается по формуле: Pвz б g z Pг.с.к. при z = 4000 м Pв4000 1980 9,8 4000 2,5 106 80,1106 Па 80,1 МПа. Расчёт наружных давлений 1. Наружное давление при окончании цементирования 245 мм колонны: Pн 4000 б g h ц g H-h 1780 9,8 1000 1910 9,8 4000 1000 73, 6 МПа. Pн1000 1780 9,8 1000 17, 44 МПа. 1. Наружное давление после ОЗЦ 383 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Pн 2550 б g h з g 2550-h 1780 9,8 1000 1100 9,8 2550 1000 34,15МПа Pн 2750 1780 9,8 1000 1100 9,8 1750 34,6 МПа Pн 3650 1780 9,8 1000 1100 9,8 3650 1000 46.0МПа Pн 3800 1780 9,8 1000 1100 9,8 3800 1000 46, 54 МПа. 2. Наружное давление против первого водяного пласта в интервале 2550 – 2750 м принимаем равным пластовому – 37,5 МПа, а против второго в интервале 3650 – 3800 м равным 63,0 МПа. Результаты расчётов представляют в виде эпюры внутренних и наружных давлений. Расчёт избыточных давлений Избыточное наружное и внутреннее давления определяются как разность между наружным и внутренним давлениями для одного и того же момента времени при всех работах, проводимых в скважине в процессе её углубления и опробования, вплоть до окончания её эксплуатации. Пример расчёта внутренних, наружных и избыточных давлений. Промежуточная 245мм колонна. Глубина её спуска Н = 4000 м, высота подъёма цементного раствора плотностью 1910 кг/см3 h= 1000 м. После цементирования колонны при дальнейшем бурении под спуск 168мм эксплуатационной колонны на глубине L = 4500 м должен быть вскрыт продуктивный газовый горизонт с пластовым давлением Рпл = 85 МПа с коэффициентом сжимаемости газа zср = 0,98, температурой ТL = 4030 К, Ту =3030 К, Тср = 3530 К и относительной плотностью по воздуху 0,8 Первая 324мм промежуточная колонна спущена на глубину 2500 м. Плотность жидкости между 324 и 245 мм колоннами 1,78 г/см3. В интервале 2600 – 2700 м водяной пласт с пластовым давлением Рпл = 37,5 МПа; 3700 – 3750 м водяной пласт Рпл = 63,0 МПа. Расчёт внутренних давлений Определим максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования по формулам (14.2) – (14.4): 384 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА При z = Н = 4000 м; S = 10-4·0,8· (4450 – 4000) = 0,036. es = (2 +0,036)/(2 -0,036) = 1,04. Pв4000 = 85/1,04 = 81,7 МПа. При z = 0 S = 10-4·0,8· (4450 – 0) = 0,356 или S = 0,03415· 0,8· (4450 – 0 )/ 0,98· 353 = 0,351. es = (2 + 0,356 ) / (2 – 0,356 ) = 1,433. Pу = 85 / 1,433 =59,3 МПа. 2. Определим минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины 4450 м у башмака 245 мм технической колонне z = 4000 м при Ру = 0,5 МПа и свободном дебите Q = 2000000 м3/сут по формуле (14.11) 22,55 0,632 2000000 3223 P22 e5 52 0,632 0 , 8 353 0 , 98 0 , 012 4000 e 1 0,5 Решаем относительно Р2 и получим Р2 = 64,7 кгс/см2. 3. Определим максимальное внутреннее давление при окончании цементирования по формуле при z = 0 Pвz ( ц б ) g ( H h) Pг .с. (1910 1780) 9,8 (4000 1000) 106 12,5 16,3 106 Па при z = 4000м по формуле Pвz б g H Pу 1780 9,8 4000 16,3 106 86,1106 Па 86,1 МПа. В процессе углубления скважины из-под 245 мм обсадной колонне максимальное внутренне давление рассчитывается по формуле: Pвz б g z Pг.с.к. при z = 4000 м Pв4000 1980 9,8 4000 2,5 106 80,1106 Па 80,1 МПа. 385 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Расчёт наружных давлений 1. Наружное давление при окончании цементирования 245 мм колонны: Pн 4000 б g h ц g H-h 1780 9,8 1000 1910 9,8 4000 1000 73, 6 МПа Pн1000 1780 9,8 1000 17, 44 МПа. 1. Наружное давление после ОЗЦ Pн 2550 б g h з g 2550-h 1780 9,8 1000 1100 9,8 2550 1000 34,15МПа Pн 2750 1780 9,8 1000 1100 9,8 1750 34,6 МПа Pн 3650 1780 9,8 1000 1100 9,8 3650 1000 46 МПа Pн 3800 1780 9,8 1000 1100 9,8 3800 1000 46, 54 МПа. 2. Наружное давление против первого водяного пласта в интервале 2550 – 2750 м принимаем равным пластовому – 37,5 МПа, а против второго в интервале 3650 – 3800 м равным 63,0 МПа. Результаты расчётов нередко представляют в виде эпюры внутренних и наружных давлений. 14.5. ОСЕВАЯ НАГРУЗКА ОТ СОБСТВЕННОГО ВЕСА Осевую нагрузку от собственного веса определяют с учётом теоретического веса спущенной колонны: n Q l1 qi , 14.14 1 где n – число секций обсадной колонны; q – вес одного погонного метра трубы; l1 – длина секции. 386 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА 14.6. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ Избыточное наружное давление PHZ не должно превышать допустимого PHZ ≤ Pкр/n1 где n1 – коэффициент запаса прочности. Для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта, n1 =1,0….1,3 (в зависимости от устойчивости коллекторов); для остальных секций n1 =1,0; значения критического сминающего давления Pкр для наиболее используемых обсадных труб приведены в приложении. Избыточное внутреннее давление не должно превышать допустимого PВZ = Pm/n2, где n2 – коэффициент запаса прочности на внутреннее давление. Для труб диаметром 114 – 219 мм в исполнении А и Б n2 = 1,15. Для труб диаметром свыше 219 мм n2 = 1,15 (для труб в исполнении А) и n2 = 1,45 (для труб в исполнении Б). Значение предела текучести на внутреннее давление Pm приведены в приложении. Расчёт на растяжение колонн (страгивающие нагрузки) из труб с резьбой треугольного профиля (ГОСТ 632-80) производят по формуле Яковлева – Шумилова. Численные значения Рст приведены в таблицах в справочниках инженера - технолога. Вес колонны не должен превышать значения [P], т.е., Q≤[P] где [P]= Pcm/n3, где n3 - коэффициент запаса прочности. Расчёт на растяжение колонн труб с резьбой трапециевидного профиля (ОТТМ, ОТТГ и ТБО по ГОСТ 632-80) производят по разрушающей нагрузке, наименьшей из подсчитанных, исходя из условий: - разрушения по телу трубы в опасном сечении; - выхода трубы из сопряжения вследствие уменьшения поперечных размеров трубы от удлинения при растяжении; - разрушения по муфтовой части соединения в опасном сечении. Допустимые значения растягивающей нагрузки [P] определяют по формуле [P]= Pраз/n3. Значение [P]приведено в справочниках инженера - технолога. 14.7. ЗАПАС ПРОЧНОСТИ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Запас прочности на наружное избыточное давление для участка колонны, расположенной в горизонтальном стволе принимается равным 1,3 – 1,5 (в зависимости от устойчивости коллектора). 387 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Запас прочности на растяжение с учётом изгиба определяется в зависимости от искривления как для наклонно- направленных скважин. Вес колонны Q не должен превышать допустимого, т. е. Q≤[P], где [P]=Pст/n3, n3 – коэффициент запаса прочности (см. табл.). Коэффициент запаса прочности на растяжение Коэффициент запаса прочДиаметр труб, мм Длина колонны, м ности в вертикальной скважине 114……168 до 3000 1,15 свыше 3000 1,3 178…….245 до 1500 1,3 свыше 1500 1,45 273……324 до 1500 1,45 свыше 1500 1,6 свыше 324 до 1500 1,6 свыше 1500 1,75 Для труб с резьбами трапецеидального профиля с нормальным диаметром муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой «Батресс», «Экстрем лайн» и др.): - при интенсивности искривления скважин до 50/10 м для труб диаметром до 168 мм и до 30/10 м для труб диаметром свыше 168 мм расчет на прочность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных скважин без учета изгиба; - при интенсивности искривления от 3 до 50/10 м для труб диаметром свыше 168 мм допустимая нагрузка на растяжение уменьшается на 10%. Для гладкой части трубы на изогнутом участке ствола, коэффициент запаса прочности определяется по формуле: n4 n5 , 1 n5 1 0 0, 5 14.15 где n5 1, 25 ; 0 – интенсивность искривления ствола; 1 – коэффициент, учитывающий влияние формы тела и её прочностные характеристики. Для труб диаметром 114, 127 и 140 мм 1 0, 031 0, 011 . Большие значения 1 принимаются для труб с большим диаметром и более низкой прочности. 388 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА При использовании импортных труб, поставляемых по стандарту АНИ, коэффициент запаса прочности рекомендуется учитывать: - на избыточное наружное давление (сминающее давление) в зоне эксплуатационного объекта в зависимости от устойчивости коллектора от 1,125 до 1,25; - на наружное давление для остальной части колонны 1,125; - на внутреннее избыточное давление (на давление соответствующее пределу текучести материала труб) 1,1; - на растягивающую нагрузку для резьбового соединения (разрушающую нагрузку) 1,75; - на растягивающую нагрузку по телу трубы (нагрузку, соответствующую пределу прочности) 1,25. Возможность спуска обсадных колонн с клиновым захватом должна быть определена по формуле: Pk F t 103 , d ср 1 4 l tg 14.16 где Pk – осевая растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы, закреплённой в клиновом захвате, доходит до предела текучести; 2 F – площадь сечения трубы, м ; t – предел текучести материала трубы, МПа; d ср – средний диаметр трубы, мм; l – длина плашек клина, мм; 0 ' – угол уклона клина = 9 27 15" (уклон 1:6); – коэффициент трения = 0,2; – коэффициент охвата трубы плашками 0, 7 1, 0 , а также может быть определён в зависимости от типа захвата m / 2 , где 600 – угол охвата трубы плашками одного клина, m – число клиньев. Вес колонны не должен превышать допустимого значения [P], которое рассчитывается как, [P]=Pk/n4; n4=1,3 – коэффициент запаса прочности. 389 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 14.8. РАСЧЁТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В процессе длительной работы скважины на обсадную колонну воздействуют различные термодинамические условия. При эксплуатации нагнетательных и газлифтных скважин свободная незацементированная часть колонны, особенно в зимнее время, охлаждается и соответственно укорачивается, что приводит к возникновению дополнительных растягивающих усилий. В фонтанных и насосных скважинах свободная часть колонны нагревается, а значит, удлиняется и в ней (при обвязанном устье) возникают дополнительные сжимающие усилия, ведущие к потере устойчивости колонн. Следует так же отметить, что при глушении скважины происходит охлаждение колонны, следовательно, возникают сжимающие нагрузки. Усилие натяжения Qн (кН) обсадной колонны перед обвязкой устья должно превышать вес свободной части колонны Q: Qн Q E F t 103 0,31 p d 2 103 0, 655 l g D 2 p d 2 в 10 6 , 14.17 где p – внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при интенсификации, МПа; l – длина свободной части колонны, м; D и d – соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м; p , в – плотности жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, кг/м3; α – коэффициент линейного расширения, 1/0С; t – средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С; t t3 t1 t4 t2 / 2 , где t3 , t1 – температура колонны на устье соответственно при эксплуатации и до неё; t4 , t2 – температура колонны на голове цементного камня соответственно при эксплуатации и до неё. Значение усилия натяжения Qн не должно превышать допустимой осевой нагрузки [P] на трубы колонны, т. е. Qн ≤[P]. В процессе освоения, эксплуатации и ремонте скважин должно соблюдаться следующее условие прочности: 390 Глава 13 ОБСАДНАЯ КОЛОННА Qн Q0 P1 P2 P3 P Qн Q0 P где Q0 – вес колонны от устья до рассматриваемого сечения; P1 – осевое усилие, возникающее в колонне в результате температурных изменений; P2 – осевое растягивающее усилие, возникающее в колонне в результате действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации; P3 – осевое усилие, возникающее в колонне в результате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления. P1 E F t , P2 0, 47 p d 2 P3 0, 235 l g D 2 р d 2 в , где t – при нагревании положительна, при охлаждении – отрицательна; l – расстояние от устья скважины до рассматриваемого сечения; р p p ; в в в , где р , в – плотность жидкости в скважине после спуска и цементирования колонны. Статистическая обработка результатов расчётов величины натяжения, т.