/
Author: Бабаян Э.В. Черненко А.В.
Tags: отрасли горной промышленности по виду добываемых минералов, руд, нерудных ископаемых общие вопросы горного дела инженерия полезные ископаемые горное дело бурение скважин практическое пособие
ISBN: 978-5-9729-0108-1
Year: 2016
Text
БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА
И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)
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
Бабаян Э.В., Черненко Л.В.
Б 12 Инженерные расчеты при бурении. М.: Инфра-Инженерия, 2016. - 440 с.
ISBN 978-5-9729-0108-1
Представлены формулы, расчетные зависимости с примерами вычисле-
ний в современной системе единиц по всем главным разделам строительства и
ремонта скважин. Расчетные зависимости поэтапно, шаг за шагом, дают воз-
можность обосновать режимные параметры многочисленных технологиче-
ских операций, которые имеют место при углублении ствола и его креплении.
Издание предназначено инженерам-практикам, преподавателям, аспи-
рантам и студентам. Книга станет полезным пособием при составлении курсо-
вых и дипломных работ.
Подписано в печать 27.11.2015. Формат 60x84/16. Бумага офсетная.
Гарнитура «Таймс». Объем 25 печ. л. Тираж 1000 экз. Заказ №1209
Издательство «Инфра-Инженерия»
Тел.: 8(911)512-48-48. Тез./факс: 8(8172)75-15-54. E-mail: infra-e@yandex.ru
Сайт: »иги*. infra-e. ги
Издательство
приглашает к сотрудничеству авторов
научно-технической .пперагуры
© 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, расчет-
ные зависимости, отражающие физическую сущность происходящих процес-
сов при строительстве скважин. Особенность предлагаемой работы заклю-
чаются в том, что систематизированы известные и проверенные опытом рас-
четные зависимости, которые поэтапно шаг за шагом лают возможность
обосновать режимные параметры текущей технологической операции.
Здесь представлена новая концепция прогнозирования и обеспечения
герметичности зацементированного заколонного пространства, которая пока-
зала свою эффективность во многих нефтегазовых регионах в сложных гео-
лого-технических условиях.
В основе подавляющего большинства технологических операций по
углублению скважины, обсаживанию се обсадными колоннами, вызову при-
тока лежат гидроаэромеханические процессы. Действительно, удаление из
скважины выбуренной породы, применение забойных двигателей, гидромо-
ниторных долот, регулярные спускоподъемные операции, спуск и цементи-
рования обсадных колонн, и еще далеко не весь перечень операций, перечис-
ленных здесь, неразрывно связанны с гидроаэромеханикой. Без знания зави-
симостей 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 позво-
ляет разработать несколько вариантов каждой конкретной одной технологи-
ческой операции, при множестве показателей.
Существенное влияние на развитие технологии бурения с заданным за-
бойным давлением, когда проектируется бурение с минимальной репрессией
или даже с депрессией на пласт, оказала разработка технология управления
скважиной при газонефтсводопроявлсниях. В книге представлены зависимо-
сти, позволяющие на проектном уровне рассчитать значение прямых и кос-
венных признаков (показателей), указывающих на раннее начало поступле-
ние 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 дей-
ствия по герметизации скважины, и рассчитать параметры процесса ликвида-
ции начавшегося проявления или поглощения.
Без предварительных расчетов пластового давления и давления гидрораз-
рыва пласта, представленных в одной из глав, никто не приступит к проекти-
рованию конструкции скважины, определению плотности бурового раствора
и параметров промывки скважин и цементирования обсадных колонн. И тем
более, к проведению самого гидроразрыва, как наиболее эффективного сред-
ства 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 совре-
менных 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 конкрет-
ных условий, но их текущее управление, эффективность которого невоз-
можно представить без соответствующих зависимостей. Представлены эти
зависимости, которые не нашли полного отражения в системном виде в спе-
циальной литературе. Но инженерный персонал ежедневно сталкивается в
практике с такими вопросами как увеличение или уменьшение плотности
бурового раствора, приготовление и обработка бурового раствора, проведе-
ние анализа твердой фазы разными методами, оценка работы очистных
устройств (вибросит, гидроциклонов, центрифуг).
В книге фактически систематизированы, проверенные практикой расчет-
ные формулы и зависимости по всем разделам бурения, и представлены в
виде алгоритмов, как основной материал для создания новых или совершен-
ствования известных технологий и создания компьютерных программ.
Инженерам, проектировщикам, операторам не нужно будет искать в мно-
гочисленных 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 тя-
готения к Земле на опору. Единица веса, как и сила тяжести - Н:
1 Н = 0,102 кге
10 Н = 1,02 кгс.
Масса (mass) - количество материи в теле, являющейся мерой се инерци-
онных 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 пропорцио-
нально массе тела т:
F = т-а, (1.1)
F выражается в Н, т в кг, а в м/с2.
Для случая свободного падения: F = m-g, 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, выра-
жается в Н/м3.
Плотность вещества растет с увеличением давления и, как правило, убы-
вает 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, ры-
чажный плотномер ВРП -1 и пикнометр, которыми определяют кажущую
плотность раствора, выходящего из скважины, а истинная плотность опреде-
ляется расчетным путем.
5
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Определение: Плотность раствора для р пресной воды (кг/м3)
Рводы = 1000.0 кг/м3.
Пример: Плотность раствора для пресной воды р (кг/л)
р.Л„= 1000,0(103)
Р.О.1Ы = 1,0 кг/л,
где 1 л = 10‘3 м\
Пример: Удельный вес раствора у для пресной воды р (Н/м3)
У»олы = 1000.0 g = 1000.0 (9,81) уноды = 9810,0 Н/м3,
где g = 9,81 м/с2.
1.2. ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ
Определение: Гидростатическое давление Р (Н/м2) на глубине II (м) рав-
но (используя удельный вес в Н/м3)
Р (Н/м2) = у (Н/м3) Н (м), (1.2).
Пример: Давление (Н/м‘) в пресной воде на глубине 305 м
Р = (98210) • (305) = 2 992 050 Н/м2 (т.е. 2,99205 МПа).
Определение: Гидростатическое давление (Н/м2) на глубине 11 (м) равно
(используя плотность бурового раствора в кг/м3)
Р (Н/м") = р(кг/м3) g(м/с2)-Н(м).
Пример: Давление (Н/м") в пресной воде на глубине 305 м
Р = 1000- (9,81) • (305) = 2 992 050 Н/м2 (т.е. 2,99205 МПа).
Единица измерения давления Па:
I Па = 10'5 кгс/см2 = 10‘5 бар
I кПа = 10" кгс/см" = 10 " бар
1 МПа = 10 кгс/см2 = 10 бар.
1.3. ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ
Определение: Градиент (мера возрастания или убывания физической ве-
личины на единицу длины) давления р получается из уравнения:
6
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
Р(МПа)
Р=~^Л
(1.3)
Пример: Градиент давления р для пресной воды:
Р = 0,01 МПа/м.
Пример: Градиент давления р для бурового раствора с удельным весом
14400 Н/м3
;> = 0,0144Л//7яЛм.
Пример: Определить градиент пластового давления для пласта находя-
щегося на глубине 2000м с пластовым давлением 26,0 МПа (254,9 кгс/см“):
26 254 9
р ------- 0,013 МПа / м р =-— = 0,127кг/си2 Ли .
2000 2000
1.4. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ПЛОТНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА
Определение: Эквивалентная плотность бурового раствора учитыва-
ет гидравлические сопротивления в затрубном пространстве ( Р ( я ) и дав-
ления жидкости и взвеси частиц шлама.
Без учета взвеси:
Р... +Л, , (1.4).
Hg
Пример: Потери давления на трение в затрубном пространстве равны
1 380 000 Па,
р. =1130 кг/м3, а Н = 3048 м.
1380000 1|5Л , з
/э =----------+1130 = 1176кгЛи3.
** 3048-9,8
С учетом взвеси:
Р- + А, Ре.,р)•С"-—^ . (1.5)
7
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Продолжение примера. Плотность породы 2400 кг/м3, объемная доля
твердых частиц 3%.
= 1380000 □04.(2400-1130)— = 1214 кг Ли3.
м 3048-9,8 v 7 100
1.5. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ
Гидравличсская мощность:
N(kBiii)= Р(МПа) ()\ (1-6).
Приводная гидравлическая мощность:
Р О
N = V (| 7)
где е1)б - объемный кпд, или коэффициент наполнения (~ от 0,85 до 0,98);
ем«~ механический кпд (- 0,8 для непрерывного движения и - 0,9 для
прерывистого режима работы насоса).
Пример: Определите приводную мощность, которая должна быть подве-
дена к насосному агрегату первичным приводом, чтобы перекачивать буро-
вой раствор с подачей 26 л/с и давлении на насосе 14,5 МПа в непрерывном
режиме работы (еиех ~0,8), и насос имеет объемный кпд 0,96.
.. 14,5-26 ,П1 _
1 Q, 8 0,96 К ,Л ‘
Гидравлическая мощность на долоте равна потерям давления в долоте
( Р(к)юта ), умноженное на подаче насоса (О):
N.™ = Л.™. 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
* = Л 1.8).
Пример: Определите коэффициент плавучести для жидкости плотностью
1600 кг/м’.
Вес колонны в воздухе 125 т. Соответственно вес колонны в жидкости:
GMimi = =0,796125 = 99,5///.
1.7. ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА (ТЛ1)
Т„Г°С = (среднегодовая температура внешней среды на поверхности, tip°C)
+ (увеличение температуры в °C на один метр глубины, ДГ х (глубина по
вертикали, метр, Н). или
Г„=/Ф+(ДГ Я), (1-9)-
Пример: Если температурный градиент в каком либо конкретном районе
равен 0,03 °С/метров глубины (или 3°С на 100 м), а температура внешней
среды на поверхности равна 8 °C, определите расчетную температуру на глу-
бине 4500 метров.
ТП1 °C = 8 °C + (0,03 °С/метр х 4500 м) = 143 °C.
1.8. ФОРМУЛЫ ДЛЯ ПЕРЕВОДА ТЕМПЕРАТУРЫ
Перевод температуры, градусы Фаренгейта (°F) в градусы Цельсия (°C)
°C = — или °C = (°F - 32) • 0,5556 .
9
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
1.6. КОЭФФИЦИЕНТ ПЛАВУЧЕСТИ (BUOYANCY FACKTOR),
ИЛИ КОЭФФИЦИЕНТ ПОТЕРИ ВЕСА
* = Л 1.8).
Пример: Определите коэффициент плавучести для жидкости плотностью
1600 кг/м’.
Вес колонны в воздухе 125 т. Соответственно вес колонны в жидкости:
GMimi = =0,796125 = 99,5///.
1.7. ТЕМПЕРАТУРА ПЛАСТА (ТЛ1)
Т„Г°С = (среднегодовая температура внешней среды на поверхности, tip°C)
+ (увеличение температуры в °C на один метр глубины, ДГ х (глубина по
вертикали, метр, Н). или
Г„=/Ф+(ДГ Я), (1-9)-
Пример: Если температурный градиент в каком либо конкретном районе
равен 0,03 °С/метров глубины (или 3°С на 100 м), а температура внешней
среды на поверхности равна 8 °C, определите расчетную температуру на глу-
бине 4500 метров.
ТП1 °C = 8 °C + (0,03 °С/метр х 4500 м) = 143 °C.
1.8. ФОРМУЛЫ ДЛЯ ПЕРЕВОДА ТЕМПЕРАТУРЫ
Перевод температуры, градусы Фаренгейта (°F) в градусы Цельсия (°C)
°C = — или °C = (°F - 32) • 0,5556 .
9
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Пример: Переведите 95 "F в "С.
°C = 5 (95~32) =35 или °C = (95-32)• 0,5556 = 35
Перевод температуры, градусы Цельсия (°C) в градусы Фаренгейта (°F)
°F = ( С9) + 32или °F = °C 1,8 + 32.
5
Пример: Переведите 24 °C в °F.
°F = (3121+32 = 75,2 или °F = 24 • 1,8 + 32 = 75,2 .
5
Перевод температуры, градусы Цельсия (°C) в градусы Кельвина (°К)
°К="С +273,16.
Пример: Переведите 35 °C в °К.
°К= 35+273,16 = 308,16.
Перевод температуры, градусы Фаренгейта (°F) в градусы Ренкина (°/?)
°Я = °F + 459,69.
Пример: Переведите 260 °F в *’/?.
°R = 260 + 459,69
°F = 719,69.
Упрощенные приблизительные формулы для перевода температуры.
10
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
а) Перевод °F в °C
°C =<°F- 30)4-2.
Пример: Переведите 95 °F в °C.
°C =(95-30)4-2 = 32,5.
Ь) Перевод °C в °F
°F = °C +°С +30.
Пример: Переведите 24 °C в °F.
°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. & . м7м:
К J9O? jOO
•9.^=0,785 (Dt-^..) b«, (1-Ю).
Пример: Диаметр скважины (DtKe) = 0,295 м.
Наружный диаметр бурильной колонны (О„л>рк) = 0,127 м.
Погонный объем, м3/м = 0,785 (0,2952 — 0,1272) • 1 = 0,0556 .
Ь) Погонная вместимость, м/м3:
=0,785+(Z^(1.11).
11
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Пример: Диаметр скважины (D<KW) = 0,295 м.
Наружный диаметр бурильной колонны (О„л>рк) = 0,127 м.
Погонная вместимость, м/м3: ^KnfV<w = 0,785^-(0,2952 -0,1272) = 11,07 •
с) Погонный объем кольцевого (межтрубного) пространства между об-
садной колонной и несколькими колоннами НКТ, м .
Погонный объем,
м5/м= 0.785-[о;1Л;к-«,+<,)}|л,, (1.12).
Пример: Используя две колонны НКТ разного размера: обсадная колон-
на диаметром 0.177м, а внутренний диаметр Dmt^K = 0,157 м; НКТ №1 dHKl
=0,073 м, НКТ №2 dm2 = 0,0889 м.
Погонный объем, м’/м = 0,785-Го, 1572 -(0,073: + 0,0889: )1 1 = 0,009 •
d) Погонная вместимость кольцевого (межтрубного) пространства между
обсадной колонной и несколькими колоннами НКТ, м3/м.
Погонная вместимость,
м/м= 0,785(1.13).
Пример: Используя две колонны НКТ разного размера: обсадная колонна
диаметром 0,177 м внутренний диаметр = 0,157 мм НКТ № I ( =
0,073м, НКТ № 2 </,|к2 = 0,0889 м.
Погонная вместимость,
м/м3 = о, 785 +[о, 1572 - (о, 0732 + 0,08892)] • I л< = 68,7.
1.9.2. Погонный объем трубных компонентов и открытого ствола:
бурильные трубы, УБТ, НКТ, обсадные грубы, ствол скважины и
любой цилиндрический предмет
Погонный объем, м3/м = 0,785- D'ti • 1 л/,
где Dm - внутренний диаметр, м.
12
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
Пример: Определите погонный объем, м3/м, ствола скважины диаметром
0,294 м.
Погонный объем, м3/м = 0,785 • 0,295*1 = 0,0683.
Погонный объем, л/м = 68,3 л/м.
Погонная вместимость, м/м3 = 0,785+ Z>2-1 м.
Пример: Определите погонную вместимость, м/м3, ствола скважины
диаметром 0,216 м.
Погонная вместимость, м/м3 = 0,785 + 0,2162-1 = 16,8.
1.10. КОЛИЧЕСТВО ВЫБУРЕННОГО ШЛАМА НА МЕТР
ПРОХОДКИ СКВАЖИНЫ
а) Объем выбуренного шлама на мсгр проходки скважины:
= 0,785 • D*„ • (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).
V .г„,. = 0,785 0,295- • (1 - 0,04) = 0,06556 ,w’.
с) Общее количество образовавшейся твердой фракции, кг:
С^ = Г,Л £ (1-Л)
где: Gn,,^ - количество образовавшейся твердой фракции, кг; - по-
гонный объем ствола скважины, м7м; L - длина пройденного ствола сква-
жина, м; рш - плотность бурового шлама, кг/м ; П - пористость, %.
Пример: Определите количество твердой фракции (без учета пористо-
сти), образовавшейся при проходке 50 метров ствола скважины диаметром
0,295 м (0,0683 м3/м). Плотность бурового шлама = 2400 кг/м .
= 0,0683 -50 -2400 = 8198 кг.
13
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
1.11. СКОРОСТЬ ПОТОКА В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ
( ^Ko ibife)
Формула I
Кшьш- = подача насоса, л/с + погонный объем кольцевого пространства,
м3/м.
где - скорость потока в кольцевом пространстве.
Пример: Подача насоса = 34,4 л/с = I0’’- 34,4 м3/с: погонный объем коль-
цевого пространства = 0,0658 м3/м = 34,4-10’' + 0.0658 = 0,522 м/с.
Формула 2
. *! мин = Q / лш« 0.785 (, ), лг.
где: Q - скорость циркуляции, м' в минуту DCM - внутренний диаметр
обсадной колонны или диаметр ствола скважины, м; DHai)KO1 - наружный
диаметр труб, НКТ или УБТ, м.
Пример: Q = 2,0 м'/мин DCKe = 0,216м Duap.Kal = 0,114 м.
= 2,0 ч- 0,785 • (0,2162 - 0,1142) = 76 м / мин .
1.12. ПОДАЧА БУРОВОГО НАСОСА Q (м'/ход) И Q (м'/мин)
Триплексный (трехпоршневой, трехплунжерный) насос
О (л/ход) = 164,3 • D2- S- е,.. (1.15)
где: Di - диаметр втулки бурового насоса, м.
S - длина хода плунжера, м.
ev - объемный к.п.д. насоса .
14
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
Пример: Определите Q (л/ход) при объемном к.п.д. 100% для триплекс-
ного 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 6o.ii>iiihhcibc случаев опубликованная информация но произ-
водительности насоса на один ход поршня дастся исходя из допущения о 100% объем-
ном кпд. Этот кпд может варьирован, от 0.85 до 0.98. Опубликованные данные можно
проверни., приняв ег= 1,0.
Пример: Введите поправку в полученный выше результат для насоса с
объемным кпд 0,90
= 1.58 0,90 = 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) = H0 (2D,-’-D/) S e.. (1.16)
где: Di - диаметр втулки насоса, м; Dr - диаметр штока, м; 5 - длина хода
поршня, м; еу - объемный кпд.
Пример: Определите подачу (л/ход) дуплексного насоса с установлен-
ными 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- -0,0508-’)• 0.3556-1 = 1,42 л/с.
Пример: Пересчитайте полученный выше результат для насоса с объем-
ным кпд 0,88.
QtfiaKmuwKuu ~ 1 .42 • 0,88 — 1,25 л/ход.
Определите подачу насоса q (л/мин) при объемном кпд 100% для дуп-
лексного 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
Кым =л /О-17)
где Евм, - объем металла труб, поднятых (спущенных) из скважины, м ,
L - средняя длина свечи, м;
п - число поднятых свечей;
<р - погонное водоизмещение трубы, м3/м.
Шаг 2
V
ДР =----------------p.g (1 д8)
^поглб.абж Фпмлюд.тр
где ДР - уменьшение гидростатического давления, МПа;
^погоб.об.к- погонный объем обсадной колонны, м/м;
<р «юг. тр - погонное водоизмещение труб, м3/м.
Пример: Определите уменьшение гидростатического давления при подъ-
еме пустых труб из скважины.
Число поднятых свечей = 5.
Средняя длина свечи = 26 м.
Погонное водоизмещение трубы = 0,0039 м7м.
Погонный объем обсадной колонны = 0,04 м3/м.
Плотность бурового раствора = 1400 кг/м3.
Шаг 1
Кыж = 5 • 26 • 0,0039 = 0,507 л<3
Шаг 2
ДР =----2152Z---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
='>•/ (?’+’'..<.), <|13>
где Ч. „ ~ погонный объем трубы, .и3 / м •
Шаг 2
V
= -----------------------~~\p g'(114)
\^яа.*.«х>.лгр Vn.o /
Пример: Определите уменьшение гидростатического давления при подъ-
еме труб с раствором из скважины.
Число поднятых свечей = 5.
Средняя дина свечи = 26 м.
Погонное водоизмещение трубы = 0.0039 м/м.
Погонный объем грубы = 0,00927 м3/м.
Погонный объем обсадной колонны = 0,04 м7м.
Плотность раствора = 1400 кг/м3.
Шаг 1
Г = 5 • 26 • (0,0039 + 0,00927) = 1,71 л?
Шаг 2
ДР =
__________1,71_________
0,04-(0,0039 4-0,00927)
• 1400 9,81 = 875331 Па = 0,875Л/Пд .
1.13.2. Уменьшение давления на пласт из-за снижения уровня бу-
рового раствора
Количество в метрах поднятых пустых груб до потери репрессии на
пласт:
17
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
, (1.15).
Пример: Определите количество в .метрах труб, которые необходимо
поднять, чтобы потерять репрессию на пласт, используя следующие данные:
Величина репрессии на пласт РрсП1М^и= 1,5 МПа.
Погонный объем обсадной колонны у . . = 0,04 м3/м.
пог.об.об. к
Погонное водоизмещение трубы ^.(|6яф = 0,00039 м3/м.
Удельный вес раствора р = 1400 кг/м3.
1,5-10*-(0,04-0,0039)
h = ------------—--------------- = 1010
1400-0,0039-9,81
1.13.3. Количество в метрах поднятых труб с раствором до потери
репрессии на пласт
репрессии
*_______ • I у — Ф . — у
репрессии \ пог.об.об.к т пог.оо.тр п.о
,(1.16).
Пример: Определите количество труб с раствором в метрах, которые
необходимо поднять, чтобы потерять репрессию на пласт, используя следу-
ющие данные:
Величина репрессии на пласт Р =1,5 МПа.
* * репрессии
Погонный объем обсадной колонны у . . = 0,04 м3/м.
пог .об .об. к
Погонное водоизмещение трубы (р^^ - 0,00039 м7м.
Погонная вместимость трубы vno - м7м.
Удельный вес раствора р - 1400 кг/м3.
_1,5 106 (0,04-0,0039-0,00927)
" 1400 - (0,0039 + 0.00927) - 9,81
18
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
, (1.15).
Пример: Определите количество в метрах труб, которые необходимо
поднять, чтобы потерять репрессию на пласт, используя следующие данные:
Величина репрессии на пласт РрсП1М^и= 1,5 МПа.
Погонный объем обсадной колонны у . . = 0,04 м3/м.
пог.об.об. к
Погонное водоизмещение трубы ^.(|6яф = 0,00039 м3/м.
Удельный вес раствора р = 1400 кг/м3.
1,5-10*-(0,04-0,0039)
h = ------------—--------------- = 1010
1400-0,0039-9,81
1.13.3. Количество в метрах поднятых труб с раствором до потери
репрессии на пласт
репрессии
*_______ • I у — Ф . — у
репрессии \ пог.об.об.к т пог.оо.тр п.о
,(1.16).
Пример: Определите количество труб с раствором в метрах, которые
необходимо поднять, чтобы потерять репрессию на пласт, используя следу-
ющие данные:
Величина репрессии на пласт Р =1,5 МПа.