е. нагрузке на крюке при установки на клинья колонной головки, показала, что она равна весу колонны в скважине после промывки перед цементированиям. Таково, кстати, требование АНИ по определению величины натяжения обсадной колонны при установки её на клинья колонной головки. 391 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Глава 15. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН [14,21,29,32] Освоение скважин осуществляется одним способом – созданием депрессии против продуктивного пласта. Величина депрессии, в первую очередь определяется из условия последующего режима эксплуатации скважины. 15.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ДЕПРЕССИИ ПРИ ВЫЗОВЕ ПРИТОКА 15.1.1. Допустимую депрессию приближённо, исходя из условия устойчивости призабойной зоны пласта, можно определить из следующего соотношения: p где сж сж 2 к ( Рг Рпл ), 15.1 – предел прочности породы на сжатие, который может отли- чаться по каждой скважине на месторождении и подвергаться изменениям из-за проникновения фильтрата бурового раствора; k 1 коэффициент бокового распора, а υ – коэффициент Пуассона; Pг ср g H горное давление, ср средняя плотность вышележа3 щих над продуктивным пластом горных пород; ср 2300 2500кг / м ; H – глубина нахождения продуктивного пласта; Pпл пластовое давление. Прочность пород на сжатие зависит от их зернистости, плотности, влажности и наличия (отсутствия) цементирующего материала. Прочность на сжатие мелкозернистых гранитов достигает 260 МПа, а крупнозернистых – 120 МПа. При увеличении плотности известняков с 1500 до 2700 кг/м3 прочность возрастает с 50 до 180 МПа; у песчаников с увеличением плотности с 1800 до 2750 кг/м3 прочность возрастает с 15 до 20 МПа. 392 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 25 – 45 %. Пример: Определите допустимую депрессию из условия прочности призабойной зоны пласта, представленного песчаником (σс = 18 МПа; υ = 0,32). Горное давление Рг =58,8 МПа; пластовое давление Рпл = 28 МПа. Решение Р 18 0,32 1 0,32 58,8 28 2,3 МПа. 2 15.1.2. Значение допустимой депрессии для трещиноватых коллекторов из условия избежания смыкания трещин можно оценить по формуле: P E 4 l 1 2 , 15.2 где – раскрытость трещин, мм; l – длина трещин, мм; E – модуль упругости пласта, МПа. Значение модуля упругости горных пород Е = 5000 33334 МПа = (0,5 – 3,3)∙104 МПа. Пример: Определите допустимую депрессию на пласт, представленный известняками. При Е = 1,5∙104; δ = 0,2 мм; l = 200 мм; υ = 0,3. Решение P 0, 2 1,5 104 4 200 1 0,32 393 4,1 МПа . Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 15.1.3. Ещё одним ограничением при окончательном определении допустимой депрессии на пласт при вызове притока является прочность цементной оболочки между водоносным горизонтом или водонефтяным контактом (ВНК) и наиболее близким перфорационным каналом: P Pпл Рпл a h , 15.3 где Pпл – давление в водоносном горизонте либо в ВНК; h – высота качественной цементной оболочки между водоносным горизонтом и близким к нему перфорационным каналом; a – допустимый градиент давления на цементную оболочку, МПа/м, рекомендуется принимать в расчётах a не более 2,5 МПа/м. Пример: Определите ограничение по величине депрессии, если качественная цементная оболочка между водоносным горизонтом и перфорационным каналом не превышает 1,5 м. Пластовое давление 32 МПа. Решение P 32 32 1,5 2,5 3, 75 МПа . 15.1.4. Величина депрессии должна обеспечить преодоление сил сопротивления движению жидкости рсопр в призабойной зоне: P pсопр , (15.4). Значение рсопр зависит от коллекторских свойств пласта и степени загрязненности призабойной зоны. Как правило, оно составляет 2 – 5 МПа. Для слабосцементированных пластов (коэффициент сцепления (Ксц = 0,2 – 1,4 МПа) во избежания разрушения призабойной зоны депрессия не должна превышать 1,0 МПа, и ее надо создавать плавно. Темп снижения забойного давления рекомендуется не выше 0,1 МПа/мин. 394 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН 15.2. ВЫЗОВ ПРИТОКА 15.2.1. Определить какова будет величина депрессии после перевода скважины на более лёгкую жидкость можно по формуле: pдеп Рпл g H , 15.4 если pдеп меньше заданной величины депрессии, то дроссель в работу не включают. Но пласт может начать работать и при создавшейся депрессии, т. е. меньшей расчётной величины, а депрессия будет возрастать до: pдеп Рпл ф g H , 15.5 где ф , Н плотность пластового флюида и глубина кровли продуктивного пласта. Пример: Определите величину депрессии при переводе скважины на воду и затем на пластовый флюид плотностью ρф = 750 кг/м3. Глубина продуктивного пласта Н = 2800 м. Пластовое давление Рпл = 32 МПа. Решение Скважина переведена на солевой раствор плотностью ρсол = 1050 кг/м3: Pдеп 32 1050 2800 9,8 106 32 28,8 3, 2 МПа. Скважина заполнена пластовым флюидом: Pдеп 32 750 2800 9,8 106 32 20,58 11, 42 МПа. 15.2.2. Во время перевода скважины на более легкую жидкость начался приток, закройте скважину не менее чем на 15 минут на определение избыточного давления в затрубном пространстве и трубах, а также замерьте объём притока. Если переход на более лёгкую жидкость осуществлялся через затрубное (кольцевое) пространство, то пластовое давление легко рассчитывается по формуле: Pпл Ргс Риз .к , 395 15.6 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где Ргс гидростатическое давление жидкости по затрубному пространству; Pиз.к избыточное давление на устье затрубного пространства. Затем следует восстановить циркуляцию с одновременным открытием регулируемого дросселя и одновременной фиксацией давления на насосе. Подача насоса должна быть не большой, т.е. не более 3 л/с, чтобы потери в трубах были минимальные, поскольку они увеличивают забойное давление. Если давление на насосе снижать за счёт открытия дросселя до p , величину которой принимают не более 1,0 МПа, то величина депрессии будет равна pдеп Рпл Ргс р. Прокачку легкой жидкости (воды) через затрубное пространство следует продолжать с заданной подачей насоса, поддерживая давление на насосе постоянным и с замером объёма в приёмной ёмкости во времени за счёт работы пласта. Зная Q W / t и pдеп можно оценить фактический коэффициент продуктивности (гидропроводности) ф Q /p k h , где k проницаеb мость пласта, м2; h толщина пласта, м; b объёмный коэффициент пластовой нефти; – вязкость нефти в пластовых условиях, МПа·с, Q – м3/с; ∆Р – МПа. Величина b в большинстве случаев равна 1,1 – 2,0. По результатам замеров притока при известной величине депрессии оценивается средняя проницаемость вскрытого пласта. Пример: При вызове притока определите величину пластового давления, коэффициент продуктивности, проницаемость коллектора. После перевода затрубного пространства на воду плотностью ρсол = 1050 кг/м3 и поступления ее в трубное пространство замечено увеличение объема в приемной емкости, остановите насос и закройте задвижку на выходе из труб. Через 10 – 15 мин зафиксируйте избыточное давление избыточное давление в трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к = 2,0 МПа, а в тубах Риз.т = 3,0 МПа. Определите пластовое давление (глубина перфорационных отверстий Н= 2800 м). 396 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Решение Рпл = ρв∙Н∙g + Риз.к = 1050∙2800∙9,8∙106 + 2,0 = 28,8 + 2,0 = 30,8 МПа. Возобновите перевод скважину на воду при поддержании забойного давления равного 29,8 МПа (депрессия 1 МПа). При этом продолжайте закачивать воду с подачей 3 л/с и поддерживая давление на насосе постоянным с помощью регулируемого дросселя. Давление на насосе определяется по формуле: Pн Pиз.к Pг.с Р, где Рн – давление на насосе; ∆Р – заданная депрессия; Рг.с – гидравлические сопротивления циркуляционной системе, которые определяются по формуле: 2 Q Pг.с 0,9 Pг.сн к , Qн где Pг.сн давление на насосе при подаче Qн, которое имело место при промывке перед началом перевода скважины на легкую жидкость; Qк – подача насоса при переводе на легкую жидкость. 2 3 Pг.с 0,9 8, 0 7, 2 МПа . 3 Давление на насосе: Pн 2, 0 7, 2 1, 0 8, 2 МПа . Замерьте объем притока за t =250 с, который составил W =1,050 м3. Рассчитайте расход: Q = W/t = 1050 л/250с = 4,2 л/с. Определите коэффициент продуктивности; ф Q 4, 2 103 4, 2 103 м 3 / МПа. ΔP 1, 0 397 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Определите в условиях, когда; h = 12 м; b = 1,1; µ = 0,002∙10-6 МПа∙с среднюю проницаемость коллектора: k ф h b 4, 2 103 1,1 0, 002 106 0, 77 1012 м 2 0, 77 д . 12 Чтобы снять зависимость Q f p следует изменять давление на насосе на заданную величину и вести прокачку при той же подачи с измерением времени и объёма поступившего флюида. 15.3. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине, используя энергию сжатого газа. В затрубное пространство нагнетают газ, а затем жидкостью его проталкивают к башмаку насосно-компрессорных труб. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ. Сила нагнетания и энергия расширяющегося газа обуславливает выброс через НКТ жидкости и прорыв газа. 15.3.1. Глубину снижения уровня в скважине рассчитывают по формуле: H в.п Pк S H kв.п H в , 15.7 6 P g H S Sнкт 10 к в где H – глубина снижения уровня в скважине после срабатывания воздушной подушки, м; kв.п – эмпирический коэффициент, kв.п = 0,8; Hв.п – высота воздушной пробки, м; Hв – высота столба воды, закаченной для продавки воздушной подушки, м; Pк – давление в кольцевом пространстве (на выходе компрессора) перед нагнетанием воды, МПа; S – площадь сечения кольцевого пространства; 398 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Sнкт – площадь проходного сечения колонны НКТ; ρ – плотность воды, кг/м3. Уровень жидкости над воздушной подушкой, определяется объемом закаченной воды Vв: H в Vв / S , Высота воздушной подушки зависит от давления в кольцевом пространстве: H в.