* * репрессии
Погонный объем обсадной колонны у . . = 0,04 м3/м.
пог .об .об. к
Погонное водоизмещение трубы (р^^ - 0,00039 м7м.
Погонная вместимость трубы vno - м7м.
Удельный вес раствора р - 1400 кг/м3.
_1,5 106 (0,04-0,0039-0,00927)
" 1400 - (0,0039 + 0.00927) - 9,81
18
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 статиче-
ского напряжения сдвига. Условие равновесия в виде разности высот (//)
выражасгся зависимостью:
4L-0 4£-0
- - + ----------------
(1.17).
Чтобы нарушить это равновесие необходимо приложить усилие в виде
давления равное:
Условие равновесия при подъеме бурильной колонны:
(L-H)-^p„g = Hpg.
Определим, приращение плотности бурового раствора для утяжеленной
пачки с целью поддержания равновесия при подъеме бурильной колонны:
где L - глубина скважины, м;
р- плотность бурового раствора, кг/ лг '>
О - статическое напряжение сдвига, Па ;
19
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Д/?1Я, - приращение плотности бурового раствора, кг! м' •
Пример: Рассчитайте плотность и объем утяжеленной пачки бурового
раствора для следующих условий:
- глубина скважины = 3000 м.
- плотность бурового раствора = 1200 кг/м .
- 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:
н _ 4-3000 10 [ 4 3000 10 _ *
0,108-1200-9,81 (0,216-0,127)1200-9,81
Определим приращение плотности бурового раствора для утяжеленной
пачки:
Рут
206 1200
3000-206
= 89,7кг/л?.
Плотность утяжеленной пачки бурового раствора 1200 + 89,7 -1290 кг/м*.
Объем утяжеленной пачки:
у = 0,785 • <7; • Я = 0,785 • 0,1082 • 206 = 1,91 .и’.
1.15. РАСЧЕТ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ, ТРЕБУ-
ЮЩЕГОСЯ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ЖЕЛАЕМОГО СНИЖЕНИЯ
УРОВНЯ РАСТВОРА ВНУТРИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
где ДР снижение гидростатического давления, Па;
20
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
р - плотность бурового раствора, кг/м';
/ - длина пустых труб, м.
Задавшись длиной желаемого снижения уровня в трубах и плотностью
утяжеленной пачки определим ее высоту:
I = pl .
пачки
Рпачки ~ Р
Или задавшись длиной желаемого снижения уровня в трубах и высоту
утяжеленной пачки в трубах определим ее плотность:
'пачки
Пример: Рассчитайте длину утяжеленной пачки и ее объем для следую-
щих условий:
Желаемая длина пустых труб (2 свечи) I = 56 м;
Плотность бурового раствора р - 1462 кг/м3;
Плотность утяжеленной пачки п =1581 кг/м3;
Погонный объем бурильной трубы (0,141 м) = 0,018 м’/м.
1462-56 4ОО
1581-1462
=/^^..=688-0.018 = 12,4л<3.
1.16. ЕМКОСТЬ АККУМУЛЯТОРА
1.16.1. Полезный объем баллона
В качестве исходных используем следующее данные пневмогидроакку-
мулятора 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/см”.
Минимальное давление, остающееся после срабатывания = 84 кгс/см”.
Градиент давления гидравлической жидкости = 10,3 кгс/см /м.
Максимальное давление зарядки аккумуляторов азотом = 210 кгс/см”.
Можно использовать закон Бойля-Марио гга для идеальных газов:
W=P2V2
где: Р - давление, кгс/см2; К - объем, л.
1.16.2. Применение на поверхности
Рассчитайте объем гидравлической жидкости, необходимой для увеличе-
ния давления с давления предварительной зарядки до минимального:
К, =(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:
К, = (70-37,85)/210 = 12,62л.
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:
у — V -V
ми об ле об.мер
где: - полезный объем на баллон, л;
Кэблг- общий гидравлический объем на баллон, л;
Уоб.мер - мертвый гидравлический объем на баллон, л;
Vna1 = 25,21 -6,31 = 18,9 л.
22
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
1.16.3. Глубоководное применение
В глубоководных применениях гидростатическое давление, прикладыва-
емое 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/см .
Введите поправку на гидростатическое давление морской воды вышепри-
веденные значения давления в аккумуляторе:
Рпр - (70+ 60) = 130 кгс/см2;
РУЫК = (210 + 60) = 270 кгс/см2;
Рмин = (84 + 60) = 144 кгс/см3.
Объем гидравлической жидкости, необходимый для увеличения давления
с давления предварительной зарядки до минимального:
Р -К = Р V
пр пр мып чип
130-37,85 = 144-^
= (130-37,85)/144 = 34,2л
=37,85-34,2 = 3,65.7.
ПРИМЕЧАНИЕ: Это мертвый объем гцдравлической жидкости. Давление не
должно опускаться ниже минимальною значения 130 кгс/см2.
Количество гидравлической жидкости, необходимого для увеличения давления с
давления предвари тельном зарядки до максималыюго:
VMuM =(144-37,85)/270 = 20,2.7.
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:
Г =20,2-3,65 = 16,55 л.
ти
1.16.4. Давление предварительной зарядки аккумулятора
Ниже показан метод расчета среднего давления предварительной зарядки
аккумулятора при выключенных зарядных насосах:
(у \( Р-Р\
Р = — И > 0 -20)
р \ У Р - Р '
V акх ) \Гс Гк )
где: Рр = давление предварительной зарядки, кгс/см ;
Уг = объем оставшейся гидравлической жидкости, л;
У, = общий объем аккумулятора, л;
Pf= конечное давление аккумулятора, кгс/см2;
Л = начальное давление аккумулятора, кгс/см2.
Пример: Рассчитайте среднее давление предварительной зарядки акку-
мулятора, используя следующие данные:
Начальное давление аккумулятора =210 кгс/см2;
Конечное давление аккумулятора =154 кгс/см2;
Объем оставшейся жидкости = 90,8 л;
Общий объем аккумулятора =817,2 л.
90,8 ( 154-210 А
817,2 210 —154 J
= 64,1 кге / елг .
1.17. БУРЕНИЕ С ОГРАНИЧЕНИЕМ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ
Максимальная скорость проходки (И ), м/час, при бурении скважин
большого диаметра (295 мм или больше)
(L21)
24
Глава 1
Терминология. Базовые формулы
где Лы, - соответственно плотности раствора на выходе из сква
жины и на входе в скважину, кг/м3;
Q - подача насосов, л/с;
DrJW- диаметр скважины, м.
Пример: Определите максимальную скорость проходки ( ), м/час, не-
обходимую для поддержания в выкидной линии плотности выходящего из
скважины раст вора на уровне ряых = 1120 кг/м3.
Данные: Плотность раствора на входе в скважину = 1100 кг/м3.
Скорость циркуляции = 45 л/с.
Диаметр скважины = 0.295 м.
1,7410 3 (1120-1100) 45
= --------ттгт-----------= 18 м / час.
0.2952
1.18. ЗАТРАТЫ НА МЕТР ПРОХОДКИ
£ + C-(/?,+7\) ,
с.=-------'У + (1.22).
Пример: Определите стоимость метра проходки (Сда), рублей на метр,
используя следующие данные.
Стоимость долота (В) = 25000 руб.
Стоимость эксплуатации буровой установки (Сг) = 9000 руб/час.
Время бурения (/?,) = 6.5 час.
Время спускоподъемных операций (Т„) = 6 час (для глубины - 3000 м).
Проходка на долото (F) = 300 м.
„ 25000 + 9000 (6,5 +6)
Ст =-------------------= 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 углево-
дородную 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 сю 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:
1
Р\uw-rttxta
(2.1)
где: Ршмшг ~ средняя объемная плотность бурового шлама, г/см3
РШ1+ЖХ)О показание прибора со шламом плюс водой, г/см3.
Пример: Рассчитайте среднюю объемную плотность бурового шлама при
плотности показании прибора 1,55 г/см3:
р— =1гЬг2’22г/с,г-
26
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
Можно также подготовить график, чтобы обеспечить быстрое непосред-
ственное 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 кон-
кретной компоновкой низа бурильной колонны.
/. Рассчитайте длину КНБК, необходимую для получения желаемой
нагрузка на долото:
1.1. Рассчитайте коэффициент плавучести, или коэффициент потери веса:
к = \-р,.р/ (2-2)
где: к - коэффициент плавучести;
риетач ~ ПЛОТНОСТЬ СТЭЛИ, КГ/М ,
Рб.р- плотность бурового раствора или соляного раствора для освоения,
кг/м3.
1.2. Рассчитайте длину КНБК, необходимую для получения желаемой
нагрузки на долото:
где: Ькньк - длина КНБК, необходимая для получения желаемой нагрузки
на долото, м;
- желаемая нагрузка на долото, Н;
f- коэффициент безопасности (запас прочности), который должен быть
задан для размещения нейтральной точки в УБТ;
Чует- погонный вес УБТ, кг.
Пример: Рассчитайте длину КНБК, необходимую для получения жела-
тельной нагрузки на долото.
27
Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении
Условия. Желаемая нагрузка на долото во время бурения = 22650 кг. Ко-
эффициент безопасности f- 15%. Плотность бурового раствора =1437 кг/м'.
Погонный вес УБТ (203 мм х 76,2 мм) = 218,5 кг/м. Плотность стали =
7850 кг/м3.
Рассчитайте коэффициент плавучести:
к = (7850 - 1437)/7850 = 0,817.
Рассчитайте длину КН БК, необходимую для этой нагрузки на долото:
, 226501,15 1А,
—------------= 146.И •
А"“ 218,5-0,817
2. Рассчитайте длину бурильных труб, которые можно использовать с
данной конкретной компоновкой низа бурильной колонны (КНБК).
ПРИМЕЧАНИЕ: Возьмите прочной ь на разрыв нужной грубы из справочника по
бурению или из другого источника.
2.1. Рассчитайте коэффициент плавучести.
2.2. Рассчитайте максимальную длину бурильной колонны, которая мо-
жет быть спущена в скважину с данной конкретной КНБК:
. _ [^1 ' 0 “ Л ) — ~ &КНБК ] ’ ~ . V
где Lfyp.KM - максимальная длина бурильных труб, которая может быть
спущена в скважину с данной конкретной КНБК. м;
б„, - предел текучести группы прочности стали бурильной трубы. МПа:
FKM - площадь поперечного сечения трубы, м‘;
fK - коэффициент безопасности для бурильной колонны :
Guax - предельное натяжения, кН;
Gkhbk- вес КНБК, кН;
Ч,; т - ПОГОННЫЙ ВСС бурИЛЬНЫХ Труб С ЗЭМКЭМИ, кН/м.
2.3. Рассчитайте гголную глубину, которая может быть достигнута с дан-
ной конкретной КНБК в метрах:
А».». = ^6)Р.КЛ1 + ^КНБК •
28
Бабаян Э.В., Черненко А.В. Инженерные расчеты при бурении
Условия. Желаемая нагрузка на долото во время бурения = 22650 кг. Ко-
эффициент безопасности f- 15%. Плотность бурового раствора =1437 кг/м'.
Погонный вес УБТ (203 мм х 76,2 мм) = 218,5 кг/м. Плотность стали =
7850 кг/м3.
Рассчитайте коэффициент плавучести:
к = (7850 - 1437)/7850 = 0,817.
Рассчитайте длину КН БК, необходимую для этой нагрузки на долото:
, 226501,15 1А,
—------------= 146.И •
А"“ 218,5-0,817
2. Рассчитайте длину бурильных труб, которые можно использовать с
данной конкретной компоновкой низа бурильной колонны (КНБК).
ПРИМЕЧАНИЕ: Возьмите прочной ь на разрыв нужной грубы из справочника по
бурению или из другого источника.
2.1. Рассчитайте коэффициент плавучести.
2.2. Рассчитайте максимальную длину бурильной колонны, которая мо-
жет быть спущена в скважину с данной конкретной КНБК:
. _ [^1 ' 0 “ Л ) — ~ &КНБК ] ’ ~ . V
где Lfyp.KM - максимальная длина бурильных труб, которая может быть
спущена в скважину с данной конкретной КНБК. м;
б„, - предел текучести группы прочности стали бурильной трубы. МПа:
FKM - площадь поперечного сечения трубы, м‘;
fK - коэффициент безопасности для бурильной колонны :
Guax - предельное натяжения, кН;
Gkhbk- вес КНБК, кН;
Ч,; т - ПОГОННЫЙ ВСС бурИЛЬНЫХ Труб С ЗЭМКЭМИ, кН/м.
2.3. Рассчитайте гголную глубину, которая может быть достигнута с дан-
ной конкретной КНБК в метрах:
А».». = ^6)Р.КЛ1 + ^КНБК •
28
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
Пример: Погонный вес бурильной трубы (127 мм) = 34,6 кг/м (марка Л).
Прочность на разрыв = = 637 10°Па-36,8 Ю^м2 = 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:
к = (7847 -1617)/ 7849 = 0,7936 •
2. Рассчитайте максимальную длину бурильных труб, которая может быть
спущена в скважину, в метрах:
Г2344,16 (1-0,1)-400-3191102 0,7936
L. ™ = -----------------------------------= 3190 м.
3. Рассчитайте полную глубину, которая может быть достигнута с этой
КНБК и с этими бурильными трубами, в метрах:
=3190+146 = 3336м .
2.3. РАСЧЕТЫ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ОБСАДНЫХ КО-
ЛОНН
а) Расчеты количества добавок к цементу
1. Рассчитайте вес добавки на одну тонну цемента в кг:
Gx = Е%-1000,
Где Gx - вес добавки к цементу, кг;
- объемный процент добавки к цементной смеси;
1000 - кг цемента.
2. Суммарное количество воды, требующееся на каждую тонну цемента в
м3/т:
V =V +V
29
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где - суммарный объем воды, требующийся на каждую тонну це-
мента, м7т;
Ивц - объем воды, требующийся для порции цемента, м’/т (см. Табл. 2-1);
- объем воды, требующийся для порции добавки, м /т (см. Табл. 2-1).
3. Рассчитайте объем цементного раствора в м'/т:
-(25)
где УцР - объем цементного раствора, м71 т;
- объемная плотность сухого цемента, кг/м ;
рх - объемная плотность сухой добавки, кг/м2 3.
4. Рассчитайте плотность цементного раствора, в кг/м3:
Л = -ооо+С+(^.р.)(26)
*7»
5. Рассчитайте выход цементного раствора в м3/1 т:
V
Г = ,(2.7).
Рцем.р-р
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, м /1 т.
Выход цементного раствора. м71 т.
Плотность цементного раствора, кг/м3.
1. Рассчитайте вес добавки бентонита:
Gx = 0,04 1000 = 40 кг.
2. Рассчитайте общую потребность воды на 1 т цемента:
=460+80 = 540 л/1 т.
30
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
3. Рассчитайте общий объем цементного раствора:
К = !222 + -12-4-540 = 873,6 л/1 т.
чр 3,14 2,65
4. Рассчитайте плотность цементного раствора:
Рц р
1000 + 40 + 540 , . з
---------------= 1,808 г/см .
873,6
5. Рассчитайте выход цементного раствора:
1000 + 40 + 540 3/
у =--------------= 0,873 м/т.
1808
б) Потребность в воде.
При заданной плотности цементного раствора и % добавки бентонита рас-
считать какое количество воды надо иметь для затворения 1000 кг цемента.
I. Рассчитайте общий вес материалов - добавок к цементу в кг на I тонну:
6 = 1000 + 6г+Кя,
где: G - вес материалов - добавок к цементу, кг/1т.
Gx - вес добавок к цементу, определяется через % к 1000 кг цемента;
1000 - вес цемента, кг;
V* - объем воды, м\
2. Объем цементного раствора:
1000 G
=----+—
Л Р<
С=Уцр Рцр iuu(\W) + Gx+V') =
3. Потребность в воде согласно материального баланса:
1000 G.. Г
-----+ —+ ——
Р, Р> юоо
Р.
Пример: Используя цемент Класса Н 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 М71000 кг.
1. Общий вес материалов, кг:
G = 1 000 + 0,06 • 1 000 + V* = 1060 + Г,.
2. Объем цементного раствора, м3:
г 1000+_60_+
цр 3,14 2,65 ’
3. Используя уравнение материального баланса, рассчитаем потребность
воды:
1060 + Уя = (314,12 + ^)1675
171376-1060
675
= 844,9 м3.
4. Выход цементного раствора их 1 т цемента:
000 + 60.844= 8 м?/[т
1675
5. Перепроверьте плотность цементного раствора:
1000 + 60 + 844 ___ . з
р, „ =---------------= 1673 кг/м .
цр 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 цемент-
ного раствора = 1653 кг/м'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 м .
К^= 760-45 = 17550л.
2. Рассчитайте требующееся количество бентонита (л,кг:
Gt = ^ 0,015 = 17550 0,015 = 263 кг.
ПРИМЕЧАНИЕ: Jfyyi не добавки рассчитываются исходя из веса немей га.
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.
Таблица 2.1
По । ребиос о. в воде и ii.ioi нос i ь обычно применяемых добавок к нечету
Maicpna.i Потребность в воде, л на 1 кг Плотность
Класс цемента по классификации АНИ
Класс А и В 0.46 3.14
Класс С 0.55 3.14
Класс D и Е 0.38 3.14
Класс G 0.45 3.14
Класс Н 0.38 - 0.46 3.14
Обычно применяемые добавки к цементу
Аттапульгит 1,3 для 2% коллоидной добавки к цементу 2,89
Глиноземистый цемент 0.4 3.23
Люмнитовый цемент 0.46 3.20
Облегченный цемент Trinity Lite Wate™ 0.86 2.80
Бентонит 1,3 для 2% коллоидной добавки к цементу 2.65
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 (NaCI) 0 2.17
33
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Материал Потребность в воле, л на 1 кт ПЛОТНОСТЬ
Песок Оттава 0 2.63
Кварцевая мука 1,6 для 35% муки в цементе 2,63
Грубозсрнистый кварц 0 2,63
Противоусадочная добавка «Spacer sperse» 0 1,32
Противоусадочная добавка «Spacer mix» (жидкая) 0 0,932
Добавка для борьбы с поглощением «Tuf Additive No. 1» 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 це-
ментного раствора
10()0рсм /рц + BI Ц рсм -1000-Я/Z/1000
к 10 ) рм * 1000
где: G - количество добавки в кг, грсбующесся на одну тонну цемента;
р ц - требующаяся плотность цементного раствора, кг/м3;
рц - плотность цемента, кг/м3;
В/Ц - водоцементное отношение, или потребность в воде для цемента;
В/Т- водотвердое отношение, или потребность в воде для добавки;
Рдоб плотность добавки, кг/м3.
Таблица 2.2
Утяжеляющие добавки для цемент
Добавка Потребность в воде в л на кт Плотность
Гематит 0.03 5,02
Ильменит 0 4.67
Барит 0,22 4,23
Песок 0 2,63
Пример: Рассчитайте, сколько гематита (в кг на 1т цемента) требуется
для увеличения плотности раствора из цемента класса G до 2090 кг/м :
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/ЮООкг или В/Т = 0,03.
Плотность цемента = 3140 кг/м3.
Плотность добавки (гематита) = 5020 кг/м3.
1000-2090/3140 + 0,45-2090-1000-0,45-1000
, 0,003 А
1 +
10 )
2090
5020
-2090-
0,03
1000
= 299
кг.
2.4. РАСЧЕТ ОПЕРАЦИЙ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ
МОСТОВ
Расчет высоты цементного моста (по Ашрафьяну М.О.).
Требуемая минимальная высота моста определяется по формуле:
H^bP/gradp.
Для обеспечения требуемого сопротивлению сдвига моста (прочности),
нс имеющей опоры, высоту моста рассчитывают по формуле:
Яз.=—(2.9)
где //м - высота цементного моста, м;
ДР - максимальный перепад давления, действующий на мост, МПа;
grad р - допустимый градиент давления, МПа/м;
Gw - осевая нагрузка на мост, кН;
г - касательные напряжения при сдвиге моста, кПа.
35
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Таблица 2.3
Граднснгы давления и касательные напряжения при сдвиге моста
в ра {личных условиях н способах его установки
Условия и способ усгановкн моста grad р„ МПа/м г, кПа
В обсаженной скважине: с применением буферных жидкостей 2.0 50.0
без буферных жидкостей 1.0 5.0
В необсаженной скважине: с применением буферных жидкостей 1,0 5,0
без буферных жидкостей 0,5 1.0
Пример. Рассчитайте высоту цементного моста, нс имеющего опору.
Условия: скважина диаметром 0.216 м не обсажена, будут использованы бу-
ферные жидкости; предполагаемый перепад давления 5,0 МПа. Планируемая
осевая нагрузка на мост 150 кН.
1. Рассчитаем минимальную высоту моста:
Я1НЮ,=5/1,0 = 5м.
2. Рассчитаем высоту моста по условию прочности:
Н„ =-------0,216-5,0 = 51,6м.
11 3,14
2.5. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА НА РАВНОВЕСИИ
Рассчитайте количество цемента, требующееся для заданной /тины це-
ментного моста:
1 + -M/v , (2.10)
4 100 J в*
где: G4 - количество цемента, требующееся для заданной длины цемент-
ного моста, кг;
/7М - длина цементного моста, м;
vwv - погонный объем открытого ствола или обсадной колонны, м3/м;
36
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
- избыточный объем для работы по цементированию, %;
ПРИМЕЧАНИЕ: Потерн тампонажного раствора из-за смешения с контактирую-
щими жидкостями должны компенснрова! вся избыiочным объемом.
Рассчитайте объем буфера (обычно воды), закачиваемого после цемент-
ного раствора для уравновешивания цементного моста, в м :
у
(2.11)
где: У 2буф - объем буфера, закачиваемый после цементного моста, м ,
Укпф - объем буфера, закачиваемый перед цементным мостом, м3;
- погонная вместимость кольца между скважиной и колонной, м/м';
“ погонный объем внутренней полости трубы, м3/м.
Рассчитайте объем жидкости, требующийся для размещения моста в м :
где: Упрод - объем продавки, требующийся для размещения моста, барр.
Lm - длина бурильных труб или НКТ, фут.
Пример 1: Необходимо разместить цементный мост длиной 90 м на глу-
бине 1500 м. Открытый ствол имеет диаметр 0,216 м, а бурильная труба име-
ет диаметр 0,089 м; внутренний диаметр которой 0,07м. Перед цементным
мостом необходимо закачать 1,6 м3 воды. Используйте выход цементного
раствора 0,895 м /1т. Используйте избыточный объем цемента 25% для объе-
ма 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:
а) Погонный объем кольцевого пространства между бурильными трубами
и стенкой скважины:
<9,.об = 0- 785 • (0.2162 - 0,0892) •I, ° = °, °3 .и’ / .и •
Ь) Погонная вместимость кольцевого пространства между бурильными
трубами и стенкой скважины, м/м3:
Ч>„... = 1. о • ------- = 20,3 м /м’.
(0,2162-0,089-)
с) Погонный объем открытого ствола в м3/м:
= 0,785 0,2162 • 1,0 = 0.0366 / .и.
d) Погонный объем полости бурильной трубы в м'/м:
9, „ = 0,785 0,072 • 1,0 = 0,00385 л? / .и.
2.1. Рассчитайте требующееся количество сухого цемента:
G = 90 • 0,0366 • -IM =4,6 тонны.
4 0,895
2.2. Рассчитайте объем буфера (воды), который должен быть закачан по-
сле цементного раствора, чтобы уравновесить цементный мост, в м3:
38
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
I/
---1,6 0.00385 = 0.1.,?.
2.3. Рассчитайте объем жидкости продавки, требующийся для размете
иия цементного моста, м3:
= (1500 - 90) • 0,00385 - 0,1 = 5,3 л? .
2.6. РАСЧЕТЫ ПО ОСВОБОЖДЕНИЮ ПРИХВАЧЕННЫХ
ТРУБ
2.6.1. Определите длину свободной колонны труб и константу
верхней границы прихвата
Д£= F£,1O-,(2.12)
где AL - удлинение, в миллиметрах;
F - растягивающее усилие, в ньютонах;
L - длина, в метрах;
Е - модуль упругости, в мегапаскалях (для стали Е = 0,21 106 МПа);
ая - 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 удлине-
ния труб зависиг также oi марки стали (j-55. п-80 и тд.). Это неверно, модуль
упругости одинаков для всех марок стали.
Глубину, на которой колонна труб прихвачена, а также число футов сво-
бодных труб можно оценить, используя данные из приведенной ниже табли-
цы 2-4, где показаны данные по удлинению бурильных труб, по следующ
формуле:
39
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
I/
---1,6 0.00385 = 0.1.,?.
2.3. Рассчитайте объем жидкости продавки, требующийся для размете
иия цементного моста, м3:
= (1500 - 90) • 0,00385 - 0,1 = 5,3 л? .
2.6. РАСЧЕТЫ ПО ОСВОБОЖДЕНИЮ ПРИХВАЧЕННЫХ
ТРУБ
2.6.1. Определите длину свободной колонны труб и константу
верхней границы прихвата
Д£= F£,1O-,(2.12)
где AL - удлинение, в миллиметрах;
F - растягивающее усилие, в ньютонах;
L - длина, в метрах;
Е - модуль упругости, в мегапаскалях (для стали Е = 0,21 106 МПа);
ая - 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 удлине-
ния труб зависиг также oi марки стали (j-55. п-80 и тд.). Это неверно, модуль
упругости одинаков для всех марок стали.
Глубину, на которой колонна труб прихвачена, а также число футов сво-
бодных труб можно оценить, используя данные из приведенной ниже табли-
цы 2-4, где показаны данные по удлинению бурильных труб, по следующ
формуле:
39
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Д/К
L =--------—
тлх р.
1 нот
где: £т.св - длина свободных труб, м;
Д/ - удлинение бурильных груб, м;
Кт>я = 0,21-10-а, - константа верхней границы прихвата из таблицы 2-4;
Гнат - усилие натяжения, кН.
Таблица 2.4
Таблица удлинения бурильных груб
Наружный диаметр, дюйм; мм Номинальный поюиный вес, кг/м Внутренний диаметр, мм Площадь сечения стенки W Константа удлинения. 107МПам5 Константа верхней границы npiixBaia. МПа м-
2%; 60,3 7,22 50.67 8.41 5.66 176.6
9.0 46.1 11.89 4.00 249.7
27,; 73.0 13.24 56.92 11.69 4.07 245,5
15.5 54,64 18.45 2,58 387,5
З'Л; 89,9 14.16 75.99 16.72 2.85 351.1
19,82 70.2 23.37 2.04 490,8
23.1 66.1 27.78 1,71 583,4
4.0; 101,6 17.65 88,29 19.85 2,40 4)6,9
20,86 84.84 24,54 1,94 515,3
4'Л ; 114,3 20,5 100.5 23,22 2,05 487,6
24.73 97.18 28.45 1.67 597.5
26,82 95,35 31.19 1,53 655,0
29.8 92.46 35.46 1.34 744.7
5,0; 127 24.2 111,96 28.23 1.69 592.8
29,0 108,61 34.04 1.40 714,8
5'/а; 139,7 32.6 121.36 37.60 1,27 789.6
36.8 118.62 32.786 1.45 688,5
67,; 168,3 37,55 151.5 42.10 из 884,1
Пример: Рассчитайте длину свободной колонны труб, используя следу-
ющие данные:
40
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
Бурильная колонна - 127 мм, площадь поперечного сечения трубы -
34,04- 104 м‘. Удлинение - 0,6 м. Усилие натяжения 160 кН.
1. Определите константу верхней границы прихвата:
к,,,, = 0,21 I06 а, = 0,21 • I О6 • 34,04 • 1 О’4 =7,15 10; М Па- м:.
2. Рассчитайте длину свободной колонны труб:
/
0,6-7,15-1О:МПа-м2
160кН
= 2680 м.
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 внут-
ренним диаметром 50,67 мм. на которую действует растягивающее усилие
133,45 кН.
ЛЬ = F • Ь •
ЛЬ = 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 откры-
того ствола
Определите длину пачки, в метрах, не утяжеленной жидкости для осво-
бождения прихваченных труб (ванны), которая уравновесит пластовое давле-
ние в затрубном пространстве.
1. Рассчитайте разность плотностей бурового раствора и жидкостью для
освобождения прихваченных труб в кг/м3:
Р'.р-Р, = ЛР
где: Др - разность плотностей бурового раствора и жидкости для
освобождения прихваченных труб, кг/м ;
рвр - плотность бурового раствора, кг/м3;
рн - 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-
g-Др '
(2-14)
где: h„ - длина пачки, не утяжеленной жидкости для освобождения при-
хваченных труб, м;
ДР - репрессия, необходимая для контроля пластового (порового) давле-
ния, кгс/см‘.
Пример: Используйте следующие данные, чтобы определить длину пач-
ки, не утяжеленной жидкости для освобождения прихваченных труб, которая
будет уравновешивать пластовое давление в затрубном прос транстве.
Плотность бурового раствора = 1438 кг/м3;
Плотность пачки жидкости для освобождения прихваченных труб = 803
кг/м (дизтопливо =839 кг/м’ / 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:
Др = 1438 -803 = 635 кг /.и’.
2. Рассчитайте длину пачки утяжеленной жидкости для освобождения
прихваченных труб, которая уравновесит поровое давление в затрубном про-
странстве:
Таким образом: Необходимо использовать длину пачки не утяжеленной
жидкости для освобождения прихваченных труб меньше 514 м, чтобы сохра-
нить равновесие с поровым давлением в пласте и предотвратить приток, ко-
торый вызвал бы проявление или выброс.
42
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
Пример: Произошел дифференциальный прихват УБТ. Используйте при-
веденные ниже данные, чтобы разместить ванну на синтетической углеводо-
родной 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:
а) Затрубное пространство вокруг УБТ:
= 0,785-(0.216:-0,1652) | =0,0152 .и'/.к.
Ь) Затрубное пространство вокруг бурильных труб:
vK1CT = 0,785 (0,216: - 0,127:) • 1 = 0,0239 л<3 / л/.
2. Рассчитайте общий объем пачки, требующийся для размещения в за-
трубном пространстве:
а) Объем напротив УБТ:
Г„т = 180-0,0152 = 2,736.И3 •
Ь) Объем напротив бурильных труб:
=65 0,0239 = 1,55л<3-
с) Суммарный объем, в м , требующийся для размещения в затрубном
пространстве:
V = 2,736+1,55 = 4,29.и3.
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 7 А
2820-0,0093 = 21,0л?-
0,0093 )
2.7. ДАВЛЕНИЕ, НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ ВОЗОБНОВЛЕНИЯ
ЦИРКУЛЯЦИИ
2.7.1. Давление, необходимое для преодоления сгатического напря-
жения сдвига бурового раствора внугри бурильной колонны, в Па
1. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического
напряжения сдвига бурового раствора внутри бурильной колонны:
где: Ртсд - давление, требующееся для преодоления статического напря-
жения сдвига бурового раствора внутри бурильной колонны, Па;
0СНС ~ статическое напряжение сдвига бурового раствора через 10 минут, Па;
Dmetl - внутренний диаметр бурильных труб, м;
L - длина бурильной колонны, м.
2. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического
напряжения сдвига бурового раствора в затрубном пространстве:
д. / .П
Р =----------(2.16)
D -D ' 7
скл т.н
где: Рк- давление, требующееся для преодоления статического напря-
жения сдвига раствора в затрубном пространстве, Па;
DCKe ~ наружный диаметр затрубного пространства (диаметр открытого
ствола или обсадной колонны), м;
44
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
Dm H - наружный диаметр бурильной колонны, м.
3. Рассчитайте полное давление, требующееся для возобновления цирку-
ляции:
р = Р +р ,
<л» тх»> к.сд
где: Рсг - давление, требующееся для возобновления циркуляции в сква-
жине (давление на стояке), Па.
Пример: Рассчитайте давление, требующееся для возобновления цирку-
ляции в скважине, используя следующие данные:
Статическое напряжение сдвига (через 10 или 30 минут) = 9,5 Па.
Бурильная колонна = 0,127 м • DmeH =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:
4-4750-9 5
РтгЛ =---------— = 1674397 Па = 1,67Л/77а.
""* 0,1078
2. Рассчитайте давление, требующееся для преодоления статического
напряжения сдвига бурового раствора в затрубном пространстве:
4-4750-9 5
Р =-------- ' = 107440477г/ = 1,07 МПа.
0,295-0,127
3. Рассчитайте полное давление, требующееся для возобновления цирку-
ляции:
рт =1,67 +1,07 = 2,74 МПа.
2.7.2. Рассчитайте статическое напряжение сдвига, исходя из фак-
тического давления, требующегося для возобновления циркуляции:
/1 _ ^cwt DgiJi) / 1 *7 \
^ = 4-L.(D_+D^-Dw.,)’ >
45
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где: ~ статическое напряжение сдвига, основанное на давлении,
требующемся для возобновления циркуляции (Па);
Pim - 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 Dww=O,I27m и DweN=0,l05 м.
3,14 106 0,105 (0,295-0,127) 3,15
г = --------г2-----—---------:= 11,6Па .
,£Ж 4-4750 (0,105 + 0,295-0,127) 0,273
2.8. МИНИМАЛЬНАЯ ПОДАЧА БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ
ДОЛОТА ТИП/\ «PDC» С ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКИМИ АЛМАЗ-
НЫМИ ВСТАВКАМИ
£,„,=0,0069-О1" л/с (2.18)
где D - диаметр долота, мм.
Пример: Определите минимальную подачу бурового раствора для долота
типа «PDC» с поликристаллически ми алмазными вставками диаметром 311
мм:
=0,0069-31 Iм’ =31,86 л/с.
2.9. Критические обороты: скорость вращения, об/мин, которую нс сле-
дует превышать, чтобы избежать чрезмерной вибрации (с точностью прибли-
зительно 15%):
46
Глава 2
Уравнения для повседневного использования
120
— (219).
мин
Пример: L = длина одной бурильной трубы = 9,45 м.
dM - наружный диаметр бурильных труб = 127 мм.
dm = внутренний диаметр бурильных труб — 108.6 мм.
120 /------------
п =-------./(1272-108,62)=88 об!мин.
* 9,452 '
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 по-
роды и создания противодавления на разбуриваемые пласты. Дисперсная
система состоит из дисперсной фазы (глинопорошок, соли, гидроксиды, це-
мент, и др.) и дисперсионной среды (вода, углеводородные жидкости). Кол-
лоидные частицы в дисперсной системе (буровом растворе) составляют не-
значительную часть, но именно они играют важнейшую роль в получении
стабильной системы. Коллоидальность глин определяются частицами, разме-
ры которых находятся между видимыми невооруженным глазом и атомами,
молекулами и ионами - 10’3 - 10'1 мкм. Для сравнения микрогстсрогснныс -
10"' - 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 мате-
риалы включают барит, гематит, карбонат кальция, карбонат магния, различ-
ные сухие соли (например, хлорид натрия, кальция, хлористый цинк и/или
формиат натрия), а также их смеси. Важно знать среднюю плотность исполь-
зуемого материала. Например, текущая спецификация для средней плотности
барита составляет 4,2 г/см3.Средняя плотность сухого материала, используе-
мого вами, должна быть получена от компании, поставляющей этот продукт.
а) Формула определения потребности утяжелителя для увеличения плот-
ности бурового раствора объемом в 1 м3:
= (3.D
48
Глава 3
Буровые растворы
где {)>тяж - количество утяжелителя, требуемое для поднятия плотности
1 м3 бурового раствора, кг;
р„ - начальная плотность бурового раствора в кг/м';
рк - конечная плотность бурового раствора в кг/м3;
plwI - плотность утяжелителя в кг/м
б) Увеличение объема исходя из количества утяжелителя:
v = Q,^ip^ (3-2)
Пример: Рассчитайте количества барита со средней плотностью 4200
кг/м3, требующееся для увеличения плотности 10 м' бурового раствора с 1200
кг/м3 до 1400 кг/м3 и получившееся в результате увеличение объема:
=10 *4200 1400 1200 = 3000 кг
’ 4200-1400
V = 3000 /4200 = 0,71.и3.
в) Увеличение плотности бурового раствора:
Л
Др=—---
v-p„
(3.3)
Пример: При доведении плотности бурового раствора до рк =1500 кг/м3
вводом в объем 20 м 5000 кг барита плотностью 4200 кг/м определите, на
сколько должна быть повышена плотность бурового раствора:
5000 (4200-1500)
Др =------------------ = 160,7 кг!м'.
20-4200
49
Глава 3
Буровые растворы
где {)>тяж - количество утяжелителя, требуемое для поднятия плотности
1 м3 бурового раствора, кг;
р„ - начальная плотность бурового раствора в кг/м';
рк - конечная плотность бурового раствора в кг/м3;
plwI - плотность утяжелителя в кг/м
б) Увеличение объема исходя из количества утяжелителя:
v = Q,^ip^ (3-2)
Пример: Рассчитайте количества барита со средней плотностью 4200
кг/м3, требующееся для увеличения плотности 10 м' бурового раствора с 1200
кг/м3 до 1400 кг/м3 и получившееся в результате увеличение объема:
=10 *4200 1400 1200 = 3000 кг
’ 4200-1400
V = 3000 /4200 = 0,71.и3.
в) Увеличение плотности бурового раствора:
Л
Др=—---
v-p„
(3.3)
Пример: При доведении плотности бурового раствора до рк =1500 кг/м3
вводом в объем 20 м 5000 кг барита плотностью 4200 кг/м определите, на
сколько должна быть повышена плотность бурового раствора:
5000 (4200-1500)
Др =------------------ = 160,7 кг!м'.
20-4200
49
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
3.1.2. Увеличение плотности буровою 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 мате-
риалу. добавляемому к существующему буровому раствору, обязательно
нужно добавить некоторый объем жидкости-основы, чтобы смочить поверх-
ность 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 ми-
нимальным количеством, которое потребовалось бы перед добавлением до-
полнительной жидкости-основы. Для вычисления количества жидкости-
основы, которое должно быть добавлено к данному количеству утяжелителя,
чтобы получить желаемый удельный вес бурового раствора, можно исполь-
зовать следующие уравнения.
Шаг 1
Рассчитайте плотность смеси утяжелитель - жидкость-основа:
1000 + 0,14-1000 , ,
Рсм ~ 1000 ! 0,14 1000 ’ '
Рут Рое
где: рсм - плотность смеси утяжелитель - жидкость-основа в кг/м3;
р,к - плотность жидкости-основы в кг/м3.
Шаг 2
Рассчитайте требующееся количество утяжелителя:
(3.5)
Рем ~~ Рк
50
Глава 3
Буровые растворы
IlJai 3
Рассчитайте конечный объем при добавлении смеси утяжелитель - жид-
кость-основа: у — у + =!±2L (3.6) кои нач ’ \ / Реи
где - конечный объем бурового раствора в м3;
V,M4 - начальный объем бурового раствора в м\
Пример: Рассчитайте количество барита со средней плотностью 4200
кг/см , требующееся для увеличения плотности 16 м3 бурового раствора с
1400 кг/м3 до 1670 кг/м3 при использовании пресной воды в качестве смачи-
вающего агента:
Шаг 1
Плотность смеси утяжелитель - пресная вода:
1000 + 0,14-1000 , * Рсм “ 2000 + 0,14 -1000 " А<' *' • 4200 1000
Шаг 2
Количество утяжелителя:
= 16-3015-1670 1400 =9684кг. 3015-1670
ШагЗ
Конечный объем утяжеленного объема бурового раствора:
Г_=16 + — = 19,1 л/3.
3015
51
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
3.13. Уменьшение плотности буровою раст вора при помощи
жидкости-основы
0’7)
Рк ~ Рос
где: - объем жидкости-основы в м\ добавленный для уменьшения
плотности бурового раствора.
Пример: Определите количество пресной воды с плотностью р,к. =1000
кг/м' требующееся для уменьшения плотности бурового раствора объемом 16
м3 на водной основе (РВО) с р„ = 1670 кг/м3 до рк = 1430 кг/м3.
16 (1670-1430
-------------- = 8,93 м
1430-1000
Пример: Определите количество углеводородной основы, имеющей
плотность 803 кт/м , грсбующсйся для уменьшения плотности бурового рас-
твора объемом 16 м3 на синтетической углеводородной основе с 1670 кг/м3
до 1430 кг/м3.
16- 1670-1430) .
Г . =--*----------= 6,12 .и3.
04 1430-803
ПРИМЕЧАНИЕ: Добавление столь большою количества углеводородной основы
к 16 мл на синтетической основе может слишком сильно изменить отношение мас-
ло/вода. Добавляемый для разбавления обьем может потребоваться доливаю в виде
смеси углеводородной основы и воды с тем же оз ношением масло/вода, что и отноше-
ние масло/вода в активной системе бурового расзвора. Чтобы рассчитать требующий-
ся объем смеси, рассчнтайзе плотноеib смеси, а затем рассчитайте новое значение I«.
Рос = Л.(л.)+/-(а)> (3-8)
52
Глава 3
Буровые растворы
где - доля углеводородной основы в смеси;
ру. - плотность углеводородной основы в кг/м3;
fe - доля воды в смеси;
р„ - плотность воды в кг/м3.
Пример: Определите плотность смеси углеводородная основа - вода,
требующийся для уменьшения плотности 16 м3 бурового раствора на синте-
тической углеводородной основе с 1670 кг/м3 до 1430 кг/м3 и поддержания
отношения масло/вода равного 75/25:
Плотность углеводородной основы: 800 кг/м3.
р<к = 0,75-800 + 0,25-1000 = 850 кг!му.
Объем углеводородной основы и воды для снижения плотности бурового
раствора
16 (1670-1430)
Г =----= 6,62 л/3.
1430-850
Таким образом, потребуется 6,62 0,75 = 4,96 м углеводородной основы,
смешанной с 6,62 0,25 = 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
(3.9)
где: И* = конечный объем в м3;
рк = конечная плотность, кг/м3;
Vt = объем жидкости 1, м ;
pt = плотность жидкости 1, кг/м3;
V2 - объем жидкости 2 в м ;
р2 = 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-х
68900-65900 г
х =------------= 8,36 м ,
359
х = 8,36 м3 бурового раствора плотностью 1677 кг/м3;
50 - 8,36 =41,64 м3 бурового раствора плотностью 1318 кг/м3 грсбусгся
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 вме-
сте следующие два буровых раствора:
Дано: 60.0 м3 бурового раствора плотностью 1210 кг/м3 и 50,0 м3 бурово-
го раствора плотностью 1670 кг/м3.
(б0 + 50)-р, = 60-1210 + 50-1670
72600 + 83500
= 1419 кг!м*.
3.3. РАСЧЕТЫ ДЛЯ РАСТВОР/Ч НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ
Рассчитайте начальный объем жидкости (углеводородная основа плюс
вода), требующийся для приготовления желаемого конечного объема бурово-
го раствора.
54
Глава 3
Буровые растворы
Пример: Приготовить 16 м3 бурового раствора плотностью 1900 кг/м3 и
отношением масло/вода 75/25, используя углеводородную основу плотно-
стью 800 кг/м3 и пресную воду (без добавления соли):
Рассчитайте удельный вес смеси углеводородная основа - вода из урав-
нения:
А— = (1"^)a.+-vA
= (1-0,25)-800 + 0,25-1000 = 851 кг/м'-
Рассчитайте начальный объем, используя уравнение:
И_= 420°-^ 16,0
с 4200 -р„
К
4200 ~1900 16,0 = 10,82 л/3.
4200-800
= 10,82 м3 смеси углеводородная основа - вода с отношением
масло/вода. равным 75/25.
Рассчитайте объем утяжелителя в м :
V = V -V
утяж к и.см
где: объем утяжелителя в м\
Рассчитайте количество утяжелителя в кг, требующееся для 16 м3 бурово-
го раствора:
^утялс 1>пыж Рутхж '
Продолжите пример:
= 16,0 - 10,82 = 5,18 м утяжелителя.
55
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Сутяж = 5,25- 4200 = 22050 кг барита.
Отношение масло/вода по ретортным данным
Получите процент но 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,. =7-^—-100,(3.10)
где: у - 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:
В„„ =—-------100,(3.11)
У..+В., ' '
Пример: Рассчитайте отношение масло/вода (м/в) бурового раствора, ко-
торый имеет следующие данные:
Содержание углеводородной основы по объему 51%;
Содержание воды по объему 17%;
Содержание твердой фазы по объему 32%.
Ви1й = —-—100 = 25
51 + 17
56
Глава 3
Буровые растворы
Отношение масло/вода (м/в) равно 75/25.
Изменение отношения масло/вода.
ПРИМЕЧАНИЕ: Ес.ш отношение масло/вода нужно увеличить, добавьте масла
(углеводородной основы): если его нужно уменьшить, добавьте воды.
Чюбы увеличить содержание масла (углеводородной основы) в отношении мас-
ло/вода, текущее содержание воды будет изменено на новый объемный процент в от-
ношении масло/вода: И7 г/ _ <я1< "“У' и/ мол.в
где: = новый объем смеси углеводородная основа - вода в м при
поддержании постоянного значения содержания воды = старое содер-
жание воды, м бурового раствора = новое содержание воды в % (долях
единицы).
Количество углеводородной основы (масла), которое требуется добавить,
рассчитывается следующим образом:
I/ = К -Г
r <k>6 г алл г О
где: - объем воды, который должен быть добавлен, в м\
V„ - старый объем смеси углеводородная основа - вода в м3.
Чтобы увеличить содержание воды в отношении масло-вода, текущее со-
держание масла должно быть заменено на новый объем:
W
Г/ _ ст.уг
""У' ~ ~Н~'
где: И,иж,.г - новый объем смеси углеводородная основа - вода при под-
держании постоянного значения содержания углеводородной основы:
старое содержание углеводородной основы (масла) в м3 бурового
раствора;
- новое содержание углеводородной основы (масла) в % (долях еди-
ницы).