п Pк / g Для того, чтобы пузырьки газа не могли мигрировать вверх по потоку закачиваемой воды, подача насоса должна удовлетворять следующему условию: Qв S v мин , где vмин – минимальная скорость воды, предотвращающая всплытие вверх пузырьков газа, v 0, 4 м / с . мин Пример: Определить глубину снижения уровня воды в скважине в процессе вызова притока при помощи воздушной подушки и минимальную подачу насоса для таких условий: внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,124 м; колонна НКТ, у которой внешний диаметр 73 мм, а внутренний – 62 мм. Плотность воды 1000 кг/м3. Давление воздуха в кольцевом пространстве перед закачиванием воды 6,0 МПа; количество воды, закаченной в кольцевое пространство 6,5 м3. Решение 1. Высота воздушной подушки в затрубном пространстве: H в.п 6 106 / 1000 9,81 612 м. 2. Высота столба воды над воздушной подушкой: H в 6,5 / 0,785 0,1242 0,0732 823 м. 399 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 3. Глубина снижения уровня в скважине после срабатывания воздушной подушки: 612 6, 0 0, 0079 H 0,8 612 506 м. 6 0, 003 6, 0 10 1000 9,81 823 0, 0079 4. Минимальная подача насоса при продавки воздушной подушки: Qв 0, 0079 0, 4 0, 0032 м 3 / с 3, 2 л / с. 15.3.2. Альтернативное решение по определению глубины опорожнения можно представить по В.Д. Малеванскому. Величина hкр, по В. Д. Малеванскому, может быть определена по упрощённой формуле: hкр 2 х h1 , (15.8) где x высота газового пузыря, поступившего на забой; h1 H x, где H глубина скважины (глубина нахождения нижней границы газового пузыря). Если высота газового пузыря в затрубном пространстве будет равна 150 м и нижняя граница его будет на глубине 1500 м, то критическая высота воды перед выбросом составит 450 м. С увеличением глубины нижней границы пузыря до 2000 м, возрастёт и критическая высота воды до 526 м, которая будет практически мгновенно выброшена. А общая высота опорожнения скважины будет равна двум критическим значениям за счёт высоты самого газового пузыря. Фактически скважина будет опорожнена после выброса только на 0,75·hкр, поскольку при наличии фонтанной арматуры и устьевой обвязки имеют место достаточно большие сопротивления. 15.4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен. Масса 1 м3 газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг, следовательно, он тяжелее углеводородных газов. При температуре – 195,80С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м3, а при дальнейшем охлаждении – в твёрдую массу с температурой плавления – 209,90С. Теплота 400 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН парообразования равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м3 жидкого азота получают 702,5 м3 газообразного азота при 200С и давлении 0,1 МПа. При температуре tкр = - 1470С и давлении ркр = 3,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м3 и находится в критическом состоянии. Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Например, при давлении 30 МПа и температуре 500С растворимость азота в нефти 40,5 м3/м3, а в воде значительно меньше – 2,5 м3/м3. 15.4.1. При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонения от законов идеальных газов и, поэтому изменение объёма описывается зависимостью: V0 Vt 273, 2 pt , p0 273, 2 t 15.9 где V0 , p0 – объём и давление в нормальных условиях; Vt , pt объём и давление в данных условиях. Если азот объёмом в 1 м3 находится под давлением 20 МПа и температуре 400С, что примерно соответствует условиям скважины глубиною 2000 м, то его объём в нормальных условиях составит: V0 1,0 273,2 20 174,4 м 3 0,1 273,2 40 Азот, закаченный в скважину, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Необходимый объём газообразного азота для вытеснения жидкости, находящейся в скважине, определяют по следующим зависимостям при условии закачки: – в лифт (насосно-компрессорные трубы) Vнкт 8,1 d вн2 H Pср 273, 2 , 273, 2 tср – в затрубное пространство 401 15.10 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Vз 8,1 D 2 d н2 H Pср 273, 2 , 273, 2 t ср 15.11 где Vнкт и Vз – объём газообразного азота, м3; H глубина спуска лифта, м; Pср среднее давление в полости скважины, МПа; Pср ( Pу Pб ) / 2 ; Pб , и Pу – давление закачиваемого азота соответственно у башмака лифта и на устье, МПа; Pб H ж g 10 6 ; 4 Pу Pв / e1,210 H a ; (15.12) где ж плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3; a относительная плотность азота, a 0,97 . Пример: Определить потребный объём азота для вытеснения жидкости из скважины с внутренним диаметром D 126 мм, в которую спущен лифт диаметром d нкт 73 мм ( d вн 62 мм ), глубиною H 2500 м; плотность 0 жидкости ж 1000 кг / м 3 ; средняя температура в скважине tср 45 С. Решение Pб 2500 1000 9,8 10 6 24, 4 МПа ; Pу 24,5 / е1,210 4 25000,97 18,3МПа; Pср 24,5 18,3 / 2 21,9МПа ; Vнкт 8,1 0,062 2 2500 21,9 273,2 1464 м 3 ; 273,2 45 Vз 8,1 (0,1262 0,0722 ) 2500 21,9 273, 2 3998 м3 . 273, 2 45 15.4.2. Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет: 402 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН 2700 м, если скважина заполнена водой; 3300 м, если скважина заполнена нефтью (плотностью 850 кг/м3. Наиболее целесообразная технология освоения скважин глубиной от 2000 до 5000 м – газированными азотом системами (пеной). 15.5. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА МЕТОДОМ АЭРАЦИИ Поскольку газ сжимаем, то его влияние на плотность с глубиной снижается. На практике для оценки забойного давления пользоваться формулой: Pз Pу z a0 p0 ln( Pз / Pу ) g Lсм , 15.3 где Рз и Р у давление у нижней и верхней границ столба смеси или для всего столба жидкости давление на забое и устье скважины; p0 атмосферное давление; z – коэффициент сжимаемости; – плотность жидкости; a0 газожидкостное отношение, приведённое к стандартным условиям p0 0,1МПа и t 200C ; Lсм высота столба смеси. В этом уравнении два неизвестных Pз и а0 . Но поскольку при освоении скважин задаются величиной забойного давления, как, впрочем, и при других операциях, проводимых на скважинах с использованием газожидкостных смесей, выше приведённое уравнение можно представить через газожидкостное отношение а0 : a0 g Lсм Pз Pу z p 0 ln Pз / Pу Пример: Положим глубина осваемого пласта Lсм 3000 м . Необходимо снизить забойное давление на 4,0 МПа. Определите, какое должно быть газожидкостное отношение. Скважина заполнена водой. При освоении скважины на устье поддерживается давление 0,5 МПа. Коэффициент сжимаемо403 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении сти z принимаем равным 1, что вполне допустимо для скважин с забойным давлением до 40,0 МПа. Решение: a0 1000 9,8 3000 10 6 (29, 4 4, 0) 0,5 11, 69. 1 0, 098 Ln 25, 4 / 0,5 Предположим, освоение скважины ведётся с использованием компрессора СД-9/101, производительность которого составляет 9 м3/мин. Чтобы выдержать расчётное газожидкостное отношение необходимо иметь подачу по жидкости равную: Qж Qв / a0 9 103 / 60 11, 69 12,83 л / с. В расчёте не учтена динамика процесса, т.е. не учтены гидравлические сопротивления в циркуляционной системе скважины. Очевидно, что при достаточно больших гидравлических сопротивлениях в трубах (5,7 МПа при обратной промывке) не позволят получить при данном газожидкостном отношении желанное забойное давление. Кроме того, задача выбора режима перевода скважины на газожидкостную смесь или пену осложняется невозможностью менять режим работы компрессора. Но использование регулируемого дросселя на выходе потока позволяет поддерживать требуемое забойное давление на протяжении всего процесса вызова притока. О гидравлике процесса промывки с использованием регулируемого дросселя изложено в главе 6. Продолжим на упомянутом примере найти решение определения режимных параметров газожидкостной смеси для выбора планируемой депрессии. Если примем подачу цементировочного агрегата равную 5 л/с. то определим, какое будет газожидкостное отношение a0 Qг / Qж 9 103 / 5 60 30 . Но при таком газожидкостном отношении и при отсутствии противодавлении на устье забойное давление снизится на 16 МПа. Поэтому, чтобы иметь нужное забойное давление, необходимо создать избыточное давление на выходе из скважины. Решая уравнение 6.9, относительно Pу получим: LnPзаб / Pу Pу g L Pзаб a0 z p0 . Уравнение решается методом последовательных приближений. Для принятых ранее условий: 404 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Ln 25, 4 / Pу Pу 1000 9,8 3000 10 6 25, 4 . 30 1 0, 098 Принимаем Pу 1, 5 МПа , тогда 2,829 1, 5 1, 36 . Поскольку правая часть больше левой снижаем Pу и принимаем его значение равным 1,483. При таком значении получаем практическое равенство левой и правой частей уравнения. Но для практической реализации на устье будем поддерживать Pу 1, 5 МПа . Итак, после того как газожидкостная смесь (пена) начала поступать в трубы (обратная промывка) постепенно перекрываем поток дросселем, поднимая давление перед ним до 1,5 МПа. Продолжая подачу газожидкостной смеси на заданном режиме работы насоса и компрессора, будем иметь забойное давление равным 25,4 МПа с заданной депрессией на пласт. Включение в обвязку устья скважины регулируемого дросселя позволяет управлять забойным давлением и величиной депрессии. Снижение давления перед дросселем до 1,0 МПа позволит снизить забойное давление с 25,4 МПа до 23 МПа, а если снять избыточное давление перед дросселем, то забойное давление понизится до 15,0 МПа. 15.6. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕН Использование двухфазных пен обеспечивает плавное изменение депрессии и качественную очистку призабойной зоны пласта. Плотность пены стабильна в сравнении с плотностью газожидкостной смеси, поскольку скорость всплытия пузырька в воде существенно (~ 4 раза) больше чем в 1%-ном водном растворе ПАВ. Плотность пены можно оценить по формуле: п ж г0 P T 1 0 0 P T , 15.14 где ρж – плотность жидкости, кг/м3; плотность газа при нормальных давлении Р0 (1,0 кг/см2) и темпераг 0 туре Т0 ( К); 405 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Qг / Qж – отношение подачи газа к подачи жидкости; Р – давление столба пены в скважине, кг/см2; Т – температура в скважине, 0К. Пример: Определите плотность пены (1% водный раствор ПАВ) на глубине 950 м при давлении столба пены 85 кг/см2 и температуре 303 0К, степень аэрации 20; плотность газа 1,0 кг/м3. Решение п 1000 20 1, 0 831 кг / м 3 . 1, 0 293 1 20 85 303 15.7. ПУСКОВЫЕ КЛАПАНА Пусковые клапана устанавливаются на НКТ, на глубинах соответствующих проектируемой депрессии. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или азота в кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной. Этот агент вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъёмные трубы наружу и, одновременно поступая в них через пусковые клапана, газирует жидкость и тем самым уменьшает её плотность. Уровень жидкости должен быть ниже размещения клапана на НКТ. В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, с помощью канатной технике), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана. Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана: L hст Pкомр g 1 S / S нкт р г Pкомп / p0 L, 15.15 где hст расстояние от устья скважины до статического уровня в ней, м. Определяется из расчёта заданной величины забойного давления; 406 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Pкомп давление на выходе компрессора или пусковое давление, Па; г плотность газа (азота), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м3; p0 атмосферное давление, Па; L разность между расчётным и фактическим уровнем размещения клапана, м. Клапан следует устанавливать на 20 – 25 м выше рассчитанного уровня. Второй клапан размещают на глубине: L2 L1 Pкомп L, g 1 S / Sнкт р г Pкомп / p0 15.16 Пример: Определить, на каких глубинах в колонне НКТ следует разместить пусковые клапана для вызова притока флюида. Колонна НКТ с внешним и внутренним диаметрами 60 50,3 мм соответственно находятся в скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонна 126 мм. Эксплуатационная колонна заполнена жидкостью плотностью 1010 кг/м3, статический уровень которой находится на глубине 920 м. Среднее пластовое давление 15,0 МПа. Для вызова притока необходимо создать депрессию 4,0 МПа. Максимальное давление на выходе компрессора составляет 8,0 МПа. Плотность газа 1,29 кг/м3, атмосферное давление 0,1∙106 МПа. Решение 1. Уровень жидкости в скважине, обеспечивающий приток: Hпр = (Рпл – Рдоп)/(g∙ρ) = (15 – 4)∙106/(9,8∙1010) = 1102 м. 2. Расстояние от устья скважины к месту размещения первого клапана: 0, 785 0,126 2 0, 06 2 1, 29 8 106 1010 L1 920 8 / 9,81 1 20 1271 м. 2 0, 785 0, 0503 0,1 106 3. Расстояние от устья скважины к месту размещения второго клапана: 407 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 0, 785 0,126 2 0, 06 2 1, 29 8 106 1010 L1 1271 8 / 9,81 1 2 0, 785 0, 0503 0,1 106 20 1622 м. 15.8. СВАБИРОВАНИЕ Свабирование, как один из методов, повышения эффективности освоения скважин и очистки призабойной зоны пласта (ПЗП), обеспечивает плавное создание депрессии на пласт, вплоть до предельно допустимой величины. Объем отбираемой из скважины жидкости при каждом подъеме сваба: Vсвn=S(Нсвn – Нуn), 2 где S=0,785d вн –площадь внутреннего поперечного сечения НКТ (dвн – внутренний диаметр НКТ); Объем притока флюида из пласта в скважину: Vпрn=S(Нсвn – Нуn+1), где Нсвn – глубина отбора скважинной жидкости свабом в момент времени tсвn; Нуn+1 – глубина уровня скважинной жидкости, достигаемая свабом при последующем (n+1) спуске его в скважину в момент времени tуn+1. Продолжительность притока из пласта в скважину: n= tуn+1 – tсвn Текущий дебит скважины: Qn Vпрn n 15.1 7 , Среднее значение текущей депрессии на пласт: Pn Pпл Pзаб Pпл g ( H пл 408 H cвn H уn 1 2 ), 15.8 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН где Hпл – глубина залегания пласта; Рпл – пластовое давление; – плотность скважинной жидкости; g – ускорение силы тяжести. Среднее текущее значение фактической продуктивности пласта: ф.п Qn / Pn , (15.19) Среднее текущее значение показателя относительной продуктивности пласта (ОП): ОП ф.п , ф.n (15.20) где ф.n потенциальная продуктивность пласта. 15.9. ГЛУШЕНИЕ 15.9.1. Подача насоса должна быть не большой, из расчёта не превышения гидравлических сопротивлений до 0,2 МПа на 1000 м кольцевого пространства. Расход для вязкой жидкости можно определить по известной формуле: Q 0, 785 D 2 d 2 2 Pк .п. D d , L 15.21 Для скважины с внутренним диаметром D 0,126 мм , в которую спущены НКТ диаметром d 73 мм , расход для жидкости глушения плотностью 1050 кг / м 3 будет равен при 0, 04 : Q 0, 785 0,1262 0, 0732 2 0, 2 106 0,126 0, 073 0, 04 1050 1000 0, 0059 м3 / с 5,9 л / с. Процесс глушения скважин при нахождении в ней пластового флюида подробно изложен в главе по ликвидации газонефтеводопроявлений. 409 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Давление на насосе в начале глушения составит: Pн Pиз.т Pг .с , где Pиз.т давление на устье в трубах; Pг .с гидравлические сопротивления в циркуляционной системы скважины (расчётная величина). 15.9.2. Глушение скважин с АНПД проводят в два этапа. На первом этапе глушение ведётся с применением блокирующей жидкости, в процессе которого формируется эффективный экран, препятствующий проникновению основной жидкости глушения в глубь пласта. И только после этого, на втором этапе применяется традиционная жидкость глушения с эффективной вязкостью 10 – 30 мПа·с. Порядок работ при глушении газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин в условиях АНПД предусматривает последовательную закачку в трубы при открытом устье жидкости глушения (ЖГ) в объеме затрубного пространства, далее закачки блокирующей жидкости в объёме 5 – 10 м3. Продавка продолжается жидкостью глушения до момента выхода блокирующей жидкости в затрубное пространство с последующей продавкой 1 – 2 м3 блокирующей жидкости в продуктивный пласт. 15.10. РАСЧЕТ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ (НКТ) 15.10.1. Определение нагрузок на свободно подвешенную колонну НКТ 15.10.1.1. Механические свойства сталей различных групп прочности для изготовления НКТ приведены в таблице 15.1. Нагрузку растяжения, при котором напряжения в теле трубы достигает предела текучести, находят по формуле: Pт тмин 0, 785 D 2 d 2 , 410 (15.22) Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Т а б л и ц а 15.1 Показатели Временное сопротивление разрыву, МПа Предел текучести при растяжении, МПа: средний минимальный максимальный ГОСТ 633-80 АНИ Д К Е Л М H-40 J-55 C-75 H-80 P=105 650 700 750 800 900 422 507 688 703 844 380 - 500 - 550 - 650 - 750 - 281 400 387 562 527 633 562 772 738 949 15.10.1.2. Собственный вес комбинированной колонны НКТ определяется весом каждой секции. Вес трехсекционной колонны: Pнкт Fт1 l1 т Fт 2 l2 т Fт3 l3 т , (15.23) где Fт1 , Fт 2 , Fт3 – площади сечения труб соответствующей части колонны, м; l1, l2, l3 – длина соответствующей секции колонны, м; т – плотность материалов труб, кг/м3. 15.10.1.3. Максимальное усилие, которое разрушает резьбовое соединения в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле: c Dср т P1 1 Dср l ctg , 15.24 . 15.10.1.4. Для труб с высаженными наружу концами разрушение в резьбовом соединении соответствует усилию в теле трубы: P 2 0, 785 D 2 d 2 т , 411 (15.25) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении где Р1, Р2 – усилия разрушающие резьбовые соединения, соответственно для труб с гладкими и высаженными наружу концами, кН; D, d – внешний и внутренний диаметр трубы, м; δс – толщина стенки трубы по впадине первой полной нитке резьбы в зацеплении, м; Dср – средний диаметр трубы по первой полной нитке резьбы в зацеплении, м; т – предел текучести материала труб при растяжении. МПа; l – длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем), м; α – угол образованный между направлением опорной поверхности резьбы и осью трубы, α = 1,0625 рад; φ = 0,306 рад. Напряжения в трубе не должны превышать предельных значений. 15.10.1.5. Допустимую глубину подвески колонны (Lдоп) рассчитывают по формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса: Lдоп P1 k F Pнас , 15.26 k q где k – коэффициент запаса прочности для труб, который принимают равным k = 1,3 – 1,5; Pнас – давление на выкидной линии бурового насоса (Pнас = 3,5 – 4,0 МПа); q – вес 1 м трубы. При значительных глубинах скважин применяют секционную колонну НКТ. Длину секций выбирают снизу вверх. Допустимую длину нижней секции определяют по выше приведенной формуле, а длину следующих секций – из соотношения: P1 Pn 1 Ftn Ln n , 15.27 k qn Ft n 1 где Ln – длина секции, которую рассчитывают, м; 412 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН Pn1 – разрушающая нагрузка для труб секции, которую рассчитывают, МПа; Pn 1 – разрушающая нагрузка для труб предыдущей секции, МПа; q – вес 1 м трубы секции, которую рассчитывают, Н; Ft n – площадь сечения рассчитываемой секции, м2; Ft(n-1) – площадь сечения труб предыдущей секции, м2. Пример 1: Рассчитать двухразмерную колонны НКТ, находящейся в скважине, полностью заполненной жидкостью, для следующих условий эксплуатации: плотность пластовой жидкости 900 кг/м3, плотность материала труб 7800 кг/м3. Конструкция колоны: диаметр наружный и внутренний верхней секции 88,9 и 76 мм, а длина 1710 м; диаметр наружный и внутренний нижней секции 73 и 62 мм, длина 1100 м. Решение Собственный вес комбинированной колонны: Pнкт 0, 785 0, 08892 0, 0762 1710 7800 0, 785 0, 0732 0, 0622 1100 7800 322,3 кН. 2. Усилие разрушения резьбовых соединений для труб с гладкими концами определяем для верхней трубы: P1 3,14 0, 0065 0,876 380 106 363,32 кН . 0,876 1 ctg 1, 0625 0,306 2 0, 0473 Расчет произведен для труб из стали группы прочности Д. 3. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами: P 2 0, 785 0, 08892 0, 0762 380 106 634, 484 кН. 4. Допустимые условия с учетом коэффициента запаса прочности (k =1,5). 413 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении P1 322,3 P1 214,9 кН k 1,5 P 2 634, 484 P 2 442,99 кН. k 1,5 5. Расчетное усилие в верхней трубе больше предельно допустимого для труб с гладкими концами и не превышает предельно допустимого усилия для труб с высаженными концами. Пример 2: Определить конструкцию колонны НКТ, исходя из соблюдения требований к прочности на растяжение. Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны 122 мм, глубина скважины 1600 м. Решение 1. Разрушающее усилие для гадких труб с внешним диаметром 73 мм и внутренним диаметром 62 мм, изготовленных из группы прочности Д (по резьбовому соединению) по табличным данным: P1 = 294 кН. 2. Масса и вес 1 м трубы (см. табличные данные): q = 9,46 кг/м; q = 92,75 H/м; 3. Допустимая глубина подвески колонны: Lдоп 294 103 1, 4 0, 785 0, 0732 0, 0622 4 106 1, 4 92, 75 2228 м. 4. Фактическая глубина скважины не превышает допустимой глубины подвески, значит, принятая конструкция колонны удовлетворяет к прочности на растяжение. Пример 3: Определить конструкцию колонны НКТ для скважины с минимальным внутренним диаметром труб 140 мм и глубиною 4000 м. Решение 1. Предварительно принимаем следующую конструкцию колонны НКТ: верхняя секция – внешний диаметр 88,9 мм, внутренний диаметр 76 мм; нижняя секция – внешний диаметр 73 мм, внутренний диаметр 62 мм. 414 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН 2. Разрушающее усилие для гладких труб нижней секции, изготовленных из стали прочности группы Д (см. таблицу): P1 = 298 кН. 3. Вес 1 м трубы нижней секции (см табл.): q = 92,75 H. 4. Длина нижней секции (без учета влияния на растягивающие усилия давления на выкиде насоса, что может компенсироваться увеличением коэффициентом запаса прочности): 294 103 Lдоп 2264 м. 1, 4 92, 75 5. Усилие разрушения для гладких труб верхней секции, изготовленных из стали группы прочности К (см. табл.): Р1 = 585 кН. 6. Вес 1 м трубы верхней секции (см табл.): q = 136,7 H. 7. Длина верхней секции: Ln 2 2 585 103 298 103 0, 785 0, 0889 0, 076 2100 м. 1, 4 136, 7 0, 785 0, 0732 0, 0622 8. Фактическая длина верхней секции: Lф = 4000 – 2264 = 1736 м. 9. Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допустимой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованием к прочности на растяжение. 15.10.2. Расчет колонны НКТ на прочность в условиях действия изгибающих усилий Изгибающие усилия в колонне НКТ возникают при размещении пакера в скважине (распакеровка) с опорой на забой и от перепада давления с опорой на пакере во время испытания пластов. 415 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 15.10.2.1. Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определяют по формуле: изг 2 EJ Dc d т 2 L2п W , 15.28 где Е – модуль продольной упругости, для стали Е = 2∙1011 Па, для алюминиевого сплава Е = 0,7∙1011 Па; J – экваториальный момент инерции площади сечения, м4; Lп – длина полуволны прогиба хвостовика, м; Dc – диаметр скважины, м; d т – внешний диаметр трубы хвостовика, м; W – осевой момент сопротивления на изгиб, м3. Экваториальный момент инерции площади сечения определяют по формуле: 4 4 J 0, 05 d т.внеш d т.вн , 15.29 4 4 где d т.внеш , d т.вн соответственно внешний и внутренний диаметры труб хвостовика НКТ. Осевой момент сопротивления на изгиб: W 2J , 15.30 . d твнеш Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик Qхв: Lп 5,98 E J , 15.30 Qхв Изгибающее напряжение в трубе хвостовика не должно превышать предельно допустимого 160 МПа . сж 15.10.2.2. Усилия, возникающие на колонну НКТ, размещенную над пакером: в верхней части колонны имеет место усилия растяжения, а в 416 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН нижней – сжатия. Усилия растяжения максимальны в верхней части колонны: P Pнкт Gп 15.31 . Напряжения сжатия имеют максимальное значение в соединении труб с пакером: q сж Lсж g , 15.32 Fт где длина сжатия Lсж части колонны определяется усилием, действующим на пакер: Gп Lсж , 15.33 qg 1 р / т где р , т плотность раствора и материалов труб; q – масса 1 м труб колонны, кг; Fт – площадь сечения трубы, м2. Усилия для раскрытия пакера находят по формуле: Gп 0,3 E S0 K п 1 , (15.34) где Е – модуль упругости резинового элемента пакера по начальному сечению, МПа, E = 8,5 – 9,5 МПа; S0 – площадь сечения пакера до его деформирования, см2; Кп – коэффициент пакерования, Кп =1,12 – 1,14. Пример: Рассчитать колонну НКТ, размещенную над пакером. Глубина размещения пакера 3679 м; диаметр скважины 120 мм; усилия раскрытия пакера 80,09 кН; внешний диаметр трубы 73 мм, внутренний – 62 мм; плотность раствора 1200 кг/м3, плотность материала труб 8660 кг/м3. Решение 1. Усилие растяжения в верхнем сечении колонны: 417 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении P 0, 785 0, 0732 0, 0622 3670 8660 0, 785 0, 0732 0, 0622 3670 1200 80, 09 103 239, 06 кН. 2. Усилия растяжения не должно превышать предельного значения, что соответствует для труб с высаженными наружу концами, изготовленными из стали группы прочности Д (предельное растяжение равно 443 кН). 3. Длина сжатой части колонны: Lсж 80, 09 103 995 м. 9,81 9,53 1 1200 / 8660 4. Напряжение сжатия в нижнем сечении колонны: 995 9,81 9,53 79,8 МПа. сж 0, 785 0, 0732 0, 0632 5. Действующее напряжение сжатия не превышает предельного значения 79,8 < 160. 6. Экваториальный момент инерции: J 0, 05 0, 0734 0, 0624 0, 68 106 м 4 . 7. Осевой момент сопротивления на изгиб: W 2 0, 68 106 / 0, 073 18, 63 106 м3 . 8. Длина полуволны прогиба: Lп 5,98 2 1011 0, 68 106 7, 793 м. 80, 09 103 9. Изгибающее напряжение: изг 3,14 2 1011 0, 68 10 6 0,120 0, 073 2 7, 7932 18, 63 10 6 27,85 МПа. 10. Изгибающее напряжение не превышает предельного значения сж 160 МПа . 418 Глава 13 ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН 15.10.3. Расчет НКТ гидропескоструйной перфорацией (ГПП) При расчете колонны НКТ нужно учитывать внутреннее давление. Для ГПП обычно применяют трубы диаметром 73 – 89 мм следующих марок стали: С – 75, Е, Н – 80, Л, М, Р – 105. Допустимую глубину спуска (L) одноразмерной колонны НКТ определяют по формуле: 1000Qр.н / kт 106 pу Fт , 15.35 L 9,81 qт f т см где Qр.н – разрушающая нагрузка резьбы, кН; k т – коэффициент запаса прочности труб, k т =1,3 – 1,5; Fт – площадь внутреннего сечения НКТ, м2; ру – давление на устье, МПа; qт – масса 1 м трубы, кг/м; f т – сечение тела НКТ, м2; см – плотность смеси жидкости с песком, кг/м3. Удлинение труб рассчитывают по формуле: l т pу Fт L 2 fт E , 15.36 где Е – модуль Юнга для стали, E = 2,1∙105 МПа. Пример: Рассчитать колонну НКТ для ГПП скважины в интервале 2500 – 2514 м, т.е. наибольшая глубина самого низшего вырабатывающегося отверстия 2514 м. Имеются неравнопрочные 73 мм НКТ из стали группы прочности М. Коэффициент запаса прочности принимаем k = 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП соответственно с расчетами ру = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водопесчаной смеси, плотность которой ρсм = 1030 кг/м3. 419 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Решение 1. Рассчитаем допустимую глубину спуска: 1000 580 / 1,5 106 50,8 0, 003014 L 2891м . 9,81 9, 46 0, 0017 1030 Поскольку по условию L > 2514 м, то для ГПП принимаем одноразмерную колонну неравнопрочных 73 мм НКТ из стали группы прочности М длиною 2514 м. 2. Рассчитаем удлинение труб: l т 50, 08 0, 003014 2514 0, 78 м. 2 0, 00117 2,1 105 3. Определим длину труб с учетом их удлинения: Lап = L - ∆lТ = 2514 – 0,78 = 2513,22 м. 4. Окончательно место привязки аппарата перфорации (АП) принимается с учетом расстояния в АП от самой низкой насадки до муфты (≈ 0,3 м) и наличия длины утолщенной муфты для исследований гамма-каротажа и нейтронного гамма- каротажа ( преимущественно 0,5 м). В таком случае можно принять Lап = 2513,22 – 0,3 – 0,5 = 2512,22 м. 420 Приложение ПРИЛОЖЕНИЕ ПРИЛОЖЕНИЕ Обозначения труб Нормативный документ ГОСТ 631-75 ГОСТ Р 50278-92 ГОСТ 23786-79 Стандарты АНИ Краткая характеристика трубы Нормативное обозначение Обозначение в ИРБК Тип 1 – с высаженными внутрь концами, муфтами к ним, навинчиваемыми замками. Тип 2 – то же, высаженными наружу концами. Тип 3 – с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками, навинчиваемыми замками. Тип 4 – то же, высаженными наружу концами. ПВ – с внутренней высадкой, приваренными замками. ПК – то же, с комбинированной высадкой. ПН – то же, с наружной высадкой. Труба бурильная из алюминиевого сплава с внутренними концевыми утолщениями (законцовками), навинчиваемыми замками. То же, с протекторными утолщением. Импортные стальные трубы с приваренными замками, внутренней, комбинированной, наружной высадками Труба В – ТБВ Труба Н – ТБН Труба ВК – ТБВК (ВК) Труба НК – ТБНК (НК) Труба ПВ – ТБПВ (ПВ) Труба ПК – ТБПК (ПК) Труба ПН – ТБПН (ПН) ТБ Д16. Т – АБТ (ЛБТ) ТБП Д16. Т – АБТП 421 ТБИВ, ТБИК ТБИН (ТБИ) Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Геометрические и массовые (весовые) характеристики стальных бурильных труб по ГОСТ Р 50278-92 с приваренными замками по ГОСТ 27834-95 Обозначе- Группа НаружТол- Внутрен- Площадь ние типо- прочноный щина ний поперечноразмера сти диаметр стенки, диаметр, го сечения, мм мм мм2 Осевой момент Тип Мас- Приведензамкоса ная масса вого (вес)1 (вес) 1 м соедине- м трубы кг. ния тру(кгс) бы, кг. (кгс) тела кана- Инерции Сопротивла поперечление ного сечения, см3 сечения, см4. Трубы бурильные с внутренней высадкой – ПВ, групп прочности Д и Е ПВ 73х9 ПВ 89х9 ПВ 89х11 ПВ 102х8 Д; Е 73,0 9,2 54,6 Д; Е 88,9 9,4 70,1 Д; Е 88,9 11,4 66,1 Д; Е 101,6 8,4 84,8 ПК 114х9 ПК 114х11 ПК 127х9 ПК 127х13 ПК 140х9 ПК 140х11 Д; Е 114,3 8,6 97,1 Д; Е 114,3 10,9 92,5 Д; Е 127,0 9,2 108,6 Д; Е 127,0 12,7 101,6 Д; Е 139,7 9,2 121,3 Д; Е 139,7 10,5 118,7 ПН 60х7 ПН73х 9 ПН80х 9 ПН80х 11 ПН 102х8 ПН 114х9 Д; Е 60,3 7,1 46,1 Д; Е 73,0 9,2 54,6 Д; Е 88,9 9,4 70,1 Д; Е 88,9 11,4 66,1 Д; Е 101,6 8,4 84,8 Д; Е 114,3 8,6 97,1 184 4 234 8 277 6 246 0 2431 95,77 26,24 3860 188,1 42,31 3432 212,9 47,90 5648 269,2 53,00 ЗП-9532 ЗП-10844 ЗП-10841 ЗП-13371 14,4 6 18,3 4 21,7 9 19,2 7 16,40 ЗП-15983 ЗП-15976 ЗП-16295 ЗП16289 ЗП-178102 ЗП-178102 22,3 2 27,8 4 26,7 0 35,8 0 29,5 2 33,5 7 27,37 ЗП-8644 ЗП-10554 ЗП-12168 ЗП-12765 ЗП-15283 ЗП-16295 9,33 10,54 14,4 6 18,3 4 21,7 9 19,2 7 22,3 2 16,41 20,90 24,38 22,56 Трубы бурильные с комбинированной высадкой – ПК, групп прочности Д и Е 285 6 354 1 340 5 456 0 377 2 426 2 7405 401,5 70,25 6720 478,5 83,72 9263 594,2 93,57 8107 753,9 118,7 1155 806,6 6 1106 895,1 115,5 128,2 33,19 31,22 40,60 35,53 39,53 ДиЕ 118 7 184 4 234 8 277 6 246 0 285 6 1669 42,73 14,17 2341 95,77 26,24 3860 188,1 42,31 3432 212,9 47,90 5648 269,2 53,00 7405 401,5 70,25 422 21,08 25,03 23,75 26,75 Приложение ПРИЛОЖЕНИЕ Обозначе- Группа НаружТол- Внутрен- Площадь ние типо- прочноный щина ний поперечноразмера сти диаметр стенки, диаметр, го сечения, мм мм мм2 Осевой момент тела кана- Инерции Сопротивление ла поперечсечения, см3 ного сечения, см4. ПН 114х11 ПН 127х9 ПН 127х 13 Д; Е 144,3 10,9 92,5 354 6720 478,5 1 108,6 340 9263 594,2 5 101,6 456 8107 753,9 0 Д; Е 127,0 9,2 Д; Е 127,0 12,7 ПВ 102х8 ПВ 102х8 ПВ 102х8 Л 101,6 8,4 84,8 М 101,6 8,4 84,8 Р 101,6 8,4 84,8 83,72 93,57 118,7 Тип Мас- Приведензамкоса ная масса вого (вес)1 (вес) 1 м соединем трубы кг. ния тру(кгс) бы, кг. (кгс) ЗП-162- 27,8 92 4 ЗП-178- 26,7 102 0 ЗП-178- 35,8 102 0 32,40 32,88 42,05 Трубы бурильные с внутренней высадкой – ПВ, групп прочности Л, М и Р 246 5648 269,2 0 246 5648 269,2 0 246 5648 269,2 0 53,00 53,00 53,00 ЗП-133- 19,2 68 7 ЗП-140- 19,2 62 7 ЗП-140- 19,2 51 7 22,88 23,55 24,04 Трубы бурильные с комбинированной высадкой – ПК, групп прочности Л, М и Р ПК Л; М 114х9 ПК Р 114х9 ПК Л 114х11 ПК М 114х11 ПК114х Р 11 ПК 127х9 ПК 127х9 ПК 127х9 ПК 127х13 ПК 127х13 ПК 127х13 114,3 8,6 97,1 7405 401,5 70,25 7405 401,5 70,25 6720 478,5 83,72 6720 478,5 83,72 10,9 92,5 285 6 285 6 354 1 354 1 354 1 114,3 8,6 97,1 114,3 10,9 92,5 114,3 10,9 92,5 114,3 6720 478,5 83,72 Л 127,0 9,2 9263 594,2 93,57 М 127,0 9,2 9263 594,2 93,57 Р 127,0 9,2 9263 594,2 93,57 Л 127,0 12,7 8107 753,9 118,7 М 127,0 12,7 8107 753,9 118,7 Р 127,0 12,7 108,6 340 5 108,6 340 5 108,6 340 5 101,6 456 0 101,6 456 0 101,6 456 0 8107 753,9 118,7 423 ЗП-15976 ЗП-15970 ЗП-15970 ЗП-15963 ЗП-15957 22,3 2 22,3 2 27,8 4 27,8 4 27,8 4 27,74 ЗП-16289 ЗП-16583 ЗП-16870 ЗП-16576 ЗП-16870 ЗП-18183 26,7 0 26,7 0 26,7 0 35,8 0 35,8 0 35,8 0 31,94 28,36 33,73 34,10 34,42 32,78 33,47 41,84 42,47 43,62 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Обозна- Группа НаружТол- Внутрен- Площадь чение прочноный щина ний поперечнотипоразсти диаметр стенки, диаметр, го сечения, мера мм мм мм2 Осевой момент тела кана- Инерции Сопротивла поперечление ного сечения, см3 сечения, см4. ПК 140х9 ПК 140х9 ПК 140х9 ПК 140х11 ПК 140х11 Л 139,7 9,2 121,3 М 139,7 9,2 121,3 Р 139,7 9,2 121,3 Л; М 139,7 10,5 118,7 Р 139,7 10,5 118,7 377 2 377 2 377 2 426 2 426 2 1155 6 1155 6 1155 6 1106 6 1106 6 806,9 115,6 806,9 115,6 806,9 115,6 895,1 128,2 895,1 128,2 Тип Мас- Привезамково- са денная го (вес)1 масса (вес) соединем 1 м трубы ния тру- кг. (кгс) бы, кг. (кгс) ЗП-17895 ЗП-18489 ЗП-19076 ЗП-18489 ЗП-19076 29,5 2 29,5 2 29,5 2 33,5 7 33,5 7 36,10 37,13 38,77 41,09 42,73 Трубы бурильные с наружной высадкой – ПН, групп прочности Л, М и Р ПН 60х7 ПН 73х9 ПН 73х9 ПН 89х9 ПН 89х9 ПН 89х9 ПН 89х11 ПН 89х11 ПН 89х11 ПН 102х8 ПН 102х8 ПН 114х9 ПН 114х9 Л; М Л; М Р Л М Р Л 60,3 73,0 73,0 88,9 88,9 88,9 88,9 7,1 9,2 9,2 9,4 9,4 9,4 11,4 46,1 54,6 54,6 70,1 70,1 70,1 66,1 1187 1844 1884 2348 2348 2348 2776 42,73 95,77 95,77 188,1 188,1 188,1 212,9 14,17 26,24 26,24 42,31 42,31 42,31 47,90 ЗП-86-44 ЗП-105-51 ЗП-111-41 ЗП-127-65 ЗП-127-62 ЗП-127-54 ЗП-127-62 М 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-54 21,79 25,65 Р 88,9 11,4 66,1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-57 21,79 26,14 Л; М 101,6 8,4 84,6 2460 5648 269,2 53,00 ЗП-158-83 19,27 23,88 101,6 8,4 84,6 2460 5648 269,2 53,00 ЗП-152-76 19,27 24,30 Л; М 114,3 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,25 ЗП-162-95 22,32 29,90 8,6 97,1 2856 7405 401,5 70,25 ЗП-162-89 22,32 27,36 Р Р 114,3 1669 2341 2341 3860 3860 3860 3432 424 9,33 14,46 14,46 18,34 18,34 18,34 21,79 10,57 16,58 17,18 21,73 21,90 22,27 25,28 Приложение ПРИЛОЖЕНИЕ Обозна- Группа НаружТол- Внутрен- Площадь чение прочноный щина ний поперечнотипоразсти диаметр стенки, диаметр, го сечения, мера мм мм мм2 Осевой момент тела кана- Инерции Сопротивла поперечление ного сечения, см3 сечения, см4. ПН 114х11 ПН 114х11 ПН 127х9 ПН 127х13 Л; М 114,3 10,9 92,5 Р 1114,3 10,9 92,5 Л 127,0 9,2 108,6 Л 127,0 12,7 101,6 354 1 354 1 340 5 456 0 6720 478,5 83,72 6720 478,5 83,72 9263 594,2 93,57 8107 753,9 118,7 Тип Мас- Приведензамково- са ная масса го (вес)1 (вес) 1 м соединем трубы кг. ния тру(кгс) бы, кг. (кгс) ЗП-16289 ЗП-16876 ЗП-178102 ЗП-17895 27,8 4 27,8 4 26,7 0 35,8 0 32,77 34,08 33,00 43,00 ПРИМЕЧАНИЯ: 1. В двух последних графах численные значения массы (СИ) и веса (техническая система единиц) совпадают. 2. Приведенная масса (вес) 1 м трубы рассчитана для БТ длиной l=12,5 м. Для другой длины БТ (индекс штрих) пересчет указанных характеристик производится по правилу: (mnp m) l / l m. mnp Где: mпр, mïð – соответственно приведенные массы (веса) 1 метра труб, m – масса (вес) 1 метра трубы, l, l – соответственно длины труб. 425 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Dвн, мм Инженерные расчеты при бурении Трубы бурильные утяжеленные L, Резьба Марка стали мм Шифр Dн, мм УБТ 89 УБТ 95 УБТ 108 УБТ 146 УБТ 178 УБТ 197 УБТ 203 89 95 108 146 178 197 203 УБТ 219 219 УБТ 229 229 УБТ 245 УБТ 254 УБТС.1-89 УБТС.1-108 УБТС.1-120 245 254 89 108 120 УБТС.1-133 133 УБТС.1-146 146 УБТС.1-178 178 УБТС.1-203 203 УБТС.1-229 229 90 100 6500 6500 УБТС.1-254 254 100 127 6500 6500 УБТС.1-273 273 УБТС.1-299 299 УБТС.2-108 УБТС.2-120 УБТС.2-133 УБТС.2-146 УБТС.2-178 УБТС.2-203 108 120 133 146 178 203 100 127 100 127 46 64 64 68 80 80 6500 6500 6500 6500 6000 6000 6000 6000 6000 6000 По ТУ 14-3-835-79, ТУ 39-076-74, ТУ 51-774-77 32 6000 3-89 32 6000 3-76 38 6000 3-88 74 8000 3-121 90 12000 3-147 90 12000 3-152 Д; К (36Г2С) 100 12000 3-171 3-171 120 8000 3-189 3-171 100 6000 3-189 135 6000 3-201 100 6000 3-189 38 6500 3с-73 50 6500 3с-86 64 6500 3-102 3-102 64 6500 3с-108* 68 6500 3-121 72 6500 3-122 80 6500 3-140 90 6500 3-140 40хН2МА или 90 6500 3-162 38хН3МФА 80 6500 3-171 3-161 3-171 3-177 3-189 3-201 3-201 3-201 3-201 3-201 3-201 3-86 3-101 3-108* 3-121 3-147 3-161 426 Масса 1 м трубы, кг 42 49 63 97 156 189 192 212 273 256 336 36,7 56,1 63,5 84 103 100 155 146 202 215 273 40хН2МА или 38хН3МФА 260 336 296,4 398 358 486 448,5 58,5 63,5 84 103 156 215 Приложение ПРИЛОЖЕНИЕ Dвн, мм L, мм Резьба 229 90 6000 3-171 273 254 100 6000 3-201 333,8 УБТС.2-273 100 6000 3-201 395 УБТС.2-299 100 6000 3-201 486,2 Шифр Dн, мм УБТС.2-229 УБТС.2-254 Масса 1 м трубы, кг Марка стали Механические свойства легких сплавов для бурильных труб типа ЛБТ Показатели Сплав Д16Т Предел текучести, МПа, не менее Предел прочности, МПа, не менее Твердость, НВ Относительное удлинение, % Относительное сужение, % Плотность, г/см3 Модуль упругости, МПа×105 Е G Максимальная температура 0 окружающей среды, С Сплав 1953Т1 Сплав АК4-1Т1 330 450 120 10 – 11 18 – 20 2,8 0,72 0,26 480 540 120 – 130 7–8 14 – 15 2,8 0,70 0,275 350 410 130 11 – 12 24 – 26 2,8 0,73 0,275 160 120 240 Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовленных из сплава Д16Т, и замков к ним Параметры Толщина стенки, мм Шифр стальных облегченных замков Диаметр, мм: наружный облегченого стального замка наименьший внутреннего замка наименьший внутренний трубы Масса 1 м трубы, кг, с учетом: высадки стального облегченного замка высадки концов и замка Наружный диаметр трубы, мм 73 93 114 129 129 147 147 9 9 10 9 11 9 11 ЗЛ-90 ЗЛ-110 ЗЛ-136 ЗЛ- 152 ЗЛ-152 ЗЛ-172 ЗЛ-172 99 110 136 152 152 172 172 41 61 80 95 95 112 112 41 61 80 95 95 112 112 5,3 6,7 9,3 10,0 11,8 11,3 13,4 12,5 16,2 21,5 30,3 30,3 37,0 37,0 6,8 8,4 11,0 11,8 14,3 14,4 16,5 427 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Список литературы 1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08- 624- 03. – М. Госгортехнадзор России, 2003. 2. Бабаян Э. В., Громовой А.Э., Шурыгин М.Н. Новая реологогидравлическая программа углубления скважин. НХ №2, 2000, с.23-26. 3. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. - М.: Недра, 1992. 251 с. 4. Гидравлика бурения. Свидетельство №2002611701, РОСПАТЕНТ, 4 октября 2002. 5. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в разных горно-геологических условиях. РД 39-0147007-544-84, Миннефтепром, 83 с. 6. Бабаян Э.В. Буровые технологии. Краснодар, «Советская Кубань», 2005. 584 с. 7. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: справочное пособие: В 2 кн. – 2-е изд. – М.: ООО « Издательский дом Недра» ,2014. – Кн.1. – 379 с.: ил. 8. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: справочное пособие: В 2 кн. – 2-е изд. – М.: ООО « Издательский дом Недра»,2014. – Кн.2. – 533 с.: ил. 9. Буримов Ю.Г. Инженерный сервис в бурении, Долота, ГЗД, отбор керна, боковые стволы/ Справочное пособие - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2012. – 880с. 10. Методика контроля параметров буровых растворов. РД 39-00147001773-2004, Краснодар, ОАО НПО «Бурение»: ООО «Просвещение - Юг».2004. - 136 с. 11. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. РД АООТ ВНИИТнефть, Москва, 1997. 12. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. Donald Katz и др. «Недра», 1965, 676 с. 13. Булатов А.И. Механика цементного камня нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: Издание ИА РФ, Северо-Кавказкое отделение, 1994. 14. Справочная книга по добыче нефти. Москва, «Недра», 1974. 15 Шищенко Р. И., Есьман Б.И. Практическая гидравлика в бурении. Москва, «Недра», 1966. 428 Приложение СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 16. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. РД, Москва, 1999. 36 с. 17. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. – Уфа, «ТАУ», 1999, 408 с. 18. Куксов А. К., Черненко А. В. Влияние на вытеснение бурового раствора и глинистой корки на качество разобщения пластов, Н. Х., №2, 1978, с. 28 – 29. 19. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987. – 304 с. 20. Инструкция по расчёту бурильных колонн. Москва, 1997. 21. Бабаян Э. В. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях. «Советская Кубань», 2007, 154 с. 22. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: «Недра», 1990, 408 с. 23. Рабинович Н. Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении, М.: «Недра», 1989, 270 с. 24. Бабаян Э. В., Шурыгин М. Н. Определение параметров режима цементирования эксцентрично расположенной обсадной колонны. - М.: Н.Х., №2, 2004, с. 110 – 112. 25. Шептала Н. Е. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов. М. «Недра», 1974, 152с. 26. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. – М., Недра, 1980. – 398 с. – Пер. изд., Нидерланды, 1976 27. Мищенко В.И., Кортунов А.В. Приготовление, очистка и дегазация буровых растворов. – Краснодар: Издательство «Арт Пресс», 2008. – 336 с.: ил. 28. Калинин А. Г., Гаджуманян Р. А., Мессер А. Г. Справочник иженератехнолога по бурению глубоких скважин, М., Недра, 2005, с. 499 – 552. 29. Освоение скважин. Справочное пособие / А. И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П. П. Макаренко, Р. С. Яремейчук. М., ООО « Бизнесцентр», 1999, 422 с. 429 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 30. Инструкция по креплению скважин , РД 39-0147001-767-2000.- Газпром, 2000, 214 с. 31. Бабаян Э.В., Черненко А.В., Мойса Р.Ю. Инженерные расчеты при креплении нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: Совет. Кубань, 2012. – 384 с.:ил. 32. Бабаян Э.В. Буровые технологии. 2-е изд., доп. – Краснодар: Совет. Кубань, 2009, 896 с. 33. Комплексное применение технологической оснастки для повышения качества крепления скважин// А. И. Булатов, Э. В. Бабаян, В. В. Еременко и др. Бурение, 1973, вып. 8, с. 19 – 21. 34. Инструкция по раннему обнаружению газонефтеводопроявлений и их предупреждению. РД 39-2-803-82, Миннефтепром, 1982, 33 с. 35. Бабаян Э.В., Стариков В.Ф. Причины и условия газонефтеводопроявлений// РНТС Бурение, 1984, №8, с. 11-13. 36. Norton J. Lapeureuse Formulas and Calculation for Drilling, production and Workover, Huston, 1992, s. 216. 37. Drilling Hydraulics Christensen. Hydraulics Manual, 1992, s. 170. 38. Аликс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптезиздат, 1962, 572 c. 39. Advanced Drilling Management Course, Volo 3, Chapter 6, 1992, s.170 40. Adams, Neal and Tommy Charrier, Drilling Engineering: A Complete Well Planning Approach, PennWell Publishing Company, Tulsa, 1985 41. Chenevert, Martin E., and Reuven Hoolo, T1-59 Drilling Engineering Manual, PennWell Publishing Company, Tulsa, 1981 42. Crammer Jr., John L., Basic Drilling Engineering Manual, PennWell Publishing Company, Tulsa, 1983 43. А.с. 560970(СССР) Способ определения седиментационной устойчивости связнодисперсных высококонцентрированных суспензий и устройство для его осуществления /А.В. Черненко, А.Е. Горлов, - Опубл. в Б.И. 1977, № 21. 430 Приложение СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 44. А.с. 662706(СССР). Устройство для определения проницаемости тампонажного раствора/О.Н. Обозин, А.В. Черненко, А.Е. Горлов, М.В. Рогозина. Опубл. в Б.И. 1979, № 18. 45. А.