57
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Количество воды, которое требуется добавить, рассчитывается следую-
щим образом:
W =V -V
в мов.уг о
где: И', = объем воды, который требуется добавить, в м3
Пример 1: Увеличьте отношение масло/вода с 75/25 до 80/20:
Дано: Содержание углеводородной основы (масла) но объему 51% Со-
держание воды по объему 17% Содержание твердой фракции по объему 32%
Отношение масло/вода 75/25.
В 16 м этого бурового раствора имеются 10,88 м жидкости (масло плюс
вода). Чтобы увеличить отношение масло/вода, добавьте масла. Суммарный
объем жидкости увеличится на добавленный объем масла, но объем воды нс
изменится. 2,7 м3 волы теперь представляют собой 25% старого объема жид-
кости, но теперь они представляют собой всего 20% нового объема жидкости.
= 13.5 м нового объема жидкости после добавления углеводородной
основы к 16 м3 объема бурового раствора.
К,... = 13,5 - 10,88 = 2,62 м углеводородной основы, которые нужно доба-
вить 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 м жидкости в 16 м этого бурово-
го раствора. В этом случае, однако, будет добавляться вода, а объем масла
будет оставаться постоянным. 8,1 м3 масла (углеводородной основы) пред-
ставляют собой 75% исходного объема жидкости и 70% конечного объема:
= — = ll,6.w’.
WNI AMf
И', = 11,6 - 10,8 = 0,8 м воды добавляется к 16 м 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 анали-
зом твердой фазы.
ПРИМЕЧАНИЕ: Шаги 1-4 выполняются для буровых растворов с высоким со-
держанием соли. Для буровых pact воров с низким содержанием хлоридов начинайте с
lllai а 5.
Шаг 1
Рассчитайте объем соленой воды в процентах (%):
И'ст,„=((5,8810‘вС/и + |))ил%, (3.12)
где iVca,.e - объем соленой воды в процентах (%);
С1 - содержание хлоридов, измеренное на фильтрате, в частях на миллион
(ppm);
- объем воды в буровом растворе по реторте в %.
Шаг 2
Рассчитайте объем взвешенной твердой фазы в процентах (%):
ИС = ЮО-У. -W. (3.13)
где: - объем твердой фазы, находящейся во взвеси, %;
У% - содержание углеводородной основы (масла), %.
ШагЗ
Рассчитайте среднюю плотность (pmla) соленой воды:
Am,=[(l.W10^)C/w’]+l, (3.14)
где ра>1 л - средняя плотность соленой воды, г/см3
59
Глава 3
Буровые растворы
3.4. АНАЛИЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ
В данном разделе рассматриваются основы расчетов, связанных с анали-
зом твердой фазы.
ПРИМЕЧАНИЕ: Шаги 1-4 выполняются для буровых растворов с высоким со-
держанием соли. Для буровых pact воров с низким содержанием хлоридов начинайте с
lllai а 5.
Шаг 1
Рассчитайте объем соленой воды в процентах (%):
И'ст,„=((5,8810‘вС/и + |))ил%, (3.12)
где iVca,.e - объем соленой воды в процентах (%);
С1 - содержание хлоридов, измеренное на фильтрате, в частях на миллион
(ppm);
- объем воды в буровом растворе по реторте в %.
Шаг 2
Рассчитайте объем взвешенной твердой фазы в процентах (%):
ИС = ЮО-У. -W. (3.13)
где: - объем твердой фазы, находящейся во взвеси, %;
У% - содержание углеводородной основы (масла), %.
ШагЗ
Рассчитайте среднюю плотность (pmla) соленой воды:
Am,=[(l.W10^)C/w’]+l, (3.14)
где ра>1 л - 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:
Ртл.ф уу * \ /
где ртвф - средняя плотность твердой фазы, находящейся во взвеси в
буровом растворе, в г/см3;
У% объем углеводородной основы (масла) в буровом растворе в %;
рмм - плотность углеводородной основы, используемой в буровом рас-
творе (0,84 г/см3 для дизтоплива; 0,80 для базового масла на основе изомери-
зованных олефинов (10)).
Ша1 5
Рассчитайте среднюю плотность твердой фазы без соли в водной фазе:
^'Рб.р-^..’Рв-У%-Риас
р^ф=----------—> (3-16)
тиф
где Ртя.ф - средняя плотность твердой фазы без соли в водной фазе в
г/см3.
Шаг 6
Рассчитайте объем твердой фазы низкой плотности (И^ф^л,) в процен-
тах (%):
т».ф (Рутяж Рт*.ф) /_ .
где Утяф - объем твердой фазы низкой плотности в %;
Рутяж - ПЛОТНОСТЬ уТЯЖСЛИТСЛЯ, г/см\
Шаг 7
Рассчитайте объем твердой фазы низкой плотности в кг/м :
60
Глава 3
Буровые растворы
,я, =25,93 К .. (3.18)
где - количество твердой фазы низкой плотности , кг/м3.
Шаг 8
Рассчитайте объем утяжелителя в процентах (%)
^=^„-^..„,.,(3.19)
где - объем твердой фазы высокой плотности - утяжелителя в %.
Шаг 9
Рассчитайте количество твердой фазы высокой плотности - утяжелителя:
_____ =Р™„. (3.20)
где: - количество твердой фазы высокой плотности - утяже-
лителя, кг/м3.
Шаг 10
Рассчитайте количество бентонита (высококачественной твердой фазы
низкой плотности) в буровом растворе:
Если катионообменная емкость (СЕС) глин из выбуренной породы и ис-
пытание метиленовой синыо (МС) бурового раствора известна:
Рассчитайте количество бентонита в буровом растворе в кг/м3:
у
Лент
= 2,85-
61
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где - количество бентонита в буровом растворе, кг/м*;
“ катионообменная емкость (ОЕ) твердой фазы выбуренной породы;
Ммвт~ испытание метиленовой синью (МС) бурового раствора.
Рассчитайте объем бентонита в буровом растворе в процентах (%):
у
в (3 22)
’ 25,94 v ’
где - количество бентонита в буровом растворе в %.
Если катионообменная емкость (ОЕ) глин из выбуренной породы не из-
вестна:
Рассчитайте объем бентонита в процентах (%):
Л/ -W
$ ___ МВТ /пя.ф.мт ги 23^
Рассчитайте количество бентонита в буровом растворе в кг/м3:
В . = 25,94-(3.24).
Ша1 11
Рассчитайте объем бурового шлама (твердой фазы из выбуренных пород)
в процснтах(%):
(3.25)
где ^шми - объем бурового шлама в %.
Шаг 12
Рассчитайте количество бурового шлама в буровом растворе в кг/м3:
62
Глава 3
Буровые растворы
25.944Г „„,(3.26)
Пример: Плотность раствора - 1917 кг/м3.
Содержание хлоридов - 73 000 частей на миллион.
Испытание метиленовой синью (МВТ) бурового раствора 85,5кг/м3.
Катионообменная емкость (ОЕ) глин - 19,95 кг/м .
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 %:
в = ((5,88 • 10 х (73000)1,2 +1)) • 57 = 59,3%.
Шаг 2
Рассчитайте объем твердой фазы, находящейся во взвеси в буровом рас-
творе, в %:
=100-7,5-59,3 = 33,2%.
Шаг 3
Рассчитайте среднюю плотность () соленой воды:
Рса.л =[(к94-10^)(7300)°-95] + 1 = 1,0809 г/си3.
Шаг 4
Рассчитайте среднюю плотность твердой фазы, находящейся во взвеси в
буровом растворе:
63
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
0,1-1917-59,31.0809-7,5-0,84 , zz , 3
Рт..Ф =-----------—---------------= 3,66г/ан .
33,2
Шаг 5
Поскольку используется высокое содержание хлоридов. Шаг 5 пропуска-
ется.
Шаг 6
Рассчитайте объем твердой фазы низкой плотности (Wmil_ф_ни}Л,) в процен-
тах (%):
33,2 (4,2-3,66)
=------Чт--------- = 11,2 %.
1,6
Шаг 7
Рассчитайте количество твердой фазы низкой плотности в кг/м :
= 25,93 • 11,2 = 290,4 кг / л/.
иМ.уЛлы J.Л I
Шаг 8
Рассчитайте объем утяжелителя в процентах (%):
^^=33,2-11,2 = 22,0%
Шаг 9
Рассчитайте количество твердой фазы высокой плотности (утяжелителя) в
кг (кг/м ):
У
= 10-22-4,2 = 924 кг!м\
Шаг 10
Рассчитайте количество бентонита в буровом растворе в кг/м3:
64
Глава 3
Буровые растворы
0.35 19,95
65
0,3519,95
(85,5 - 64.5)---—-----
11,2 = 80,9 кг/jw3.
Шаг 11
Рассчитайте объем бентонита в буровом растворе в процентах (%):
л 25,94
= 3,12.
Шаг 12
Рассчитайте объем бурового шлама в процентах (%):
= 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:
= 25,94-8,1 = 210,1
м
3.5. ДОЛИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ, ОБРАБО-
ТАННЫЕ БАРИТОМ)
Рассчитайте максимальную рекомендованную долю твердой фазы в про-
центах (%) исходя из плотности раствора:
^=0,0243 ^.,-14,17, (3.27)
где - максимальное рекомендованное содержание твердой фрак-
ции в % по объему;
рА.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 () в процентах (%) исходя из плотности бурового рас-
твора
И' . = |В -200,(3.28)
100 1^1000 JJJ ' ’
где максимальная рекомендованная доля твердой фазы низ-
кой плотности, % по объему.
Пример: Рассчитайте максимальное рекомендованное содержание твер-
дой фазы (И,,.*,ф ) и содержание твердой фазы низкой плотности ( ^тя.ф.ии1.а,) в
процентах (%) в растворе на водной основе плотностью 1677 кг/м3
W . = 0,02431677-14,17 = 26,6.
^т^.ф = 26,7% максимальное рекомендованное содержание твердой фазы
в буровом растворе
И’ =
ям ф KUt.ni
•200 = 10,89%.
^'тп.ф.пю.п, = 10,89 % - максимальное рекомендованное содержание твер-
дой 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 ма-
териального баланса компонентов бурового раствора, и рассчитывается по
формуле:
66
Глава 3
Буровые растворы
_100(р„-^) + С.(^-Л)-Сс(д-р„)
рт-р.
где Сот - объемная концентрация твердой фазы, %;
Сн - объемная концентрация нефти, %;
Сс - объемная концентрация соли, %;
рот - плотность твердой фазы, г/см3;
рр - плотность раствора, г/см3;
р„Ф - плотность водной фазы, г/см ;
рн - плотность нефти, г/см3;
рс - плотность соли, г/см3;
р„ - плотность воды,г/см3.
При плотности твердой фазы, равной плотности воды р^, = р„= 1,0 г/см3,
плотности нефти рн - 0,8 г/см3, плотности соли рс = 2,85 г/см (Nel):
Ю0(р„-1) + С,0,2-Сс1,85
Перевод объемной концентрации твердой фазы в массовую концентра-
цию производится но формуле:
Г
= с,я ,(3.30)
Рр
где Гот - массовая концентрация твердой фазы в буровом растворе, %.
Для растворов содержащих только воду и глину, формула значительно
упрощаются (рот = Д
юо(/>,-1)
Л,-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 жид-
кой фазы из заданного объема бурового раствора, конденсации паров и изме-
рении 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 -
500°С вплоть до окончания выпадения капель конденсата в измерительный
цилиндр. Полученные конденсатные объемы воды и нефти считываются с
точностью до 0,1 см . Твердый остаток после охлаждения взвешивается.
Порядок расчетов
1. Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:
р=^,(3.31)
где Рр - плотность раствора, г/см3;
q\ - масса испарителя без пробы, г;
qi - масса испарителя с пробой, г;
10 - вместимость камеры испарителя, см3.
2. Плотность твердой фазы рассчитывается по формуле:
Р.=^,(3.32)
где рт - плотность твердой фазы, г/см ;
q\ - масса испарителя без пробы, г;
q\ - масса испарителя с твердым остатком, г;
Vm - объем твердой фазы, см3.
3. Объем твердой фазы рассчитывается по формуле:
68
Глава 3
Буровые растворы
Ия=10-Г,-К.-Г„(3.33)
где Vm - объем твердой фазы, см3;
10 - вместимость камеры испарителя, см3;
- объем воды в измерительном цилиндре, см3;
VM - объем нефти в измерительном цилиндре, см3;
Vc - объем соли в навеске раствора, см’.
4. Объем соли в навеске раствора рассчитывается по формуле:
К=—, (3.34)
с 10 v 7
где - объем соли, см3;
10 - вместимость камеры испарителя, см ;
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:
А. =^.(3-35)
где р„ - плотность твердой фазы, г/см3;
qm - масса твердой фазы, г;
Vm - объем твердой фазы, см3.
7. Масса твердой фазы рассчитывается по формуле:
<7.=Юрр-И1,0-Г.0,8-Гг.2,85,(З.Зб)
где qm - масса твердой фазы, г;
Рр - плотность раствора, г/см’;
К, - объем воды в измерительном цилиндре, см3;
69
Глава 3
Буровые растворы
Ия=10-Г,-К.-Г„(3.33)
где Vm - объем твердой фазы, см3;
10 - вместимость камеры испарителя, см3;
- объем воды в измерительном цилиндре, см3;
VM - объем нефти в измерительном цилиндре, см3;
Vc - объем соли в навеске раствора, см’.
4. Объем соли в навеске раствора рассчитывается по формуле:
К=—, (3.34)
с 10 v 7
где - объем соли, см3;
10 - вместимость камеры испарителя, см ;
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:
А. =^.(3-35)
где р„ - плотность твердой фазы, г/см3;
qm - масса твердой фазы, г;
Vm - объем твердой фазы, см3.
7. Масса твердой фазы рассчитывается по формуле:
<7.=Юрр-И1,0-Г.0,8-Гг.2,85,(З.Зб)
где qm - масса твердой фазы, г;
Рр - плотность раствора, г/см’;
К, - объем воды в измерительном цилиндре, см3;
69
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
V,, - объем нефти в измерительном цилиндре, см’;
Vc - объем соли в навеске раствора, см’;
0,8 - плотность нефти, г/см3;
2,85 - плотность соли, г/см’.
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:
С =—7^----------(337)
р"\ру-р')
где Су - объемная концентрация утяжелителя в растворе, %;
ру- плотность утяжелителя, г/см’;
рт - плотность твердой фазы, г/см3;
рг, - плотность глины, г/см’ (если неизвестна, то принимают 2,6 г/см’);
Ст - концентрация твердой фазы, %.
11. Объемная концентрация глины в растворе рассчитывается по форму-
ле:
c, = c„-cv,
где С.., - объемная концентрация глины, %;
Cn - объемная концентрация твердой фазы, %;
Су - объемная концентрация утяжелителя в растворе, %.
Пример: Плотность раствора - 1,95 г/см’ (или масса навески 19,5 г),
плотность фильтрата 1,06 г/см , в измерительном цилиндре находилось 1,7
см' нефти и 4,9 см’ воды.
Определить концентрацию твердой фазы и ее компонентов (барита и гли-
ны) в растворе.
1. Объем соли в растворе при рс = 1,06 г/см согласно табл. I Сс = 3,24%:
70
Глава 3
Буровые растворы
т 74
V = — = 0,324 си’.
' 10
2. Объем твердой фазы:
=10-4,9-1,7-0,324 = 3,076cv’.
3. Масса твердой фазы:
qn = 10-1,95-4,9-1,7 0,80-0,324-2,85 = 11,39г.
4. Плотность твердой фазы:
А,
11,39
3,076
= 3,7 г/си’.
5. Объемная концентрация твердой фазы:
100 (1,95-1) +1,7-0,2-3,24 (2,85-1)
=-----= 33,09%
3,7-1
6. Объемная концентрация барита в растворе:
4,2(3,7-2,6)33,09
3,7(4,2-2,6)
= 25,82%
Объемная концентрация глины в растворе:
С.г =33,09-25,82 = 7,27%.
71
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Таблица 3.1
Концешрания Л'дС/в расiворах раинчной плот пост (при 20*С)
Г1ЛО1 НОС 1 ъ. г/смг Кок пен । рання NaCI, % Плотность, г/см' Копнен грация NaCI, %
массовая объемная массовая объемная
1,01 1,97 0,70 1.12 16.51 6,49
1,04 5,93 2,16 1,15 20.09 8,11
1,06 8.72 3,24 1,18 23.50 9.73
1,09 12,72 4,86 1,20 25,68 10,81
3.8. РАЗБАВЛЕНИЕ СИСТЕМЫ БУРОВОГО РАСТВОРА
Рассчитайте объем разбавления в кубометрах, требующийся для умень-
шения содержания твердой фазы в системе бурового раствора:
г . I и/ -W
.. б.р \ ноч те.ф.низ .пл
, (3.38)
( ^тл^фмитм
гДе ~ объем разбавления жидкостью-основой или буровым раствором
в м3.
^^.фмизп, - содержание твердой фазы низкой плотности из бентонита
или химреагентов, добавленных к буровому раствору, в %.
Пример: Рассчитайте объем разбавления пресной водой, требующийся
для изменения содержания твердой фазы низкой плотности с 6% до 4% в 100
м3 бурового раствора.
_ 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 раство-
ром, требующийся для изменения содержания твердой фазы низкой плотно-
сти (LGS) с 6% до 4% в 100 м3 бурового раствора:
72
Глава 3
Буровые растворы
100(6-4 ,
И =---------- = 100 .и3
(4-2)
Замена - требуемое количество куб. м бурового раствора или бентонито-
вого раствора
у. . Iiy _w
б.р \ нач ии,ф.ни1Л1
выгружен
где: У^-румен- объем бурового раствора в кубических метрах, который
должен быть выгружен или выброшен, и жидкости-основы или бентонитово-
го раствора, который должен быть добавлен, чтобы сохранить постоянный
объем циркуляционной системы.
Пример: Рассчитайте объем, который должен быть выгружен или вы-
брошен. чтобы изменить содержание твердой фазы низкой плотности с 6% до
4% и сохранить объем системы бурового раствора равным 100 м3:
(6-0)
Нужно выгрузить 33,3 м3 первоначального бурового раствора, чтобы из-
менить содержание твердой фазы с 6% до 4%, и сохранить объем в циркуля-
ционной системе равны 100 м .
3.9. ОЦЕНКА ГИДРОЦИКЛОНОВ
1. Рассчитайте массу твердой фазы (для нс утяжеленного раствора) и объ-
ем воды, удаляемые одним конусом гидроциклона (псскоотделитслсм или
илоотделителем) при работе с буровым раствором на водной основе:
А -1000 ,
A/W(ta, = —----------. (3.39)
1600 ' ’
73
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где - объемная доля твердой фазы, выброшенной в отходы гид-
роциклоном (доли единицы).
2. Рассчитайте массовый расход твердой фазы в кг/час:
(V А
а^=9352-ЛсЦ-^,(3.4°)
где - массовый расход твердой фазы, выброшенной одним кону-
сом гидроциклона в кг/час.
УШ1 ~ объем собранного шлама, л.
/ - время, требующееся для отбора пробы шлама, в секундах.
3. Рассчитайте объем жидкости, выбрасываемой одним конусом гидро-
циклона, в л/час:
(V А
K,=3600-(l-M^).|^L(3.41)
где Уж - объем жидкости, выпускаемый одним конусом гидроциклона,
л/час.
Пример: Рассчитайте оценку работы одного конуса гидроциклона, ис-
пользуя следующие данные:
Средняя плотность собранного образца шлама 19)7 кг/м'.
Время отбора пробы 45 с.
Масса отобранной пробы шлама 1,892 г.
а) Рассчитайте объемную долю выбрасываемой твердой фазы:
=1’^22 = 0,573.
1600
б) Рассчитайте массовый расход выбрасываемой твердой фазы:
74
Глава 3
Буровые растворы
О . =9352 0.573|-^^ ] = 225,3кг/час.
ф у 45 у
с) Рассчитайте объемный расход жидкости, выбрасываемой одним кону-
сом:
Г =3600 (1-0,573)1 | = 64,6д/час.
I 45 )
3.10. ОЦЕНКА РАБОТЫ ЦЕНТРИФУГИ
Оцените нижний слив центрифуги
Рассчитайте объемный расход бурового раствора на нижнем сливе цен-
трифуги в л/мин:
(Pe.p ’(Ах» Рж./»*;)] (у л^\
= ----------------—----------------------- ’ (3-42)
Рн.сл Рпся
где QHl Jue - объемный расход на нижнем сливе, л/мин;
Q„ - объемный расход бурового раствора, подаваемого на центрифугу,
л/мин;
А р - плотность бурового раствора подаваемого на центрифугу ,кг/м3;
- объем расход разбавления, л/мин;
Рж.ра*- плотность жидкости разбавления, кг/м3;
Рна ~ плотность бурового раствора на нижнем сливе, кг/м3;
р - плотность бурового раствора на верхнем сливе, кг/м3.
Рассчитайте долю старого бурового раствора в нижнем сливе в процентах (%):
,(3.43)
75
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где - объемная доля бурового раствора в нижнем сливе в %;
- объем бурового раствора подаваемый на центрифугу, л/мин.
Рассчитайте массовый расход глины (твердой фазы низкой плотности),
поступающей в емкость затворения, кг/мин:
Ятн.ф.ншш
1000
,(3.44)
где 2., - количество глины в нижнем сливе центрифуги в кг/мин.
Рассчитайте массовый расход добавок в нижнем сливе, поступающих в
емкость затворения, кг/мин:
Ям .нижа
_ ' (Яцем Qh cw ’ ^М.р ) / 3 Д5 \
758 Л '
где Ям.ниж.сл ~ количество добавок к буровому раствору в нижнем сли-
ве, поступающих в емкость затворения, в кг/м5;
А - содержание добавок в кг/м5.
Рассчитайте расход жидкости-основы, поступающей в емкость затворе-
ния, в л/мин:
Чцен I Рутяж ~Рб.р Ру •тяж -Рн .слив
.нижх.1) Z .
=--------------------------7-----------------------’ '3'46'
Рутяж Рж
где 0жи<).(кМ~ объемный расход жидкости-основы, поступающей в ем-
кость затворения, л/ мин.
Рассчитайте массовый расход утяжелителя (барита), поступающего в ем-
кость затворения, в кг/мин:
76
Глава 3
Буровые растворы
Q =(Q -Q , -Q —).3 5 (3 46)
г^утяж '«£*» *~-жшУосн я~нхмв । Q^6 ] 026 ' * ’ \ /
где &жжм - количество утяжелителя, поступающего в емкость затворе-
ния, 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/м .
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/м’.
Плотность бурового раствора на верхнем сливе =1114 кг/м’.
Содержание глины в буровом растворе = 64.1 кг/м .
Содержание добавок в буровом растворе =17,1 кг/м’.
Рассчитайте объемный расход бурового раствора на нижнем сливе в
л/мин:
Гб2,45 (1941 -1114)"|-Г39,7-(1114-1000)1
= -----------------— ----------------- = 27,9 л / мин .
нств 2803-1114
Рассчитайте долю старого бурового раствора в потоке нижнего слива в
процентах (%):
4200-2803
г f 39 7 А
4200 -1941 + 1 • (4200 -1000)1
= 0,325.
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:
64,1(62,45-0,325-27,9)
g, =------—--------------— = 3,42 кг / мин .
Рассчитайте массовый расход добавок в потоке нижнего слива, поступа-
ющем в емкость для затворения, в кг/мин:
17,1(62,45-27,9-0,325)
=-----------—-----—-----= 1-20 кг/мин .
Рассчитайте расход жидкости-основы, поступающей в емкость затворе-
ния, в л/мин:
64,1 (4200-1941)-27.9 (4200-2803)-613-(3,41 +0,91)
£*•"”** “ 4200-1000
= 32,24л/лш«
Рассчитайте массовый расход утяжелителя (барита), поступающего в ем-
кость затворения, в кг/м* * 3:
з 41 о 91 А
62,45-27,9-30,9-—--------— -3,5 = 7,29 кг!л/3.
1,026 1,026 J
Оценка суммарной очистной способности центрифуги.
Рассчитайте очистную способность:
( Рб.р Рн.сл ) ’ ( Р"*.ф Рж\ / - . _ X
= 7------------П-----------V’ (3-47'
(Рдм.ф Рб.р)\Рл.р Рж)
где (р - очистная способность центрифуги, ед.изм.;
78
Глава 3
Буровые растворы
рЛр - плотность бурового раствора, подаваемая на центрифугу;
рнс,- плотность бурового раствора на нижнем сливе;
- плотность твердой фазы;
рж - плотность жидкой фазы бурового раствора.
Пример: Рассчитайте очистную способность центрифуги по следующим
данным:
Плотность бурового раствора, поступающего в центрифугу = 1941 кг/м'.
Плотность бурового раствора на верхнем сливе =1114 кг/м’.
Плотность твердой фазы = 3000 кг/м3.
Плотность жидкой фазы бурового раствора = 1002 кг/м’.
Решение.
(1941-1114)(3000-1002)
----------г = 1,66.
(3000-1941)(1941 -1002)
3.11. ОБЪЕМЫ МАТЕРИАЛОВ И ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ПРИГО-
ТОВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (РАСЧЕТЫ
ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И. МИЩЕНКО)
1. Объем раствора Е(, м’, необходимый для заполнения скважины при
разбуривании заданного интервала:
К, =0,785 D;,/rti+0,785.D;„./^.A:1-v(/^+/,J.(3.48)
где D», - внутренний диаметр колонны обсаженной части бурящейся
скважины, м;
Вдол~ диаметр долота, м;
- длина участка обсаженной скважины, м;
“ текущая длина разбуриваемого интервала, м;
кк - коэффициент кавсрнозности;
V-объем одного погонного метра бурильных труб, м’/м.
79
Глава 3
Буровые растворы
рЛр - плотность бурового раствора, подаваемая на центрифугу;
рнс,- плотность бурового раствора на нижнем сливе;
- плотность твердой фазы;
рж - плотность жидкой фазы бурового раствора.
Пример: Рассчитайте очистную способность центрифуги по следующим
данным:
Плотность бурового раствора, поступающего в центрифугу = 1941 кг/м'.
Плотность бурового раствора на верхнем сливе =1114 кг/м’.
Плотность твердой фазы = 3000 кг/м3.
Плотность жидкой фазы бурового раствора = 1002 кг/м’.
Решение.
(1941-1114)(3000-1002)
----------г = 1,66.
(3000-1941)(1941 -1002)
3.11. ОБЪЕМЫ МАТЕРИАЛОВ И ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ПРИГО-
ТОВЛЕНИЯ И ОБРАБОТКИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ (РАСЧЕТЫ
ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И. МИЩЕНКО)
1. Объем раствора Е(, м’, необходимый для заполнения скважины при
разбуривании заданного интервала:
К, =0,785 D;,/rti+0,785.D;„./^.A:1-v(/^+/,J.(3.48)
где D», - внутренний диаметр колонны обсаженной части бурящейся
скважины, м;
Вдол~ диаметр долота, м;
- длина участка обсаженной скважины, м;
“ текущая длина разбуриваемого интервала, м;
кк - коэффициент кавсрнозности;
V-объем одного погонного метра бурильных труб, м’/м.
79
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
2. Объем бурового раствора ¥цх, м\ находящийся в циркуляционной си-
стеме:
^ = «^•(3.49)
где а - коэффициент, обычно принимают равным 1,0 (буровой раствор,
находящийся в приемных емкостях, может незамедлительно быть использо-
ван при поглощениях, газонефтеводопроявлениях и др.).
3. Общий объем бурового раствора у м\ находящийся в циркуляции
при бурении:
^=^+^=(i+«)>(з.5о)
4. Концентрация твердой фазы Ст в единице объема бурового раствора
(для неутяжеленного бурового раствора):
Сп=Рбр~Р“, (3.51)
где Р6 р - плотность бурового раствора:
рж - плотность жидкой фазы;
рп - плотность твердой фазы.
5. Объем выбуренной породы, V„ , м :
r,=0,785 Dl,-/,„;.A( ,(3.52)
6. Минимальный объем наработки промывочной жидкости:
V Р”~Рж ,
" Рй.Р~Рж'
где £ - степень очистки бурового раствора.
=0-*)-
80
Глава 3
Буровые растворы
При разбуривании глинистых пород объем наработки промывочной жид-
кости У„ г ,, м3:
ю-н v '
где - коэффициент коллоидальности разбуриваемых глинистых по-
род (см. ниже таблицу);
У - коэффициент, характеризующий влияние химической обработки на
изменение коэффициента коллоидальности разбуриваемых пород;
Ьк - коэффициент, характеризующий возрастание коллоидальности вы-
буренной породы под воздействием температуры, 1 /°C;
П - пластическая вязкость бурового раствора, спз.
7. Объем щлама, образующегося при работе средств очистки, Уш, м3:
И,--^^-.(3.55)
Р^-Рж
где рии - плотность шлама, получаемого на средствах очистки, кг/м3.
8. Потери бурового раствора вместе со шламом Уппт , м3:
^^.(3.56)
Рп Рб.р
9. Объем избыточного бурового раствора, подлежащий вывозу с буровой:
V^,=Vu~y.^ (3.57)
10. Объем отходов в результате бурения запрограммированного интервала:
81
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
- (3.58)
В таблице 3.2 приведены коэффициенты коллоидальности пород геологи-
ческого разреза Краснодарского края. Этими данными можно воспользовать-
ся при расчетах в регионами с аналогичными геологическими условиями.
Таблица 3.2
Глубина шлаання, м Ci раин рафия ЛИ IO.IOI ИЯ Коэффицнсн1 коллоидальности
0- 1200 Четвертичные. Понт Глина с чередованием песчаников 0.2 - 0,25
1200 2400 Мсотис, Глина с чередованием
Сармат песчаников и мергелей 0,25 - 0,35
2400 - 2900 Караган. Глина с чередованием
2900 - 5000 Чокрак Майкоп верхний Мергелей Глины 0,21 0,30
средний нижний Глины с чередованием аргиллитов, песчаников Глины с чередованием аргиллитов 0,25 - 0,30 0,18-0,20 0.1 -0,14
5000 - 5400 Эоцен ( липа с чередованием песчаников 0,08 - 0.09
5400 6000 Нижний мел Глины с чередованием мергелей, аргиллитов и песчаников 0,06 - 0,08
>6000 Юра Аргиллиты с чередова- нием песчаников 0,04 - 0,05
Пример: Расчет объемов обрабатываемых материалов для следующих
условий:
Кондуктор диаметром 245 мм (Dm = 225 мм) спущен на глубину 360 м.
Долото диаметром 215,9 мм используется при бурении на глубину 2600 м.
под эксплуатационную колонну.
Коэффициент = 1,1.
Объем одного погонного метра бурильной трубы v = 0,0027 м3/м.
Плотность бурового раствора р. =1150 кг/м .
Плотность жидкой фазы р* = 1000 кг/м3.
Плотность твердой фазы р = 2400 кг/м3.
Степень очистки бурового раствора £ = 0,5.
82
Глава 3
Буровые растворы
1. Объем раствора Ис, м\ необходимый для заполнения скважины при
разбуривании заданного интервала:
Г = 0,785 • 0,2252 • 360 + 0,785 • 0,21592 • 2240 • 1,1 - 0.0027 • (360 + 2240) = 97,4 л?
2. Общий объем бурового раствора , м , находящийся в циркуляции
при бурении:
vo6 =(1+1)97,4 = 195 л?.
3. Объем выбуренной породы, И , м3:
Vn = 0,785 • 0,21592 • 2240 • 1,1 = 90,2л/.
4. Концентрация твердой фазы Ст в единице объема бурового раствора
(для неутяжеленного бурового раствора):
1150-1000
2500-1000
5. Минимальный объем наработки промывочной жидкости:
VH = (1-0,5)90,2-
2500-1000
1150-1000
= 451 л/.
6. Объем шлама, образующегося при работе средств очистки, , м3:
Уш, = 0,5-90,2-
2500-1000
1500-1000
136 л/.
83
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
7. Потери бурового раствора вместе со шламом , м :
„ 1500-1150 з
Еяоги =136----------= 43 м .
пот 2500-1150
8. Объем избыточного бурового раствора, подлежащий вывозу с буровой:
Vuj6 =451-195 = 256 л/3.
9. Объем отходов в результате бурения запрограммированного интервала:
= 256+ 136 = 392 л/3.
Аналогичный расчет для разбуривания глинистых пород.
Дополнительные данные.
1. Коэффициент коллоидальности вскрываемых глин К = 0,5.
2. Коэффициент, учитывающий влияние химической обработки у =1.
3. Коэффициент, характеризующий возрастание коллоидальности выбу-
ренной породы под воздействием температуры Ьк = 0.
4. Пластическая вязкость бурового раствора // = 20 спз.
Объем наработки бурового раствора с целью снижения вязкости в про-
цессе бурения:
, . 0,51(1 + 0)1150 ,
Г ., = (1 - 0,5) • 90,2------------= 862 л/3.
v 7 10-М20
3.12. ПРИГОТОВЛЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА (РАСЧЕТЫ
ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И. МИЩЕНКО)
Свойства буровых растворов на водной основе и их регулирование харак-
теризуются относительной активностью глин и глинистых минералов. Пока-
зателем этой активности является коэффициент коллоидальности, который
определяется титрованием глинистой суспензии метиленовой синью МС:
к=*-.
59
(3.59)
84
Глава 3
Буровые растворы
где В - величина адсорбции МС 1 г исследуемых глин, см3;
59 - величина адсорбции МС 1 г коллоидных частиц бентонита, диспер-
гированных в дистиллированной воде, см3.
Таблица 9.3
Коллоидальноеib различных i.imhiiciых минералов
Глнноматсриа.1ы Коэффициент коллоидальное! и Гл и но материалы Коэффициент коллоидальное।и
Черкесский. 1сорт 0.74 Огланлсвский 0.5
То же. 2 сорт 0.61 Монтиген (американ.) 0.84
Саригюхский. 1 сорт 0.78 Гско (американский) 0.86
I о же. 2 сорт 0.59 Бентонит (американ.) 0.76
Шаг 1
Масса глинопорошка Л, кг, для приготовления 1 м3 глинистой суспензии:
-1000К+ , 40 (Ю00К)'+ —-/лт/л- ai |_,00° < Р. ) К
2- 1-1OOOU
I р, 7
,(3.60)
где К - коэффициент коллоидальности;
рг - плотность сухой глины, кг/м3;
// - пластическая вязкость глинистой суспензии, мПа;
- коэффициент: для необработанных суспензий я, = 0.6; для химически
обработанных < 0.5.
Шаг 2
Плотность получаемого раствора, кг/м :
д.,=1000 + Г-
iooo'
Рг ,
85
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
ШагЗ
Выход раствора заданной вязкости, Qp, м3/т:
100 а, /С р,., ,,
Р.. 1»Ч
Пример. Рассчитайте количество глинопорошка, его плотность и выход
раствора для приготовления бурового раствора при условиях:
Коэффициент коллоидальности #= 0,6;
Плотность глинопорошка = 2500 кг/м3;
Пластическая вязкость = 15 мПа.
Шаг 1
Масса глинопорошка Л кг, для приготовления 1 м3 глинистой суспензии:
-1000 0,6 + г — , до / (1000 0,6)+- '///15-2500-1 V 7 0,6 к i-m0,6 2500 > _170
2.(1-1°°По,6 1 2500)
Шаг 2
Плотность получаемого раствора, р6р, кг/м3:
р,=1000+17о | 1-2222 1 = 1102 .
р L 2500)
ШагЗ
Выход раствора заданной вязкости, Qp, м3/т:
100 0,6 0,6 1102
2500 1п\5
= 5,86 л? / т .
86
Глава 3
Буровые растворы
Если бы стояла задача приготовить буровой раствор с вязкостью 8 мПа,
то в этом случае расход глины на 1 м составил 133,7 кг, а плотность приго-
товленного раствора нс превышала 1080 кг/м .
3.13. КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ ПОКА-
ЗАТЕЛЯМИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ИХ КОМПО-
НЕНТНЫМ СОСТАВОМ (РАСЧЕТЫ ПО И.Н. РЕЗНИЧЕНКО И В.И.
МИЩЕНКО)
I. Экспериментально установлена связь между пластической вязкостью
водных суспензий глины и коллоидного компонента твердой фазы раствора:
П = Пое ,(3.61)
где fJo - вязкость воды, мПа;
Ск - объемное содержание в растворе коллоидного компонента твердой
фазы, %;
at = 0,6 для химически необработанных глинистых суспензий, для хими-
чески обработанных растворов Я/< 0,5;
‘ Р\ ~ суммарное содержание в растворе полимерных реагентов,
i
%; Ср| - объемное содержание в растворе i-ro реагента; К/t[ - коэффициент
активности i-ro реагента по метиленовой сини.
На практике / ’Кр\ - Ск , 7о= 1 мПа, о/= 0,5, поэтому можно фор-
i
мулу представить:
rj=e ,00° ,(3.62).
2. Динамическое напряжения сдвига определяют по приближенной фор-
муле:
г = (0,2ч-0,4)-/у,Па, (3.63)
3. Статическое напряжение сдвига через минуту можно определить как:
СЯС, = -,Яа, (3.64)
87
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
4. Показатель фильтрации при 20°С:
50 2,Оси3 z х
Фм= —+-----------,3.65
г мин
5. Вязкость по воронке (приближенно):
Г=г + 15, с, (3.66).
Пример: Рассчитайте параметры бурового раствора плотностью р6р =
1100 кт/см , по результату замера метиленовой синью объемное содержание
коллоидного компонента твердой фазы составляет Сд = 3,1%.
1. Пластическая вязкость бурового раствора:
3.1-1100
q -е 1000 = 30,3 мПа • с .
2. Динамическое напряжение сдвига:
г =(0,24-0,4) 30,3 = 6,06-7-12,2/7а .
3. Статическое напряжение сдвига через минуту:
СЯС, =6,064-12,2/3 = 2,02 44,1 Ла.
4. Показатель фильтрации при 20°С:
Ф,(1 = 50 + 2 = 3,65 см3 / мин.
" 30,3
5. Условная вязкость по воронке (приближенно):
Г =30,3 + 15% 45с
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 ТЕ-
ЧЕНИЯ
4.1.1. Расход вязком жидкости в трубах круглого сечения при ла-
минарном потоке (формула Гаг сна - Пуазейля):
x-dA -р
128///’
(4.1)
где Q - расход жидкости, м/с;
d - диаметр трубы, м;
р - давление (напор), создаваемое насосом или уклоном (разностью вы-
сот), Па;
Z - длина колонны труб, м;
р - вязкость жидкости. Па с.
Пример: Определите каков будет расход при перепаде р = 0,1 МПа в тру-
бопроводе диаметром 0,1 м длиною 1000 м при прокачке жидкости вязко-
стью 10-1 О*3 Па с.
Решение:
л- 0,14 >0,1 • 10h
12810001010 ’
= 0,0245л?/с = 2,45 л/с.
89
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Глава 4.
ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ
«БУРОВОЙ ГИДРАВЛИКИ»
4.1. УРАВНЕНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА В ТРУБАХ
(НЬЮТОНОВСКИЕ ЖИДКОСТИ). ЛАМИНАРНЫЙ РЕЖИМ ТЕ-
ЧЕНИЯ
4.1.1. Расход вязком жидкости в трубах круглого сечения при ла-
минарном потоке (формула Гаг сна - Пуазейля):
x-dA -р
128///’
(4.1)
где Q - расход жидкости, м/с;
d - диаметр трубы, м;
р - давление (напор), создаваемое насосом или уклоном (разностью вы-
сот), Па;
Z - длина колонны труб, м;
р - вязкость жидкости. Па с.
Пример: Определите каков будет расход при перепаде р = 0,1 МПа в тру-
бопроводе диаметром 0,1 м длиною 1000 м при прокачке жидкости вязко-
стью 10-1 О*3 Па с.
Решение:
л- 0,14 >0,1 • 10h
12810001010 ’
= 0,0245л?/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, ламинар-
ный ноток (формула Буссннеска):
где Ь и а - соответственно, радиусы внутренней большой трубы и наруж-
ный малой внутренней трубы.
Пример: Определите каков будет расход при перепаде р = 0,1 МПа в тру-
бопроводе 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"' Па с.
Решение:
л-0,1 IO6
81010"’ 1000
(0, Об2 -0.042)
0.064 - 0,044 + ---- ’
, 0,06
Ln-----
0,04
= О, 0796 л? !с.
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 те-
чения (уравнение полученное Е. Букингемом в 1921г.):
где
0=
я-г* • р
j 4-Ро J Гя Y
Зр 3 ( р )
,(4.3)
90
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Поскольку р > ро. то третьим членом в скобках обычно пренебрегают.
Тогда
8 77 /
где
г - радиус трубы, м;
;/ - пластическая вязкость. Па-с;
/ - длина колонны труб, м;
р - давление (напор), создаваемое насосом или уклоном (разностью вы-
сот), Па;
То - динамическое напряжение сдвига, Па.
Пример: Определите каков будет расход при перепадер = 0,6 МПа в тру-
бопроводе диаметром 0,1 м длиною 1000 м при прокачке жидкости вязко-
стью 10-10'5 Па-с и динамическим напряжением сдвига 8.0 Па.
4.2.2. Уравнения для определения гидравлических потерь в коль-
цевом пространстве вязко-пластичной жидкости (решение М.П. Во-
ларовича и А.М. Гуткина):
4 я ah* р
i'll
2.л.+1.£»
I __ |
< 2Р 2д’
• (4-5)
При условии h = - (b-a)<a
»1
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Пример: Каков будет расход бурового раствора, имеющий реологические
свойства rj = Ю-103 МПа и т = 8,0 Па при напоре р= 1.0 МПа =10-106 Па по
кольцевому пространству, у которого внутренний радиус наружной трубы h
= 0,1 м. радиус внутренней трубы а = 0,08 м.
Решение:
Шаг 1
lllai 2
ШагЗ
4д--0,08-(0,01) • 1,0-106
3-10-10 '-1000
3 0,8 | 0,8
2 ’ 1,0 + 2 (to)3
= 0.0067л? /с.
4. 3. КРИТЕРИИ ПЕРЕХОДА
Величина гидравлических сопротивлений во многом зависит от перерас-
пределения скоростей, возникающего в потоке при смене режимов. Впервые
формулу для определения нижней критической скорости ГА/, предложил Рей-
нольдс:
(4-6)
92
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Момент перехода ламинарного режима в турбулентный (и обратно) весь-
ма наглядно может характеризоваться некоторым соответственным числен-
ным значением параметром (критерием) Re. Экспериментальная проверка
формулы критической скорости показала, что для воды (ньютоновских жид-
костей) численное значение его равно 2320.
Для характеристики вязкопластических жидкостей обычный параметр
Рейнольдса не достаточен, т.к. он не учитывает пластические свойства. По-
этому Р.И. Шищенко было предложено определять обобщённый параметр
Рейнольдса:
Re = f(Re,B)
Re-^
Число Шищенко, отражающее отношение сил инерции к силам пластич-
ности:
Параметр Ильюшина:
Re _ г0 • d
Обобщенный параметр Рейнольдса (Бингамовская модель):
,(4.7)
93
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Обобщенный параметр Рейнольдса (степенная модель):
Re=*-
К
п
6л+ 2
p d" V2" ,(4.8)
Величина числа Рейнольдса имеет большой диапазон изменения с точки
зрения определения перехода с одного режима на другой. Таким критерием
может быть число Хедрстема:
Re,p = 2100 + 7,3 Не0” , (4.9)
Число Хедрстема:
Яе = £^2£(4 10)
Для определения указанных величин для кольцевого сечения вместо d
надо использовать D - d.
Число Архимеда используют при определении скорости витания (погру-
жения твердых частиц в потоке:
2
Ar = d'g-^,(4.11)
Для вязкой жидкости критическое число Архимеда:
Яг =1080.
ч>
Для вязкопластичной жидкости:
Лгч, = 18(Яе„+Яе/3).
94
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Обозначения:
Re - число Рейнольдса, б/р;
ре* - обобщенное число Рейнольдса, б/р;
В - Число Ши щен ко, б/р;
И - параметр Ильюшина, б/р;
Не - число Хедрстема, б/р;
Аг - число Архимеда, б/р;
И - скорость потока, м/с;
D, d - диаметр трубы, м;
р - плотность жидкости, кг/м ;
р. I] - вязкость. Пас;
п, К - параметры степенной модели.
4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ТРУБАХ И ТРУБАХ
КОЛЬЦЕВОГО СЕЧЕНИЯ. НЬЮТОНОВСКАЯ ЖИДКОСТЬ
4.4.1. Потери давления в трубе круглою сечения в ламинарном
потоке (Re < 2300) ньютоновской (вязкой жидкости):
др=32 /> ^, 2.
Или через коэффициент гидравлических сопротивлений:
лр=л (413)
Коэффициент гидравлических сопротивлений:
2=—, (4.14)
Re V 7
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
2-0
Число Рейнольдса для потока вязкой жидкости в трубе:
Re = <tZc5«d£> (4.16)
Р
Средняя скорость потока в трубе:
(4.17)
л ’ &вн
Для гладких труб коэффициент гидравлических сопротивлений при тур-
булентном режиме течения:
, °’3164 /л «ох
( 18)
В формулах (4.12) - (4.17):
ДР- гидравлические потери, Па;
//-динамическая вязкость, Па с;
VT - средняя скорость в трубе, м/с;
L - длина труб, м;
Dm - внутренний диаметр трубы, м;
р - плотность жидкости, кг/м3;
Re - число Рейнольдса, б/в;
Л - коэффициент гидравлических сопротивлений, б/в;
О - 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 жидко-
сти 10 10 ' Пас, плотность 980 кг/м3, подача насоса 4 10’’ м/с.