с. 750048(СССР). Устройство для измерения порового давления высококонцентрированной гетерогенной суспензии /А.И. Булатов, А.В. Черненко, С.С. Гусев, М.В. Рогозина. Опубл. в Б.И. 1980, № 27. 46. А.с. 840325(СССР). Способ определения изолирующей способности связнодисперсных суспензий и устройство для его осуществления/А.В. Черненко, А.И. Булатов, А.Е. Горлов, С.С. Гусев, М.В. Рогозина. Опубл. в Б.И. 1981, № 23. 47. Черненко А.В. Герметичность затрубного пространства и требования к тампонажному раствору (камню). – В кн.: Тампонажные растворы и крепление скважин. Краснодар, 1977, вып.13, с.142-149. 48. Purceil W.R. Capillary pressures - their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom // Trans. AIME. - 1949. -Vol.186 - P. 3948. 49. Стебновский С.В. О сдвиговой прочности структурированной воды. – Журнал технической физики, т. 74, вып. 1, 2004. 50. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин. Ашрафьян М.О. и др. Краснодар, ООО «Просвящение – Юг», 2003, 365 с. 431 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении Содержание Предисловие ................................................................................................... 3 1. Терминология. Базовые формулы .......................................... 5 1.1. Вес, масса, плотность, удельный вес ............................................... 5 1.2. Гидростатическое давление ............................................................... 6 1.3. Градиент давления ............................................................................... 6 1.4. Эквивалентная плотность бурового раствора .............................. 7 1.5. Гидравлическая мощность ................................................................ 8 1.6. Коэффициент плавучести .................................................................. 9 1.7. Температура пласта ............................................................................. 9 1.8. Формулы для перевода температур ................................................. 9 1.9. Формулы для объемов и вместимости ........................................... 11 1.10. Количество выбуренного шлама ...................................................... 13 1.11. Скорость потока в кольцевом пространстве ................................ 14 1.12. Подача бурового насоса ..................................................................... 14 1.13. Уменьшение гидростатического давления при подъеме труб из скважины ....................................................................... 16 1.14. Расчет пачки утяжеленного раствора для закачки перед подъемом бурильной колонны ........................................................................ 19 1.15. Расчет гидростатического давления, требующегося для получения желаемого снижения уровня раствора внутри бурильной колонны ................................................................................................................. 20 1.16. Емкости аккумулятора ....................................................................... 21 1.17. Бурение с ограничением скорости проходки ............................... 24 1.18. Затраты на метр проходки ................................................................. 25 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. Уравнения для повседневного использования ...................... 26 Объемная плотность бурового шлама............................................ 26 Конструкция бурильной колонны (ограничения) ...................... 27 Расчеты по цементированию обсадных колонн.......................... 29 Расчет операций по установке цементных мостов ...................... 35 432 СОДЕРЖАНИЕ 2.5. Установка цементного моста на равновесии ................................ 36 2.6. Расчеты по освобождению прихваченных труб .......................... 39 2.7. Давление, необходимое для возникновения циркуляции ...... 44 2.8. Минимальная подача бурового раствора для долота типа «pdc» с поликристаллическими алмазными вставками ............................ 46 3. Буровые растворы ...................................................................... 48 3.1. Увеличение плотности бурового раствора и изменение объёма ............................................................................................ 48 3.2. Смешение жидкостей разной плотности ...................................... 53 3.3. Расчеты для растворов на нефтяной основе ................................. 54 3.4. Анализ твердой фазы.......................................................................... 59 3.5. Доля твердой фазы (буровые растворы, утяжеленные баритом) ................................................ 65 3.6. Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе по плотности) ................................................. 66 3.7. Определение концентрации твердой фазы и нефти в буровом растворе (выпаривание) ................................................................ 68 3.8. Разбавление системы бурового раствора ...................................... 72 3.9. Оценка гидроциклонов ...................................................................... 73 3.10. Оценка работы центрофуги .............................................................. 75 3.11. Объемы материалов и жидкостей для приготовления и обработки буровых растворов ......................................................................... 79 3.12. Приготовление бурового раствора ................................................. 84 3.13. Количественные зависимости между показателями свойств буровых растворов и их компонентных составом ...................... 87 4. Основные формулы «Буровой гидравлики» ........................... 89 4.1. Уравнения для определения расхода в трубах (Ньютоновские жидкости). Ламинарный режим течения ...................................................... 89 433 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 4.2. Уравнения для определения расхода в трубах (Неньютоновские жидкости) .............................................................................................................. 89 4.3. Критерии перехода ............................................................................... 92 4.4. Гидравлические потери в трубах и трубах кольцевого сечения. Ньютоновская жидкость ................................................................................... 95 4.5. Кольцевое сечение. Ньютонова жидкость...................................... 98 4.6. Гидравлические потери в трубах и кольцевом пространстве. Бингамовская жидкость .................................................................................... 103 4.7. Вязкопластичная жидкость, подчиняющаяся степенному закону ............................................................................................. 108 4.8. Истечение жидкостей из отверстий .................................................. 115 4.9. Гидравлические потери в циркуляционной системе скважины ..... 122 4.10. Гидродинамическое давление при спуске и подъеме колонны труб при равномерном ее движении .............................................................. 129 4.11. Зависимости для определения сопротивления при движении твердого тела (выбуренной породы) в жидкости........................................ 132 4.12. Скорость проскальзывания частиц бурового шлама в кольцевом пространстве ................................................................................ 138 4.13. Неустановившееся течение жидкостей .......................................... 144 4.14. Вывод соотношений для оптимизации подачи насосов и размеров насадок долота ................................................................................... 147 5. 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. Промывка .................................................................................... 153 Подача буровых насосов .................................................................... 153 Площадь насадок долота .................................................................... 156 Давление и скорость струи ................................................................ 157 Гидравлическая мощность на долоте ............................................. 158 Гидравлическая сила удара струи о забой ..................................... 158 Транспорт шлама от забоя к устью (степенная модель) ........... 159 Эффективность транспорта шлама ................................................. 162 434 СОДЕРЖАНИЕ 5.8. Концентрация частиц и эффективность транспорта шлама .... 162 5.9. Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора ............................................................................................... 162 5.10. Гидравлические потери в циркуляционной системе................. 163 5.11. Гидравлические расчёты для вязко-пластичной жидкости (Бингамовская модель) ...................................................................................... 165 5.12. Гидравлические расчёты для вязких жидкостей ......................... 172 6. Инженерные расчеты ................................................................. 177 6.1. Выбор размера промывочных насадок бурового долота........... 177 6.2. Анализ гидравлики долота ................................................................ 183 6.3. Критическая скорость течения в кольцевом пространстве и критический расход бурового раствора ..................................................... 186 6.4. Экспонента «d» ..................................................................................... 188 6.5. Гидродинамические давление и разрежение, создаваемые при спуске и подъеме колонны труб ..................................... 190 6.6. Эквивалентная циркуляционная плотность (ECD) .................... 199 7. Газонефтеводопроявления (ГНВП) ......................................... 202 7.1. Уравнение состояния газа ................................................................. 202 7.2. Скорость движения (всплытия) газа. ............................................. 205 7.3. Приток флюида в скважину .............................................................. 207 7.4. Определение предельного объёма поступления флюида в скважину, допустимого внутреннего давления, максимального объема и давления газа на устье скважины. ................... 208 7.5. Условия возникновения ГНВП. ....................................................... 213 7.6. Гидродинамические давления, возникающие при движении колонны труб........................................................................................................ 215 7.7. Уменьшение гидростатического давления на забое, вызываемое газированным буровым раствором ................................................................ 