Решение:
1. Найдем среднюю скорость потока в трубе (ф.4.17):
4 41O’J ,,, ,
V =-----------г = 1.31 м/с
3,14 0,062-
96
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
2. Определим число Re (ф. 4.16):
Rc= 1?1.0.062.980 = 7959
10-10*'
3. Коэффициент гидравлических сопротивлений (ф. 4.18):
4. Потери давления в колонне насосно-компрессорных труб (ф. 4.15):
4. 4.2. Альтернативные решения применительно к растворам
(ньютоновская жидкость)
Для растворов потерн давления при турбулентном движении в трубе
можно определить по формуле:
l,84p-gl<6ȣ
(4.19)
Для утяжеленных растворов потери давления при турбулентном режиме
потока в трубе определяют по формуле:
О’,
(4.20)
В формулах (4.19) и (4.20) приняты следующие единицы измерения: р-
г/см3, Q - л/с, Dw-cm, L - м, ДР - кгс/см2, р - спз.
П родо. гжен ие н ри мера
1. Рассчитаем потери давления для солевого раствора по формуле (4.19):
97
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Ар 1,84-4"* 3100-0,980 . 2
Аг =-----------—---------= 10,9 кгс/см .
6,2 **
2. Рассчитаем потери давления для утяжеленною бурового раствора до
плотности 1,6 г/см3 и вязкости 15 спз = 15 мПа по формуле (4.20):
1,841,6-4"*-3100
—if*—
(—0,12
U,6
о.н
= 17,23 кгI см2.
4.5. КОЛЬЦЕВОЕ СЕЧЕНИЕ. НЬЮТОНОВА ЖИДКОСТЬ
1. В кольцевом сечении (затрубном пространстве) скорость потока:
-Ц = , У ... (4.21)
2. Число Рейнольдса для потока в кольцевом сечении ньютоновской
жидкости:
Rc=^P Dt}'P (422)
И
3. Потери давления при ламинарном режиме ньютоновской жидкости в
кольцевом пространстве (Re < 2300):
32-//-^-£ (423)
(D~DT)2
4. Потери давления при турбулентном режиме ньютоновской жидкости в
кольцевом пространстве (Re > 2300):
др = ±.?.Л^ (4.24)
2(D-Dr)
В формулах (4.21) - (4.24)
D - диаметр скважины или обсадной колонны, м;
Dm - наружный диаметр труб, спущенных в скважину, м;
98
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
И, - 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):
= 2MBPQ'-L (425)
(D-Dr)(D:-D-)‘
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:
2.82-Др-е-.£ (426)
(D-DT)\D'-D-y I Р )
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 ' Па с, плотность 1050 кг/см3, подача насо-
са 4 1 О’3 м3/с.
Решение
1. Средняя скорость потока в затрубном пространстве при подаче 4 10 '
м’/с (ф. 4.21):
•ц «3-^ = Л4Г а=°’59
n -DJ 3,14 (0Л 182 -0,073 )
99
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
И, - 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):
= 2MBPQ'-L (425)
(D-Dr)(D:-D-)‘
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:
2.82- Др-е-.£ (426)
(D-DT)\D'-D-y I Р )
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 ' Па с, плотность 1050 кг/см3, подача насо-
са 4 1 О’3 м3/с.
Решение
1. Средняя скорость потока в затрубном пространстве при подаче 4 10 '
м’/с (ф. 4.21):
•ц «3-^ = Л4Г а=°’59
n -DJ 3,14 (0Л 182 -0,073 )
99
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
2. Число Рейнольдса (ф.4.22):
Re _ Vr(D-DT)f> _ 0,59 (0,118-0,073)'980
/' 1010-3
Коэффициент гидравлических сопротивлений (ф.4.18 ):
Re 25 2602о й
Потери давления в затрубном пространстве (ф. 4.16):
др = .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:
2,82-2-0,98-4‘ *3100
ДР =-----------------------у
(11,8-7,3)(1 1,82-7,32)
= 4,2 кгс / смг
Продолжение примера. Рассчитайте потери давления при турбулентном
потоке утяжеленной ньютоновской жидкости плотностью 1,6 г/см и вязко-
стью 15 спз= 15мПа в кольцевом пространстве (ф.4.26):
2,82 2-1,6 4|><6-3100 <0,12 15V
(11,8 - 7,3) (11,82 - 7,32)2 V Ь6 )
= 11,081,017 = 11,27 Па.
4.5.2. Альтернативное решение но определению гидравлических
потерь при турбулентном потоке
Потери давления, турбулентный поток:
100
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
трубы
АП 2,8• 10 7 • р0,75 • К^’75-/у0,25 • L
=----------- D^T--------------
затрубное (кольцевое) пространство
3,48 • I 0~7 • р0-75 • Г/ 75 -р0,25 • Л
(»„. - О,,)1-25
(4.27)
(4.28)
Пример: Определите гидравлические потери в трубах диаметром 127 мм
(Dmi= 0,1068 м) длиной 2064 м и затрубном пространстве скважины диамет-
ром 295 мм.
Плотность бурового раствора - 1120 кг/м3.
Вязкость бурового раствора - 15 10‘3 Пас (ньтоновская жидкость)
Скорость восходящего потока - 0,6 м/с, скорость потока в трубах - 3,63
м/с.
Решение
Число Рейнольдса в трубах:
Re D... P 3,63.0,1068.1120 _ 2891?
ц 15 10'
Rer > Rekp, следовательно, в трубах режим течения бурового раствора
турбулентный.
В затрубном пространстве.
Число Рейнольдса в затрубном просгранстве:
0,815 • (D„ - D,) • р _ 0,815 • 0,6(0,295 - 0,127) • 1120
g 15-Ю’3
Rek > RcKp, следовательно, в затрубном пространстве режим течения буро-
вого раствора турбулентный.
2. Потери давления в трубах:
101
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
2.810’7 1120°”-3,63'•”-1501’-2064 ,, , 2
ДР =---------------------пл-------------= 33,95 кгс / см
0,1068 ,2$
в затрубном пространстве
ЬРт
3.48 10 7 1120“75 0,6'” 15°” 2064
(0,295-0.127)125
= 1,04кгс/слГ
4.5.3. Скорость сдвига и напряжения сдвига
Уравнение для определения скорости сдвига (сек *) на стенках канала в
любом ламинарном или турбулентном потоке.
В трубе:
X=Dw , (4.29).
4-L// v 7
В кольцевом пространстве:
4-L-fi
(4.30).
Скорость сдвига на стенках трубы (сек1) для ламинарного потока можно
представить зависимостью:
D.
(4.31).
Скорость сдвига на стенках затрубного пространства для ламинарного
потока аналогично можно представить зависимостью:
/ = -^-,(4.32).
D-D V 7
Напряжения сдвига на стенках трубы. Па:
102
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
(4.33).
4£
Напряжение сдвига на стенках затрубного пространства:
(D-DJAP
Т — "
4L
(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:
11 ^600 ^300
^0=^00-^ . <435>
где 0 - показания прибора V-G, Па;
г» динамическое напряжение сдвига, lbs/100fr = 0,48 Па;
г] - пластическая вязкость. 1спз = 1мПа.
б) Критическая скорость, при которой возникает турбулентность потока
в трубе, м/с:
К, =17-
.36)
где г0 - динамическое напряжение сдвига, Па;
Р - плотность вязкопластичной жидкости, кг/м\
4.6.1. Потери давления в трубе круглого сечения при ламинарном
режиме потока бингамовской жидкости (V < VJ:
д/,_4(т,)4|32.т.Уг.£
(4.37)
103
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
4.6.2. Определение потерь давлении через коэффициент гидрав-
лических сопротивлений:
др = Я -^-^- А, (4.38)
2О„
где
Л = -£,(4.39).
4.6.3. Потери давления в затрубном пространстве (кольцевое се-
чение) при ламинарном режиме потока:
4.6.4. Число Рейнольдса для бингамовской жидкости для потока в
трубе:
Rc* = ‘''D'P' (4.41)
7,
4.6.5. Эффективная вязкость для бингамовской жидкости для по-
тока в трубе:
'7’ = 'i^+'7' (442)
4.6.6. Для затрубного пространства:
Число Рейнольдса:
/?< = Р s (4.43)
'7^
Эффективная вязкость:
r(D-Dr) 2 .....
Г]. 3 = — -— + - q, (4.44)
° 12% 3
104
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
4.6.7. Расчетные формулы (альтернатива) для определения коэф-
фициента z для буровых растворов, движущихся в структурном (ла-
минарном) режиме
По Рабиновичу Н.Р по кольцевому пространству.
Для чисел Рейнольдса < 1600
Я = 21, (4.45).
Re. ' ’
Для чисел Рейнольдса > ] 600
0,316
, (4.46).
4.6.8. Расчетные формулы для определения коэффициента Л для
буровых растворов, движущихся в турбулентном режиме
Формула Р.И. Шищенко. Удовлетворительные результаты для диапазона
изменения rc' от 2500 до 20000 при диаметре d < 60 мм:
Л=^, (4.47).
Формула Б.И. Мительмана. Для диаметров свыше 100 мм и в пределах
изменения Re* от 2500 до 40000:
2=221,(4.48).
\/Re
Формула Р.И. Шищенко и К.А. Ибатулова для 168 и 141мм бурильных
труби растворов плотностью 1240 - 1770 кг/м :
105
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
0,075
, (4.49).
Формула рекомендуется в диапазоне Re' от 2500 до 50000. При
Re > 50000 можно считать /. = const и его значение принимать равным 0,02.
Н.Р. Рабинович рекомендует формулу Блазиуса для 210 < Re < 10 :
0,316
,(4.50).
Пример: Определить потери давления в трубах и кольцевом пространстве
при следующих исходных данных: длина бурильной колонны 3048 м, наруж-
ный диаметр бурильной трубы 0,127 м, внутренний диаметр 0,1086 м, диаметр
скважины 0,2159 м. Показания вискозиметра Омп = 50 и 0im = 35, плотность
бурового раствора 1200 кг/м3, подача бурового насоса 27,7 103 м3/с.
Решение
Реологические показатели бурового раствора:
г] = 50-35 = \5мПа .
г„ =35-15 = 207#/100/?2 = 0,48-20 = 9,6/7а .
Средняя скорость потока в трубах:
. 4-27,710’’ , .
VT =--------------г = 3 м/с.
т 3,14 0,10862*
Определим критическую скорость потока в трубе (ф.4.36):
К = 17-
' V1200
9'6 1 со /
----= 1,52 .и /с.
Поскольку то поток в трубах турбулентный.
Эффективная вязкость раствора в трубах:
106
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Аэ =
т-Рт
8-^
9,6 0,1086
8-3
+ 1510’’ =58,410 'Пас.
+ 7 =
Число Рейнольдса:
3 0,1086-1200
° рэ 58,4-10 ’
= 4463.
Коэффициент гидравлических сопротивлении (ф. 4.50):
0,3164
Z " 44630 25
= 0,0387.
Гидравлические потери в трубах:
ДР =
0.0387-1200-3 -3048
2-0.1086
= 5869395 Па = 59,8 кгс/см2.
Средняя скорость потока в кольцевом пространстве:
4-27,7-10
V. =--------2-4--------- = 1.14 м/с.
т 3,14(0,2159’-0,127*)
Поскольку VT < VK, то поток в кольцевом пространстве ламинарный.
Потери давления в кольцевом пространстве при ламинарном режиме по-
тока (ф.4.40):
АО 4-9,6-3048 32-15-1,14-3048
ДР =--------------+----------------
0,2159-0,127 (0,2159-0,127)*
= 1316571 + 211122 =
= 1527693/7^ = 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:
т = К-(—"I =
(4.51).
Реологические показатели для степеней
онного вискозиметра “Fann” V-G:
модели по показаниям ротаци-
n = 3,32log^-, (4.52).
^300
К —
100-1022я’
(4.53)
Видоизмененное число Рейнольдса для потока в трубе:
0,167 р-Е2 0,416//£>„
К ’[_ Г (З л + 1)
Видоизмененное число Рейнольдса для потока в кольце:
0,167-р-Г; " 0.208-и (£>.„
К (2/1 + 1)
где г - напряжения сдвига, Па;
К - показатель консистенции бурового раствора. Па с”;
п - показатель степенного закона;
# б<и) и #ию - показатели вискозиметра “Fann” V-G;
V - скорость потока в трубе, м/с;
108
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
V K - скорость потока в кольцевом пространстве, м/с;
DCKH, DHmp. DM - соответственно диаметр скважины, наружный и внутрен-
ний диаметр трубы, м;
р - плотность бурового раствора, кг/м3.
4.7.2. Критическое число Рейнольдса для ламинарного потока:
RcL = 3470-1340л (4.56)
Коэффициент гидравлического сопротивления для ламинарного потока
для труб и кольцевого сечения:
Л=—, (4.57)
Re
Критическое значение числа Рейнольдса для турбулентного потока:
RcT = 4270- 1370//, (4.58)
Коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке
для труб и кольцевого сечения:
4л
Л—, (4.59)
Коэффициенты, характеризующие турбулентный поток:
log(//) + 3,93
а= { , (4.60)
50
Коэффициент гидравлических сопротивлений для переходного потока
для труб и кольцевого сечения:
64 Re- Re, а 16
ReA 800 Rer6 Rez
(4.62)
109
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Потери давления в трубах:
(4.63)
Градиент потерь давления в межтрубном пространстве:
4.7.3. Общее уравнение для скорости сдвига на стенках трубы и
кольцевого сечения при ламинарном, переходном и турбулентном
режиме течения:
Скорость сдвига на стенках в трубном потоке для ламинарного режима:
Скорость сдвига на стенках в кольцевом потоке для ламинарного режи-
2/? + 1 8-^
2п D-DT'
(4.67)
Напряжение сдвига на стенках трубного потока:
DAP
г =--,
4£
(4.68)
Напряжение сдвига на стенках кольцевого зазора:
(Р-РГ)АР
4£
(4.69).
110
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Потери давления в трубах:
(4.63)
Градиент потерь давления в межтрубном пространстве:
4.7.3. Общее уравнение для скорости сдвига на стенках трубы и
кольцевого сечения при ламинарном, переходном и турбулентном
режиме течения:
Скорость сдвига на стенках в трубном потоке для ламинарного режима:
Скорость сдвига на стенках в кольцевом потоке для ламинарного режи-
2/? + 1 8-^
2п D-DT'
(4.67)
Напряжение сдвига на стенках трубного потока:
DAP
г =--,
4£
(4.68)
Напряжение сдвига на стенках кольцевого зазора:
(Р-РГ)АР
4£
(4.69).
110
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Пример:
Определите режим потока в трубах и кольцевом пространстве и гидрав-
лические 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: /76(Н1 48. <А<м> 34.
Подача насоса, л/с 21.
Шаг 1
?/ = 3,32 log—= 0,4972
ь34
Шаг 2
Скорость потока в трубах
Скорость потока в кольцевом пространстве:
4-21-10-у
" 3,14-(0,1952 - 0,1142)
ШагЗ
Число Рейнольдса для потока в трубе:
0,416 0,4972 0,094
0.4972
0,0153 |_ 3,03 (3 0,4972 + 1)
Число Рейнольдса для потока в кольцевом пространстве:
111
= 6002.
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
д _0,I67 I160 I,07-OW2 0,208 0,4972 (0,195-0,114) ' '
0,0153 (2 0,4972 + 1)
Шаг 4
Критическое значение числа Рейнольдса для турбулентного потока в трубе:
Re„ = 4270 - 1370 - 0,4972 = 3589.
Поскольку в трубе /?е = 6002, следовательно, поток в трубе турбулент-
ный.
Шаг 5
Коэффициенты, характеризующие турбулентный поток и коэффициент
гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке для труб и кольце-
вого сечения:
log 0,4972+ 3,93
— и.и / л
50
Z>=l-7S7-I.°g(") = Q.2934
7
/= °’0725 =0,00565.
J АЛПЭ°*‘,М
Illai 6
Потери давления в трубах:
ЛР =
2-0,00565-1160-ЛОЗ2
0,094
• 3500 = 4463245 Па = 45,52кг / aw2.
Шаг 7
Коэффициент гидравлического сопротивления для ламинарного потока
для труб и кольцевого сечения:
64
Л =----= 0,0693.
923
Шаг8
Потери давления в межтрубном пространстве:
112
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
ДР = °’06931160 />02 .3500 = 1806943Па = 18.4кг/см2.
2(0,195-0.114)
4.7.4. Альтернативное определение реологических показателен
для потока в кольцевом пространстве и расчет гидравлических по-
казателей
Измерения на ротационном приборе V - G при 300 об/мин и 3 об/мин
наиболее полно соответствуют поведению вязкопластичной (квазипластич-
ной) жидкости в затрубном пространстве, а ее константы определяются как
„4=0,Signal, 0.70)
5,110w
511;
Эффективная вязкость для затрубного пространства соответственно
находится из следующего выражения:
//э = 100К4
12-^
D-DT
(4.72).
Число Рейнольдса для затрубного пространства:
1000 ^ (Он-Рг) р
Значение числа Рейнольдса для ламинарного потока:
ReK< 3470 -1370 пк (4.74)
Для переходного режима:
3470 - 1370 пк < Re < 4270 - 1370 пк (4.74)
Для турбулентного потока:
Re, >4270- 1370 пк (4.75)
Критическая скорость потока в затрубном пространстве:
113
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
(3470-1370^)100^
г,
(0,3048)2
(4.75)
3,66
2лк +1
ч
Критический объемный расход:
a =^-0,785 (D‘-D;),
(4.76)
Пример: По условиям предыдущего примера определите режим потока в
кольцевом пространстве скважины, критическую скорость, критический рас-
ход при показаниях вискозиметра «Fann»:
Фюо _ 35 и — 3.
Шаг 1
Реологические показатели бурового раствора применительно к кольцево
му пространству:
пк = 0,5 1g у = 0,5334
Шаг 2
Эффективная вязкость для затрубного пространства:
121,02
-10.5334-1
= 53,32 ст.
ШагЗ
Число Рейнольдса для затрубного пространства:
114
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
10001.02 (0,195-0,114)1160
R~ г ™
2^33-4+1 .53.32
3 0,5334
= 1554.7.
Шаг 4
Значение числа Рейнольдса для ламинарного потока:
RcK < 3470 -1370 0,5334 < 2739,
Следовательно, поток в кольцевом пространстве ламинарный.
Шаг 5
Критическая скорость потока в затрубном пространстве:
(/ — (3470 — 1370 • 0,5334) -100 • 5,671 2 0,5334 + 1 3-0,5334 0.5334 • ’0,3048)мли 2-0.5334
305,81160(0,195-0,114) 3,66 (0.195-0,114) : 0.5334
= 1,51 м/с
Шаг 6
Критический объемный расход:
Qk = ук. о, 785 (0,1952 - 0,1142) = 0,0296 .и3 /с = 29,6 л / с.
4.8. ИСТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ ИЗ ОТВЕРСТИЙ
4.8.1. Расход из отверстий и насадок:
Q = e^Wy/2gH, (4.77)
115
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 дзависит от размера и форм отверстия. Например, опытным
путем установлено, что величина р равна 0.62 для отверстии в тонкой стенке.
Коэффициент расхода для насадок цилиндрической формы равен 0,82. а для
конических насадок д = 0,94 - 0,96.
4.8.2. Потери давления в насадках долота и фитингах
Потери давления в насадках долота, МПа:
<4-78>
А/
где р — плотность бурового раствора, кг/м ,
Q - подача насоса, л/с;
Aj - площадь насадок, мм2.
Потери давления (энергии) на входе, Па:
д/, (479)
где v - скорость потока в насадках долота, м/с;
Я/, = 0,5 квадратный вход К},® 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/м . Подача насоса 8 л/с.
Шаг 1
Площадь насадок долота:
А, = 3-0,785-82 = 150,72 лиг.
Шаг 2
Потери давления в насадках долота:
116
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
ы> = 1|60-8\
J 2150.722
= 2,21 МПа.
ШагЗ
Скорость потока в насадках долота:
v = Q/ Ad = 810'/150,7210'6 =53 м/с.
Ша1 4
Потери давления (энергии) на входе:
_ 0,05-1160-53 =8|46|/7д = 008Дд7д
J 2
4.8.3. Потери давления (энергии) при внезапном увеличении по-
перечного сечения потока:
Д^=—. (4.80)
Потери давления для потока через круглое отверстие:
J 2 2
Потери давления через общие фитинговые трубы (патрубок):
АР= (4.82)
KL = 0,42 для 45° поворота
Kl = 0,90 для 90° поворота
Kl = 1,80 для тройника
KL = 2,20 для U - образного колена
Ki. = 0,19 для открытого шибера, задвижки
KL = 0,85 для дроссельного клапана (дросселя)
117
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Требуемая площадь насадок долота для получения необходимой скоро-
сти в них:
где О - подача насоса, л/с;
V - скорость в насадках долота, м/с;
- площадь насадок долота, мм2;
С - 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
Требуемая площадь насадок долота при заданных потерях напора в
насадках:
где Q - подача насоса, л/с;
р - плотность бурового раствора, кг/м3;
APj- 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/м С = 0,95.
Решение
1600-252
2 0,95-’-4,0
= 372,2 лш2
118
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Требуемый диаметр насадок для достижения требуемой скорости:
Требуемый диаметр насадок, мм, для получения заданных потерь давле-
ния через них:
где dj- мм ; О - л/с; р - кг/м3; ДР</ - МПа; п - 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
4-25
-лЛУ*
1200 '2
3.14-5-0,95 2-3,0
= 9,74.uw
Скорость в насадках как функция данных долота, м/с:
= (4.87)
Скорость в насадках как функция от потерь давления через насадки, м/с:
2-д/г У2
(4.88)
119
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/м’.
Решение
V =
2-50000001^
2050
= 69,8.м/с.
4.8.3. Гидравлическая мощность, реализуемая в насадках долота,
N=Q^d (489)
1000
где Q - л/с; АЛ/ - кгс/см‘.
Пример:
Рассчитайте гидравлическую мощность, реализуемую в в насадках долота
при подаче 18 л/с и потери давления 35 кгс/см .
18-35
W =-----= 0,63 Л£. • 0.746 = 0,47 кВт.
1000
4.8.4. Гидравлический удар струи о забой скважины, Н:
J = p.Q.V = Q{2ptiPJ]y-, (4.90)
гдер - кг/м3; О - м3/с; V - м/с; АЛ/ - МПа.
Пример: Рассчитайте величину гидравлического удара струи о забой при
подачи насоса 15-1 О*3 м3/с, скорости струи в насадке 80 м/с и плотности бу-
рового раствора 1100 кг/м3.
J = p-£)^ = 11OO15IO'3-80 = 1320/7.
4.8.5. Максимальная скорость поперечного потока под долотом:
с D
п
(4.91)
120
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Пример: Рассчитайте скорость поперечного потока под долотом диамет-
ром 0,2156 м с гремя насадками при подачи 15л/с и скорости струи 80 м/с.
0.6 Г15-801-
0,2159|_ 3
= 55,6м I с.
4.8.6. Истечение при переменном уровне
Например, для определения времени истечения (Т) из емкости химраство-
ра для обработки выходящего из скважины бурового раствора:
2 • f • z
Т =------(4.92)
где f - величина площади емкости, совпадающей со свободной поверхно-
стью;
z - первоначальная высота жидкости над отверстием.
Пример: Определите время истечения жидкости из емкости площадью
1,2 м" при высоте жидкости 1,5 м над цилиндрической насадкой диаметром
0,005 м (5 мм).
Решение
т 21,2-1,5
Т =-----------------. — = 17665 с = 294. мин.
0,82 • 0,0000785 • 72-9,81-1,5
Обозначения относятся ко всему разделу 4.8:
Aj - площадь струи в насадках долота, мм*
С - коэффициент насадки, 0,95
dj - диаметр насадок долота, мм
D - диаметр скважины, м
J- гидравлический удар. Н
N - гидравлическая мощность на долоте, кВт
п - количество насадок
APj - потери давления в насадках долота, Па
121
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Пример: Рассчитайте скорость поперечного потока под долотом диамет-
ром 0,2156 м с гремя насадками при подачи 15л/с и скорости струи 80 м/с.
0.6 Г15-801-
0,2159|_ 3
= 55,6м I с.
4.8.6. Истечение при переменном уровне
Например, для определения времени истечения (Т) из емкости химраство-
ра для обработки выходящего из скважины бурового раствора:
2 • f • z
Т =------(4.92)
где f - величина площади емкости, совпадающей со свободной поверхно-
стью;
z - первоначальная высота жидкости над отверстием.
Пример: Определите время истечения жидкости из емкости площадью
1,2 м" при высоте жидкости 1,5 м над цилиндрической насадкой диаметром
0,005 м (5 мм).
Решение
т 21,2-1,5
Т =-----------------. — = 17665 с = 294. мин.
0,82 • 0,0000785 • 72-9,81-1,5
Обозначения относятся ко всему разделу 4.8:
Aj - площадь струи в насадках долота, мм*
С - коэффициент насадки, 0,95
dj - диаметр насадок долота, мм
D - диаметр скважины, м
J- гидравлический удар. Н
N - гидравлическая мощность на долоте, кВт
п - количество насадок
APj - потери давления в насадках долота, Па
121
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Q - подача (расход жидкости), м/с
V - скорость струи в насадке долота, м/с
Vc - максимальная поперечная скорость под долотом, м/с
р - плотность флюида, кг/м3.
4.9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ
СИСТЕМЕ СКВАЖИНЫ
Потери напора в циркуляционной системе скважины складываются из
гидравлических потерь в обвязке (Л*-*), колонне труб (Ртр). в утяжеленных
бурильных трубах (Р^т), в забойных измерительных системах (РИМ|), в забой-
ном двигателе (АшД в долоте (Р^,)^ в кольцевом пространстве (Рш,) и гео-
метрической высоте, т.с. разности геометрических отметок от оси насоса и
оси выкидного патрубка, откуда поток промывочной жидкости выходит в
желоб (последнее обычно в расчетах не учитывается):
Риас = Р.юа + Ртр + Prfm + РиМ + Р^иг + Рда, + Ркм , (4.93)
Puia - величина их принимается по данным фирм, осуществляющих заме-
ры;
Pt)m,. - величина их принимается согласно табличных данных, но при рас-
ходе отличном от нормального расчетного расхода (Q,,) значение перепада
давления определяется из зависимости:
>(4.94)
где /^.-табличное значение потерь напора при Q,,:
Q - текущая подача.
122
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
4.9.1. Потери давления в бурильной колонне складываются из по-
терь в гладкой части трубы и в замковых соединениях. Коэффициент
местных сопротивлений определяется из теоремы Борда:
-1 ,(4.95)
Замки в бурильной колонне занимают 0.067Z.,
где dm - внутренний диаметр труб;
dши - внутренний диаметр замка;
L - длина бурильной колонны.
Используя уравнение Дарси-Вейсбаха, запишем:
/ =
4.6.2. Местные сопротивления от бурильных замков в затрубном
пространстве также определяются через коэффициент, который рас-
считывается по формуле Борда:
D2-d2„
Итак, потери давления в затрубном пространстве из-за замковых соеди-
нений:
к. шик
16A-g2p 1[
D2-d2 D2-d2
•0.067 —,
/
где D - диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, м;
d, - диаметр замкового соединения, м;
123
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
dM - наружный диаметр труб, м;
Q - скорость потока в затрубном пространстве, м3/с;
к = 3.5. учитывающий разницу между опытными данными и получаемые
теоретическим путем;
/-длина, равная 1 м;
L - длина бурильной колонны, м.
4.9.3. Коэффициент См, учитывающий гидравлические сопротив-
ления в поверхностном оборудовании буровой установки, включаю-
щую стояк, манифольд, гусак, вертлюг и квадратную штангу, пред-
ставлен в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Коэффициеш См
Стояк и гусак Манифольд Bcpi.noi Квадр ни: атная hi а Коэф. Сум
Длина ft-M Д>И in, см Длина ft-M Дм. in, см Длина ft-M JL. in. см Длина ft-M JU in, см
40 (12.2) 3 (7.62) 45 (13,7) 2 (5.08) 4 (1.22) 2 (5.08) 40 (12,2) 2.25 (5,71) 22
40 (12.2) 3,5 (8.89) 55 (16.8) 2,5 (6.35) 5 (1.52) 2.5 (6.35) 40 (12.2) 3.5 (7.62) 8
45 (13.7) 4 (10.16) 55 (16.8) 3 (7.62) 5 (1.52) 2.5 (6.35) 40 (12.2) 3.25 (8.25) 5
45 (13,7) 4 (10.16) 55 (16.8) 3 (7,62) 5 (1,52) 3 (7.62) 40 (12,2) 4 (10,16) 4
Потери давления в поверхностном оборудовании:
Рм = 0.000001 См р И/С'-86, (4.98)
где =(119,8-7/р)0 4 “ корреляционный коэффициент вязкости.
Пример: Рассчитайте потери давления в циркуляционной системе буро-
вой 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 колон-
на. внутренний диаметр которой 146 мм.
Решение
а) Гидравлические потери в трубах
Шаг 1
Рассчитаем скорость потока в трубах:
= 4Q/nd2n = 4-8-10'3/3,14-0,07012 =2,07 м/с
Шаг 2
Эффективная вязкость и число Рейнольдса для потока в трубе:
Пэ =
т-Рг
8-^г
8 0,0701
8-2,07
+1810 3
= 51,8610 ’
+ ;; =
„ V-Dp 2,08 0,0701 1560
Re =-------— =--------------;----= 4386
/7, 51.86-1О’3
Шаг 3
Коэффициент гидравлических сопротивлений определим по формуле
Блазиуса:
0,316
</4386
= 0,0388
125
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Шаг 4
Потери давления в трубах:
ДР = °-0388‘1560 072 .3100 = 5739865 Па = 5,74 МПа
2-0,0701
Шаг 5
Потери давления в замковых соединениях:
я. tau
Г 0,0701 V !
[ 0,044 )
2,072
2
•1560-0,067-3100 = 1,64Л//7а
Шаг 6
Суммарные потери давления в бурильной колонне:
=Д^ + ^ =5,74 + 1,64 = 7, ЗЪМПа
б) Потери давления в УБТ.
Шаг I
Скорость потока в трубах:
Г,-. =4 О/л- rf^, =4-8 10’3/3,14 0,0382 = 7,06.w/c
Шаг 2
Эффективная вязкость и число Рейнольдса для потока в УБТ:
8-ф;
+7 =
8 0,038
8-7.06
+ 18-10 ’
= 23.38-10 ’
Пз =
Rc =
УРр 7,06-0,038-1560 П900
23.38-10 •
126
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Шаг 3
Коэффициент гидравлических сопротивлений по формуле Р.И. Шищенко
и К.А. Ибатулова:
Л=-°^ = О,О22
V17900
Шаг 4
Потери давления в УБТ:
АР = 0022^1260 7^06; j 20 = 2700998 Па = 2 7 МПа
2 0,038
в) Потери давления в долоте РДС диаметром 139,7 мм с четырьмя насад-
ками 9,4 мм, общая площадь насадок А = 277,5 мм’
„ О‘р 8-1560
Р. = ——т =---------г = 0, (А МПа,
2-Л2 2-277,5’
где Р^,-МПа: @-л\с; А-леи.
г) Потери давления в кольцевом пространстве, состоящие из потерь по
гладкой части труб и в области замковых соединений.
Бурильные грубы
Шаг 1
Скорость потока в кольцевом пространстве:
Кш = G/°-785• (D«.л -rf.2.) = 8• 10 3 /0,785• (о,146-’ -0,089:) = 0,76м /с
Шаг 2
Эффективная вязкость и число Рейнольдса:
8.(0,146-0,089) + 21810.3=6210.3
’ 12-0,76 3
127
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
. 0,76 (0,146-0,089)1560
Re = -----Ц----------------= 1090
62 -10 3
ШагЗ
Коэффициент гидравлических сопротивлений.
96
Л= — = 0,088
1090
Шаг 4
Гидравлические потери по гладкой трубе:
0,088-1560-0,76*-3100
\Р = —---------------------= 2156211 Па = 2,16Л/77а
2(0,146-0,089)
Шаг 5
Гидравлические потери в замковых соединениях:
_ 16-3,5-82Ю-*-1560
п2
Л“
= 10321277а = 0,103 МПа.
0,1462 - 0,1082 0,1462 - 0,O892
-0,067-1!“ =
д) Гидравлические потери в кольцевом пространстве вокруг УБТ.
Шаг 1
Скорость потока в затрубном пространстве:
1 О
Г . = 8-—— /(0,13872 - 0,1082) = 1,36л//с
0,785 v '
Шаг 2
Эффективная вязкость и число Рейнольдса:
7 397 _911О8) .,.^18.10 ’ = 15,5-Ю-’ +12-10' = 27,5-10 \иПа с
12-1,36 3
128
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
. 1,36 (0,1397-0,108)1560
Re =------------------------= 2446
27,510’
Шаг 3
Коэффициент гидравлических сопротивлений:
0,316
</2446
= 0,045
Шаг 4
Гидравлические потери в кольце вокруг УБТ:
0,045 1560 1,36: 120
2 (0,1397-0,108)
= 24548877а = 0.25 Ml 1а
е) Гидравлические потери в манифольде:
Р. = 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 ДВИЖЕ-
НИИ (ПО ШИЩЕНКО Р.И.)
4.10.1. Вязкая жидкость
Изменение давления ниже перемещающейся колонны груб с закрытым
концом:
Ьр = —----Г k \ (4.99)
с
где
129
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
// - вязкость жидкости, мПа с;
/ - длина колонны, м;
ит - скорость движения труб, м/с;
гекв, радиусы соответственно скважины и трубы, м;
Др - гидродинамическое давление иод концом спускаемой или поднима-
емой колонной труб. Па.
Зависимость Н") приведена в табл. 2
__________________________________________________________Таблица 2
п 1.1 1.2 1,3 1.4 1.5 1.6 1.8 2.0 2.5 3.0
р(л) 2104 200 55 26,3 14,5 8.5 3,84 2.27 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 диамет-
ров (радиусов) л = 1,6. Вязкость жидкости 8,0 мПа с.
Решение
4-810 --3100 0,6-8,5
0.03652
= 380390 Па = 0,ЗЪМПа.
4.10.2. Уравнение (4.99) можно применить для приближенного
расчета в случае бингамовской жидкости, если вместо// подставить
эффективную вязкость г/)фф жидкости, заполняющей скважину:
'7^=7- 1
, r (Dm-dT)
6 Чи.р
(4.100)
где // - динамическая вязкость. Па с;
г-динамическое напряжение сдвига, Па;
DCK* dr - соответственно диаметры скважины и грубы, м
130
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
// - вязкость жидкости, мПа с;
/ - длина колонны, м;
ит - скорость движения труб, м/с;
гекв, радиусы соответственно скважины и трубы, м;
Др - гидродинамическое давление иод концом спускаемой или поднима-
емой колонной труб. Па.
Зависимость Н") приведена в табл. 2
__________________________________________________________Таблица 2
п 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.8 2.0 2.5 3.0
р(л) 2104 200 55 26,3 14,5 8,5 3,84 2.27 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 диамет-
ров (радиусов) л = 1,6. Вязкость жидкости 8,0 мПа с.
Решение
4-810 --3100 0,6-8,5
0.03652
= 380390 Па = 0,ЗЪМПа.
4.10.2. Уравнение (4.99) можно применить для приближенного
расчета в случае бингамовской жидкости, если вместо// подставить
эффективную вязкость г/)фф жидкости, заполняющей скважину:
'7^=7- 1
, r (Dm-dT)
6 Чи.р
(4.100)
где // - динамическая вязкость. Па с;
г-динамическое напряжение сдвига, Па;
DCK* dr - соответственно диаметры скважины и грубы, м
130
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
UeP=^T
(4.101)
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 // = 20 Па-с; динамиче-
ское напряжение сдвига т = 8 Па.
Шаг 1
Рассчитаем
«ф=0.8
0,073= ! '
.0,112' ,
1,14л</с
lllai 2
Рассчитаем
= 20- 1 +
8 (0,112-0,073)
6-20 10 3-1,14
= 65,6 Па • с
Шаг 3
Определим гидродинамическое давление на конце спускаемой колонны:
Л 4-20-10 3-2100 0,814,4) . л,ип
Др =---------------;--------= 1455158 Па = 1,46 МПа
0,03652
Способ определения гидродинамических давлений следует считать при-
ближенным, поскольку колонна труб (бурильных и насосно-компрессорных)
обычно спускается с долотом, поэтому часть жидкости поступает в полость
колонны груб, но с другой стороны не учитывается влияние замковых соеди-
нений. Также при расчете нс 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 СОПРОТИВЛЕ-
НИЯ ПРИ ДВИЖЕНИИ ТВЕРДОГО ТЕЛА (ВЫБУРЕННОЙ ПО-
РОДЫ) 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:
Г = < (4 102)
18 // v 7
где d - диаметр шара, м;
Рш ’ Рж ~ плотности материала шара и жидкости, кг/м3;
Р - вязкость, Па-с.
Формула справедлива при значениях ре = ——— <1, т.е при малых ско-
Р
ростях или большой вязкости.
Пример: Определите скорость витания шара плотностью рж ~ 2600 кг/м'
и диаметром d = 0.00055 м в жидкости плотностью 1050 кг/м3 и вязкостью
12-10‘3 Па с.
Решение
0.000552 (2600-1050)-9,81
V =----------— ---------— = 0,0208 .и / с
18-12-10"3
Проверьте, а какова величина числа Рейнольдса:
п 0,0208 0,00055 1050
Re =-------------;-------= 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:
132
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
V = к- </--11 (4.103)
V VAr J
где к - ^4 • g / 3 • С (постоянная Риттингера);
d4 - диаметр частицы сферической формы, м;
С - коэффициент сопротивления.
В области обтекания частицы в переходном режиме от ламинарного к
турбулентному 1 < Re > 103 к = 1,44 - 2,33 м12/с
При обтекании сферы для области 103 < Re > 1()5 к = 5,72 м12/с турбулент-
ного режима.
Пример: Вычислить скорость витания сферической частицы диаметром
d4 = 0,01м плотностью рч = 2500 кг/м3 при обтекании потоком воды плотно-
стью рж = 1000 кг/м3 и вязкостью 0,001 Пас.
Решение
Г = 5,72- 0,014^2-1 | =0,701jw/c
У 11000 J
При этом Re = V d, p,/ц = 0,701 0,01 1000/0,001 = 7,01 10’
находится в области турбулентного обтекания частички.
Вязкопластичная жидкость
4.11.2. Максимальный размер частицы, которая может находить-
ся в равновесии в вязкопластичной жидкости в потоке, определяется
формулой:
< = , 6'\ . (4104)
(Д-РжН
133
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
т - динамическое напряжение сдвига. Па;
Рч и рж - плотности соответственно частицы и жидкости, кг/м3.
Пример: Определите размер частицы плотностью 2500 кг/м3, которая бу-
дет находиться в равновесии, т.е. не будет погружаться в жидкости плотно-
стью 1260 кг/м3, динамическое напряжение сдвига которой равно 8,0 Па.
Решение
, 6-8
4 (2500 — 1260) - 9,81
= 0,00379.v
Пример: Определите размер пузырька газа плотностью 1,15 кг/м3, кото-
рый нс будет всплывать в растворе плотностью 1260 кг/м3, динамическое
напряжение сдвига которого равно 8,0 Па.
Решение
6-8
(1260-1,25)9,81
= 0,00389 л/.
4.11.3. Скорость витания частиц в любой жидкости определяется
через известные критерии Архимеда, Хедстрема, Рейнольдса:
Если Аг > Агч,
^,(4.105)
Если Аг < Агкр
\,ЪЗ(Аг/\Ъ-Не/3)п .
г = —<—-------------и, (4.106)
где Ar=‘-^--g pM (р.,-р,) (4.107)
134
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Ar4,=\»(Rev + He/3)
(4.108)
Re =3(b I + J1 + —
v V 45
*7»
(4.109)
Re = 1,83-Лг“'5
П'
(4.110)
(4.111)
Пример: Определить скорость витания (погружения) частицы диаметром
d.t = 0,01 м, плотностью 2300 кг/м3 в вязкопластичной жидкости плотностью
1300 кг/м3, динамическим напряжением сдвига т = 5 Па, пластической вязко-
стью 0,015 Пас.
Шаг 1
Определим число Аг:
</’’ , , (0.01)'-9,81
Ar = gpx (д, - рж) = v ’о — 1300 •( 2300 -1300) = 5,67 • 10
Шаг 2
Определим число Не:
He.P.r-d; -1300-5.(0.01)-’
П (0,015)*
ШагЗ
Определим число Re^
Не] I
= 30- 1 + J1 + — = 30- 1 + J1 +
V 45 V
2889
45
= 2,72102
Ша1 4
Определим число Агч;.
Агкр =18-(/?ек/, + //е/3) = 18 (272 + 2889/3) = 2,22 104
135
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Шаг 5
Определим число К,:
Так как Лг>5,67104 > Аг = 2,22104, то
’ кр
1,83 Лг*4-ту
/ J \0.5
1,83- 5.67-104) 0,015
=---------------------------= 0,503
0,01 1300
л/ / с.
4.11.4. Скорость погружения (витания) частицы в вязкопластич-
ной жидкости, подчиняющейся степенной зависимости при условии
Re < Rehp :
<>(4.112)
Rev = 20(3)’, (4.113)
Ие = рм^2-’~,(4.114)
к
где п, к - показатели степенной модели; к - Пас”.
При условии Re > ReKp:
50А-3"
р,<”
(4.115).
136
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Пример: Определите скорость витания (погружения) частицы диаметром
d4 = 0,005 м, плотностью 2600 кг/м3 в вязкопластичной жидкостью плотно-
стью 1200 кг/м3, реологические показатели п = 0,6 и к = 0.6 Пасп.
Шаг 1
Определим ReKp:
= 20-(3)°'6 = 38,7
Шаг 2
Определим скорость погружения:
И =-•
* 3
I |0.005 (2600-1200) 9,81
60,6
•0,005=0,22 м/с
ШагЗ
Определим число Рейнольдса для скорости 0,22 м/с:
Re = 1200- 0,222’06 •0,005 - = 7,34
0,6
Шаг 4
Поскольку ReKp > Re, принимаем скорость погружения равной 0,22 м/с.
Пример: Принимаем те же условия для определения скорости погруже-
ния частицы d4 =0,01 м.
Расчет проведем по формуле:
Проверим по числу Рейнольдса:
О О10,6
Re = 1200 • 0,822'0 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 эффектив-
ная скорость подъема бурового шлама.
4.12.1. Жидкости ньютоновская
Скорость течения в кольцевом пространстве, м/с:
1,274 Q
Скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с:
0.000156 J
,(4.116)
где: Еч = скорость проскальзывания, м/с;
т]= пластическая (структурная) вязкость, сПз;
р = плотность бурового раствора, кг/м3;
d4= диаметр частицы, мм;
рц = 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:
1,274-32,5
0,3112-0,1272
= 0,515.и/с.
Скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с:
у 6,96 13
' ” 1318-6,35
0,000156-6,35-f 263-6-1
______________Ц318 J
13___Y
(1318-6,35 )
0,208 .и /с.
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. Нсньютоновская жидкость, степенная модель
1. Определите п:
n = X32log^-
^300
2. Определите К:
_ ^300
л —-------.
511”
3. Определите скорость течения в кольцевом пространстве (), м/с
139
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
1,274 g
D2 - D2 ‘
нар
4. Определите эффективную вязкость (л/хд/,)
12-Ю’Л,,
D„-D„
2 >i + l Y Г 4.10;.К.(Р„,-Р,)'
3« J I
(4.117)
5. Скорость проскальзывания (Ич), м/с:
0,0072 (А-^)О667 -<
(Рл.р ,г1^ф
Условные обозначения:
п = параметр, безразмерный:
К= параметр, безразмерный;
#боо = отсчет на шкале вискозиметра при 600 об/мин;
0зоо = отсчет на шкале вискозиметра при 300 об/мин;
Q= скорость циркуляции, л/с;
Внщг диаметр скважины, мм;
D„= наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм;
Кол = скорость течения в кольцевом пространстве, м/с;
// = вязкость бурового раствора, сПз;
рч= плотность частицы бурового шлама, кг/м*;
d4 = диаметр частицы бурового шлама, мм.
Пример: Используя перечисленные ниже данные, определите скорость
течения в кольцевом пространстве, скорость проскальзывания частиц буро-
вого шлама, а также эффективную скорость подъема бурового шлама.
Данные:
Плотность бурового раствора =1318 кг/м3.
Показания ротационного вискозиметра:
0«ю = 36;
140
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
0зоо“ 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 п: п = 3,32/og — = 0,64599 23
2. Определите К: * = 777^7 = °-4°94
3. Определите скорость течения в кольцевом пространстве, м/с:
V
KOI
1,274-32,76
0,3112-0,1272
= 0,518. и !с
4. Определите вязкость бурового раствора, сПз:
' 12-Ю3 0,518 2• 0,64599-ь IУ
k 311-127 30,64599 ,
4-10 2-0,4094 (311-127)
0,518
= 63 сПз
5. Определите скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с:
0.0072 ( 2636-1318) -6,35
И =---------i--------------------= 0,125.1/ / с
(1318-63)0’35
6. Определите эффективную скорость подъема бурового шлама, м/с:
141
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
0зоо“ 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 п: п = 3,32/og — = 0,64599 23
2. Определите К: * = 777^7 = °-4°94
3. Определите скорость течения в кольцевом пространстве, м/с:
V
KOI
1,274-32,76
0,3112-0,1272
= 0,518. и !с
4. Определите вязкость бурового раствора, сПз:
' 12-Ю3 0,518 2• 0,64599-ь IУ
k 311-127 30,64599 ,
4-10 2-0,4094 (311-127)
0,518
= 63 сПз
5. Определите скорость проскальзывания частиц бурового шлама, м/с:
0.0072 ( 2636-1318) -6,35
И =---------i--------------------= 0,125.1/ / с
(1318-63)0’35
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:
г=*<(р.-р,)>(4||8)
где dM - диаметр шара, м;
рш ч Рж ~ плотности шара и жидкости, кг/м3;
к - коэффициент для сферической частицы, к = 0,3 - 0,6.