217 435 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 7.8. Фактор сопротивления флюидопроявлению, или коэффициент толерантности ...................................................................................................... 222 8. Глушение газонефтеводопроявлений (ГНВП) ....................... 226 8.1. Исходные данные ................................................................................. 226 8.2. Вычисления основных технологических параметров глушения скважины............................................................................................ 228 8.3. Лист глушения для сильнонаклонной скважины ........................ 231 8.4. Предвидение показателей глушения скважины при не достаточной геологической информации ............................................... 234 8.5. Глушение ГНВП, возникших во время спускоподъемных операций. ............................................................................ 238 8.6. Расчеты с подводным устьевым оборудованием ......................... 241 8.7. Минимальная глубина установки направления .......................... 246 8.8. Максимальная плотность бурового раствора на выходе из скважины.......................................................................................................... 248 8.9. Ремонтные работы в скважине......................................................... 255 8.10. Процедуры спуска инструмента в находящуюся под давлением скважину через универсальный превентор...................... 256 9. Давление гидроразрыва пласт .................................................. 258 9.1. Формулы для определения давления гидроразрыва пласта применительно к суше ....................................................................................... 258 9.2. Градиент гидроразрыва для морских месторождений. .............. 262 9.3. Испытание на давление утечки. ....................................................... 262 9.4. Испытание на эквивалентную плотность бурового раствора. ..... 263 9.5. Максимально допустимая плотность раствора исходя из даных испытания на утечку ........................................................................................... 265 9.6. Максимально допустимое давление в обсадной колонне при закрытом устье, также называемое максимально допустимым затрубым давлением в закрытой скважине .................................................. 266 436 СОДЕРЖАНИЕ 9.7. Определение давления гидроразрыва – применительно к скважинам на суше .......................................................................................... 266 9.8. Градиент давления гидроразрыва – применительно для морских месторождений ................................................................................... 270 10. Наклонно направленное бурение ............................................. 274 10.1. Инклинометрические вычесления .................................................. 274 10.2. Вычисление отхода по горизонтали ............................................... 276 10.3. Вычисление интенсивности набора кривизны ............................ 277 10.4. Проектирование профилей наклонных скважин ........................ 279 10.5. Определение глубины по вертикали .............................................. 284 10.6. Зарезка и бурение второго ствола ................................................... 285 10.7. Имеющаяся нагрузка на долото в наклонно-направленных скважинах ............................................................................................................. 287 11. Расчеты для воздуха и газа ........................................................ 288 11.1. Статический столб газа ...................................................................... 288 11.2. Прямая циркуляция – течение вверх по кольцевому пространству (от забоя до выхода из скважины)........................................ 289 11.3. Прямая циркуляция – течение вниз внутри колонны бурильных труб.................................................................................................... 292 11.4. Обратная циркуляция – течение вверх по колонне НКТ.......... 294 11.5. Обратная циркуляция – течение вниз по кольцевому пространству ........................................................................................................ 297 12. Программа цементирования ..................................................... 301 12.1. Определение реологических свойств цементного раствора ..... 301 12.2. Потери давления в затрубном пространстве ................................ 302 12.3. Плотность цементного раствора ..................................................... 303 12.4. Место установки муфты ступенчатого цементирования .......... 307 12.5. Объемы буферных жидкостей и образующихся смесей ............ 308 437 Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении 12.6. Высота подъема цементного раствора ........................................... 311 12.7. Методика расчёта центрирования интервалов обсадных колонн в зависимости от пространственного угла скважины ............... 312 12.8. Подача насосов при продавки цементного раствора.................. 317 12.9. Определение объема тампонажного раствора и материалов ... 319 12.10. Объем продавки и определение давления момента «стоп» .... 323 12.11. Выбор цементировочной техники................................................. 326 12.12. Расчет цементирования эксплуатационной колонны. ............. 327 12.13 .Лабораторные испытания тампонажных растворов ................ 339 12.14. Оценка изолирующей способности тампонажных растворов ................................................................................... 350 13. Бурильная колонна .................................................................... 359 13.1. Нагружение взвешенной бурильной колонны............................. 359 13.2. Расчет бурильной колонны на прочность ..................................... 360 13.3. Сопротивление усталости бурильной колонны ........................... 366 13.4. Расчет компоновки УБТ (КНБК) ..................................................... 370 14. Обсадная колона ......................................................................... 377 14.1. Расчёт внутренних давлений............................................................. 377 14.2. Расчёт наружных давлений ............................................................... 381 14.3. Расчёт избыточных давлений .......................................................... 382 14.4. Пример расчёта внутренних, наружных и избыточных давлений..................................................................................... 382 14.5. Осевая нагрузка от собственного веса ............................................ 386 14.6. Коэффициенты запаса прочности ................................................... 387 14.7. Запас прочности для горизонтальных скважин........................... 387 14.8. Расчёт натяжения обсадных колонн ............................................... 390 15. Освоение скважин ...................................................................... 392 15.1. Определение величины депрессии при вызове притока ........... 392 438 СОДЕРЖАНИЕ 15.2. Вызов притока ...................................................................................... 395 15.3. Вызов притока при помощи воздушной подушки...................... 398 15.4. Расчет параметров освоения скважин азотом.............................. 400 15.5. Вызов притока из пласта методом аэрации .................................. 403 15.6. Освоение скважин с использованием пен..................................... 405 15.7. Пусковые клапана................................................................................ 406 15.8. Свабирование ....................................................................................... 408 15.9. Глушение ................................................................................................ 409 15.10. Расчет колонны насосно-компрессорных труб (НКТ)............. 410 Приложение ................................................................................................... 421 Список литературы ...................................................................................... 428 439 Книги почтой Заказ можно сделать на саайте издательс тва «Инфра-Инженерия» www.infra-e.ru № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 Наименование книги Газификация конденсированных топлив Защита зданий, сооружений, конструкций и оборудования от коррозии. Биологическая защита. Материалы, технологии, инструменты и оборудование Защита зданий и сооружений от огня и шума. Материалы, технологии, инструменты и оборудование Методы дистанционного зондирования при разведке и разработке месторождений нефти и газа Проектирование и эксплуатация систем электрического обогрева в нефтегазовой отрасли Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа Результаты дистанционных исследований в комплексе поисковых работ на нефть и газ Справочник бурового мастера (в 2-х т.) Специальные бетоны Справочник дорожного мастера. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. Справочник инженера по отоплению, вентиляции и кондиционированию Справочник инженера по исследованию скважин Справочник инженера по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электрических станций и сетей. Справочник инженера предприятия технологического транспорта и спецтехники (в 2-х томах) Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов Справочник мастера строительно-монтажных работ. Строительство нефтегазопроводов, хранилищ, терминалов, компрессорных станций. Монтаж наземного промыслового оборудования и сооружений. Справочник мастера погрузочно-разгрузочных работ. Складское хозяйство, средства механизации, трубные базы, площадки комплектации технологического оборудования, вопросы безопасности. Справочник мастера по промысловой геофизике Справочник мастера по подготовке газа Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования (в 2-х т.) Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов (в 2-х т.) Справочник промыслового (цехового) энергетика Справочник по газопромысловому оборудованию Справочник инженера по КИПиА Справочник инженера по АСУТП: Проектирование и разработка Порядок создания, модернизации и сопровождения АСУТП Методы рациональной автоматизации производства Справочник инженера пожарной охраны Справочник инженера по охране окружающей среды. (Эколога). Справочник инженера по охране труда Современные микроамплитудные тектонические движения, дистанционные методы их изучения и значение для нефтегазовой геологии Технологические потери природного газа при транспортировке по газопроводам. Магистральные газопроводы, наружные газопроводы, внутридомовые газопроводы Управление потенциально опасными технологиями Экология нефтегазового производства