Для случая предельного равновесия, когда жидкость находится в покое и
она проявляет тиксотропные свойства, то:
б» = * (4 119)
где О - статическое напряжение сдвига.
Скорость витания в тиксотропных растворах можно выразить следующим
образом:
V
Г(А~Лг)Ч .£ О
к
(4.120)
6
Пример 1: Определите величину касательных напряжений (статическое
напряжение сдвига), при котором имеет место равновесие для частиц диамет-
ром 0,005 м плотностью 2500 кг/м3 в буровом растворе плотностью 1600 кг/м3.
Решение
0,4 0,005 (2500-1600)
0 = ---------*----------= 2,3 Па
6
142
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Пример 2: Определите скорость витания (погружения) сферической ча-
стицы <1Ч = 0.01 м (10 мм) плотностью 2200 кг/м в растворе плотностью 1600
кг/м3, вязкостью ?/ = 0.020 Пас и статическим напряжением сдвига О = 3.8 Па.
Решение
V - °-01
3-0,02
(2200-1600) 0,01-9,81 3,8
4.12.3 . Вынос выбуренной породы
Скорость подъема (выноса) частиц :
(4.121)
где - скорость потока в кольцевом пространстве;
- 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 ско-
рости 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 см‘.
Рекомендация 4. Отношение расхода Q к диаметру скважины Q/D = 0,7 -
1,5 л/ссм.
В последующих главах представлены расчета эффективности транспорта
шлама в зависимости от объемной его концентрации и объемной доли твер-
дых частиц в процессе промывки скважины.
143
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
4.13. НЕУСТЛНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ
4.13.1. Гндроудар
Когда изменение скорости жидкости в каком-либо сечении потока проис-
ходит за время, соизмеримо со временем прохождения звуковой волны в 'за-
полненной жидкостью трубе. Например, посадка пробки на «стоп» кольцо,
или мгновенное открытие или закрытие задвижки.
Величина давления возникшее при остановке потока рассчитывается
по известной формуле Н.Е. Жуковского:
= в (4.122)
где Vcp - средняя скорость потока в канале, м/с;
а - скорость распространения ударной волны, м/с;
р - плотность жидкости, кг/м3;
Скорость ударной волны:
ed
,(4.123)
Скорость распространения упругих колебаний в пространстве, заполнен-
ной жидкостью:
С учетом упругих свойств жидкости, металла, породы давление над це-
ментировочной пробкой может быть определено:
где Vm - скорость потока в трубе (канале), м/с;
к - коэффициент сжимаемости. Для буровых растворов плотностью от
1060 до 1950 кг/м3 при давлении от 3,0 до 60,0 МПа; к = 2,2-103 - 3,4*103
144
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
МПа. Для цементных растворов в том же изменений давления к = 3,2-10* -
4103 МПа.
dM - внутренний диаметр труб, м.
Е - среднее значение модуля сжатия материала, для стальных труб Е =
2,0-105 МПа, для горных пород Е - 2,0-104 МПа.
S — толщина стенок трубы, м.
е — модуль упругости жидкости, для воды г = 2,8-I03 МПа.
Под цементировочной пробкой давление в результате обратного гидро-
удара приведет к кратковременному снижению забойного давления:
I Р'к -(4.126)
^l + 2.(l + v)-|
где Г* - скорость потока в кольцевом пространстве, м/с;
Р - коэффициент Пуассона, v =0,3 для горных пород.
Пример: Оцените величину гидроудара над пробкой и под ней при се по-
садке на упорное кольцо при подаче цементировочного агрегата 0,01 м/с3 в
скважине диаметром D(K„ = 0,190 м; наружный и внутренний диаметры об-
садной колонны dH = 0,146 м и d„„ = 0,126 м (§ =0,01 м). Параметры прода-
вочной жидкости 1400 кт/м3, к = ЗЮ3 МПа. параметры тампонажного рас-
твора 1860 кг/м3, к = 4103 МПа, модуль объемного сжатия труб Е= 2105
среднее значение модуля сжатия и коэффициент Пуассона для горных пород
£ = 2104МПа, v=o,3.
Решение
Шаг 1
Определим скорости потока в трубах и кольцевом пространстве:
40,01
4 0 -т W.V.
Г =—Ц- =---------22Xi_ = o,8,w/c
" тг-d2^ 3J4-0.1262
z 4 0’01 .v = 0,86 л,/с .
*•-{/£.-<} 3,14(о,192-0.1462)
145
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Шаг 2
Определим давление гидроудара над цементировочной пробкой:
^=0,8-
14ООЗ-1О3 »106
1 + 0,126-3403/0,01-2-Ю5
= 1,62Л//7а
ШагЗ
Определим давление гидроудара под цементировочной пробкой:
^=0.86-
1860-4-10’ I06 ,
-----7------г-----------г = 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 дсфиренциальным уравнением:
(a + 2-te) z"+[(6 + c)-fc] (z')2+m z-n = 0, (4.127)
где F = / / F2,p = pl/pI;Fl> F, р,>р,у
L (p + F) f2 (р-\)~р _
= —-----Ь =-------------;т = (p-\) F + p;
g 2 g
где Ft и F> - площадь сечения каналов;
pi и р2 - плотности двух жидкостей;
L - длина скважины (колонны);
D и d -диаметры скважины и внутренний колонны;
146
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
z - коэффициент гидравлических сопротивлений принимается;
/. = 0,035.
Решение уравнения перетока выполняется с помощью компьютерной
программы. Гораздо труднее составить уравнение для трех и более жидко-
стей. Например, при цементировании обсадной колонны с использованием
двух цементных растворов разной плотности, буферных жидкостей, бурового
раствора и продавочной жидкости. Решение получено компьютерной про-
граммой / 10 / по секундной фиксацией положения уровня каждой жидкости
в скважине и обсадной колонне.
4.14. ВЫВОД СООТНОШЕНИЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПОДА-
ЧИ НАСОСОВ И РАЗМЕРОВ НАСАДОК ДОЛ ОТА
4.14.1. Максимальная сила удара струи о забой
Сила удара струи о забой определяется по формуле:
•4..= AQ-^p, (4.127)
Потери в системе:
Р« ~ Ро + P,h
где Р„- общие потери в циркуляционной системе (давление на насосе);
Ро - потери давления в системе без долота;
Ptl - потери давления в долоте.
Определим величину Р,>
Рл~ Р ч ~ Р<1-
И подставим ее значение в уравнение (4.127)
J^ = A Q (Р.-РоГ РМ
Объединим все константы (приняв С = А рал)
J^, = C Q (P^-Pv'T
ИЛИ
J^ = c (Р„ &-Р»
Используя Pq = Cl (У получим
л..=с (р. ^-с, е186 е2)03
ИЛИ
л..=с (р, е’-с, е3-86)0-5
Продифференцируем это выражение по О и приравняем к нулю:
147
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
^- = 0.5
dQ
C-(P„ Q'-C, Q,My S (2 Q P, 3.86-С,-0:"') = О
Далее
C\2PUQ-3^C,-С2,Я6)
2-(PQ2
Следовательно, поскольку в общем случае CV0, то
2 Р„ 0-3.86 С, 02"6 = О
Отсюда
Р„ =1.93 С, 01*6
ИЛИ
Р«=1,93 Ро
или
Р„=1,93 (Р„-Р(,)
Окончательно
Ра = 0,48 Р,„ (4.128).
Связь между потерями давления в долоте и остальной циркуляционной
системе выражается отношением
Рд= 1,08 Р„, (4.129).
4.14.2. Максимальная гидравлическая мощность на долоте
Гидравлическая мощность на долоте определяется по формуле
= (4.130)
Давление на насосах определяем по формуле
Р„ = Ро + Рд
Отсюда потери давления в долоте
Рд = Рц — Ро
148
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
Подставим Ра в выражение (4.130)
Подставим в полученное выражение Ро- С\ w' и получим
N^P'-Q-C.-Q'^Q
Продифференцируем это выражение по Q и приравняем полученное к нулю:
— = Р„ -2,86-С О1* =0
cQ ‘
Следовательно
Р„-2,86 Ро = 0
или
Р„-2,86 (Рм-РД = 0
Окончательно
Ра = 0.65 Рн (4.131)
Соотношение между потерями давления на долоте и потерями давления в
остальной системе можно представить в виде
Р„ =1,86 Ро. (4.132)
4.14.3. Для циркуляционной системы, в которую включена теле-
метрическая система (ЗТС)
Гидравлическая мощность на долоте может быть определена соотноше-
нием
(4.133)
ИЛИ
Nd=P„Q-PoQ-PinQ = 0
149
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Ро=С\ £>1Х6
Ртс~ Сзтс О
Тогда
Nd=PuQ-C( Q2M-C1TC Q"'
Продифференцировав по Q, получим
= Р. -2.86 С, е'“ -(» + 1)С„. Q’
Далее, приравняв полученное к нулю
Р,. - 2,86 “ Р„ - (л+1) Q' Ртс = О,
Принимая
Ро = Рц-Р()-Ртс
Получим
(1,86-л)
/> =0,65Р,-К (4.134)
2,00
Для л = 0,1
Ра = 0,65Р„ -0,62Р,гс
Для л = 2
Pd=0,65Plt-0,05P?rc.
4.14.4. Для циркуляционной системы с винтовым двигателем
Из условия реализации гидравлической мощности на долоте (случай с
ЗТС с л = 0).
Порядок вывода уравнения представлен выше. Потери в винтовом двига-
теле являются постоянной величиной Сг (не зависящей от Q)
dN
—= Р-2.86 С (7,М,-С, =0
cQ '
тогда Рн - 2,86 Ро - Рт = 0,
150
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
окончательно
Л = 0.65 (Рм-Рт), (4.135)
где Р„ - потери давления в винтовом двигателе.
С точки зрения реализации максимальной силы удара при наличии винто-
вого двигателя давление на долоте должно определяться из условия
Ра = 0.48 (РМ-РД
После исключения из уравнения (8) Р„ = Ро + />,, + Рт получается соотно-
шение между Р„ и Ро: Рт - 1,86 Ро.
Аналогичные соотношения получаются при условии реализации на долоте
максимальной силы удара струи или максимальной мощности на двигателе.
Таким образом, при условии реализации максимальной мощности винто-
вого двигателя на долоте должно реализовываться почти вдвое больше дав-
ления, чем подлине бурильной колонны.
4.14.5. Для циркуляционной системы с турбобуром
Принимая потери давления Рт в турбобуре в зависимости от подачи
Рт = Q т.е. как и телесистема с п = 2,
а потери в затрубном пространстве
Ро = С, 2186.
Мощность на долоте представим следующим образом
N^PH Q-Ct &*-С2 Q'
После дифференцирования уравнения по переменной Q, получим
Л-2.86 Ро-3 Л = 0.
Окончательно
Л = 0,65 Л-0.05 Л, (4.136)
151
Глава 4
Основные формулы «Буровой гидравлики»
окончательно
Л = 0.65 (Рм-Рт), (4.135)
где Р„ - потери давления в винтовом двигателе.
С точки зрения реализации максимальной силы удара при наличии винто-
вого двигателя давление на долоте должно определяться из условия
Ра = 0.48 (РМ-РД
После исключения из уравнения (8) Р„ = Ptt + />,, + Рт получается соотно-
шение между Р„ и Ро: Рт - 1,86 Л.
Аналогичные соотношения получаются при условии реализации на долоте
максимальной силы удара струи или максимальной мощности на двигателе.
Таким образом, при условии реализации максимальной мощности винто-
вого двигателя на долоте должно реализовываться почти вдвое больше дав-
ления, чем подлине бурильной колонны.
4.14.5. Для циркуляционной системы с турбобуром
Принимая потери давления Рт в турбобуре в зависимости от подачи
Рт = Ci т.е. как и телесистема с п = 2,
а потери в затрубном пространстве
Ро = С, 2186.
Мощность на долоте представим следующим образом
N^PH Q-Ct &*-С2 Q'
После дифференцирования уравнения по переменной Q, получим
Л-2.86 Ро-3 Л = 0.
Окончательно
Л = 0,65 Л-0.05 Л, (4.136)
151
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 Р„ 0-3,86 С, р286-4 С2 ^ = 0
Поскольку потери на турбине принимаются в виде
рда = с2 с2.
То окончательно относительно реализации потерь давления на долоте по-
лучим
= 0,5 Рн - 0,035 Ро, (4.137)
152
Глава 5
ПРОМЫВКА
Глава 5.
ПРОМЫВКА
5. 1. ПОДАЧА БУРОВЫХ НАСОСОВ |6,15,19,3237,421
Оптимальную подачу буровых насосов определяют по формуле:
Q ^[o.3-cA,+zT(q7+c„)+z,w(cm.+c„,)].p.r/
где Q - подача насосов, л/с;
Я=1,15 - при максимизации гидравлической мощности на долоте;
#=1,7 - при максимизации силы удара струи;
Рн- максимальное рабочее давление на насосе, кгс/см“.
См, Сп, Сзз, Сву, Сзу- обобщённые коэффициенты, учитывающие потери
напора, соответственно, в поверхностном оборудовании буровой установки
(манифольде), в бурильных трубах и замках, затрубном пространстве за бу-
рильными трубами, в УБТ и затрубном пространстве за УБТ;
£уьт - соответственно, длина бурильной колонны и УБТ, м;
р- плотность бурового раствора, кг/м ;
0.14
Vf - корреляционный коэффициент вязкости (119q/p) ;
q- пластичная вязкость, спз.
Обобщённые коэффициенты и рассчитывают по следующим формулам:
Стз=^+0,072^0^ &D
ни м
0,864 Ю ' В ( 0,045 10 -В
(D-DT)(D2-D'^ )2 + (D-D3H )(D2-D2}II )2 ’
153
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
„ 0,91-10' В
С1У =----------т—т—?, (5.5)
где D, Dj, Dyn, Dyw, DBy, Dfl/, DIH - диаметры, соответственно:
D диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, м;
Dr, DBn - соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных
труб, м;
Оувъ DBy- соответственно наружный и внутренний диаметры УБТ. м;
Dith &зв ~ соответственно наружный и внутренний диаметры замков бу-
рильных труб, м;
£=2-2.5 - параметр, учитывающий в расчётах разницу между Q*К6 и Q2.
Коэффициент С»/, учитывающий гидравлические сопротивления в по-
верхностном оборудовании буровой установки, включающую стояк, мани-
фольд. 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 Dm = 127 мм, Dm = 108,6 мм;
замок бурильной трубы D, = 165 мм, = 82,6 мм.
Утяжелённые бурильные трубы (УБТ):
DHy6i = 203 мм, DBy6T = 90 мм, L'^ = 46 м;
О Н)$т = 165 мм, D = 70 мм L ><т = 120 м.
Средняя механическая скорость в интервале 900 - 2200 м - = 30 м/час.
Рабочее давление насосов - 161,5 кгс/см* (подача регулируемая).
Плотность бурового раствора - 1120 кг/см3.
Показания внскознмсгра - 0боо = 43, Оуоо = 28, 0у = 4.
Решение
Рассчитаем коэффициенты гидравлических сопротивлений.
а) Бурильные трубы и замки (формула 5.2):
77 0.1086 0.0826
б) Кольцевое пространство вокруг бурильных труб (ф.5.3):
154
Глава 5
ПРОМЫВКА
0.86410 7 -2
(0.295 - 0.127)(0.295: -0.1272)2
0.045-10’7 -2
+ (0,295 - 0.12 7 )(О,2952 - 0,127:):
= 0,2057 10 ' + 0,0833 10 ' = 0,00029
в) Суммарный коэффициент для труб и кольцевого пространства:
С = С + С = 0.00615 + 0.00029 = 0.00644
т тз 33
г) Для УБТ 203 мм (ф. 5.4):
д) Для УБТ 165 мм (ф. 5.4):
е) Кольцевое пространство вокруг УБТ 203 мм (ф. 5.5);
с' =-----------о-9'10^----------_ = 0.0012
' (0,295 - 0,203 )(0,2952 - 0,2032 )2
ж) Кольцевое пространство вокруг УБТ 165 мм (ф. 5.5):
----------0,9Ы0~7-2,5------ 0.00407.
’ (0,295 - 0,165)(0,295‘ - 0,165‘ )2
Из условия получения максимальной гидравлической мощности на доло-
те (0,65-Рм) рассчитаем оптимальную подачу буровых насосов (ф. 5.1):
Q='^k-PH- 1<Г/[(0.3С. +Lr(C„ +C„)+L^(CV +CJ)P- KJ.
155
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где
L r (Саv + Сw)— L !С + С + f С + С ) —
у от вУ 3У убт\ ву зу) уоту ву зу)
- 46/0,0158+0,00127+120/0.053 + 0,00047,)= 7,21
Q = 1яф. 15• 10- • 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:
А-\^
V2-AP,
(5,6)
где А - площадь насадок долота, мм2;
ДР,, - гидравлические потери в долоте, МПа;
Q - подача насосов, л/с.
Для условия получения максимальной гидравлической мощности на до-
лоте ДР,, = 0,65 Л. и соответственно для максимальной силы удара струи ДР„
= 0,48 Л-
Пример: Условия прежние.
Определим площадь насадок при реализации максимальной силы удара
струи о забой:
33,62 1120
2(0,4816,15)
= 285,6 мм2
При симметричном расположении насадок размер их принимается одина-
ковым. При наличии трех насадок:
156
Глава 5
ПРОМЫВКА
А I 285,6
3-0,785 ”уЗ-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 мм".
Размер большой насадки = Г 90,4 = |5 57 . Принимаем 16 мм.
V 0.785
Площадь двух других насадок = 285,6 - 0,785 -162 = 84,64 мм2.
Размер второй и третьей насадок = . _ 7 34 1Ш.
¥2-0,785 ’
53. ДАВЛЕНИЕ И СКОРОСТЬ СТРУИ
Давление и скорость струи, сила удара струи о забой рассчитываются для
большой насадки.
Давление, передаваемое на забой, при использовании стандартного доло-
та рассчитывается по формуле:
7,72
(5.7)
х /
где Рш - давление струи на забой, МПа;
d„ - диаметр насадки, м;
х - расстояние от насадки до забоя, м.
Пример: Определить давление, передаваемое на забой при расстоянии от
насадки до забоя 135 мм:
-7’75=6’45Л//7"
16;
Скорость в насадках долота, n«/c:
157
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
К,= К) ' (Ж (5.8)
Скорость струи при подходе к забою, м/с:
H=rw.7,7 djx, (5.9)
Пример: Условия прежние
Рассчитайте скорость в насадках долота и скорость струи при подходе к
забою.
Скорость в насадках долота:
Г„ = 105 33,6/285,6 = 117,6 м/с .
Скорость струи при подходе к забою:
Г,= 117,67,7 16/135= 107,3 м/с.
5.4. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ НА ДОЛОТЕ
Гидравлическая мощность на долоте, кВт:
Nd=AP,Q, (5.10)
Отношение гидравлической мощности к площади забоя, кВт/см':
N„/ b27-/Vt)
/си2
(5.11)
где Dd - диаметр долота, см.
5.5. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ СИЛА УДАРА СТРУИ О ЗАБОЙ
Гидравлическая сила удара струи о забой:
J = \.32 Q yl&P„ p , (5.12)
Пример: Условия прежние
Рассчитайте гидравлическую мощность на долоте, ее отношение к пло-
щади забоя и силу удара струи о забой:
Гидравлическая мощность на долоте:
158
Глава 5
ПРОМЫВКА
= 7,75 33,6 = 260,4 кВт.
Отношение гидравлической мощности к площади забоя:
V/ 1.27-260.4 . г
У 2 ;— = 0.386 кВт / с.и .
/см2 29,5-
Гидравличсская сила удара струи о забой:
7 = 1,32-33,6-77,751120 = 4134//.
5.6. ТРАНСПОРТ ШЛАМА ОТ ЗАБОЯ К УСТЬЮ (СТЕПЕННАЯ
МОДЕЛЬ)
5.6.1. Скорость выноса частиц:
И„,= Г,-ГЧ, (5.13)
где - скорость потока частиц вверх;
V , - скорость потока в затрубном пространстве;
- скорость проскальзывания частиц вниз.
Для частиц, имеющих форму диска, при ламинарном режиме обтекании
частицы скорость их оседания:
ly d
% =0.091 -г,- <5-14)
' V VP
где уч- скорость сдвига, с*;
тч~ напряжение сдвига при обтекании движущейся вниз частицы, Па.
г, =0,22-7<У-(д-р), (5.15)
где 6 - толщина частиц, см;
- плотность частиц, кг/м3;
р - 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
Таблица 5.1
Зависимость размеров выбуренных части породы oi механической скорости
Предполагаемая механическая скорое п> Толщина частицы, см Диаметр частицы, см
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
(5.16)
где - скорость сдвига на грани частицы, с'1;
d4 - диаметр частицы, см.
Скорость сдвига на грани частицы, движущейся в затрубном простран-
стве применительно к степенному закону (К и п) течения:
(5.17)
где w, К - показатели степенного закона течения принимаются в расчёте
для потока в затрубном пространстве.
Л„=0,5./О«^
5,П
Л , =-----•
51 Г
Если < /в, то имеет место ламинарное обтекание частиц. При условии уч
> у„ имеет место турбулентное обтекание частиц, а скорость оседания частиц
следует определять по формуле:
Ч = 1’9гч>/р, (5.18)
160
Глава 5
ПРОМЫВКА
5.6.2. Расчёт транспорта выбуренной породы
Пример: Условия прежние.
Поскольку > 30 м/час (см. табл. 5.1). то принимаем размер выбуренных
частиц <5 = 0,76 см, d4 = 1,5 см.
Напряжение сдвига, возникающее на границе с частицей (ф. 5.15):
г, = 0,22 7<У-(Д -р) = 0.22 70,76 (2475-1120) = 7,05 Па
Режим обтекания частицы (ф. 5.16):
5150 5150 1П1 .
v =—=?=-----== = 101 с .
1.57ГТ20
Расчет реологических показателей бурового раствора для кольцевого про-
странства по показаниям вискозиметра «Fann»: = 28 и 0у = 4.
28
п = 0,5-log — = 0,4225
" ’ 6 4
К« = 51 10.4225 =1^26.
Скорость сдвига на границе с частицей (ф. 5.17):
Поскольку < у„. то режим обтекания частицы ламинарный.
Скорость осаждения частиц:
V = 0,091г = 0,091 • 7,05 • = 0.36 м/с.
У yjp \ VI120
161
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
5.7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТРАНСПОРТА ШЛАМА
Эффективность транспорта частиц оценивается формулой:
E=Vm/V, 100,%, (5.20)
5.8. КОНЦЕНТРАЦИЯ ЧАСТИЦ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ТРАНСПОРТА ШЛАМА
Концентрация частиц выбуренной породы в кольцевом пространстве:
С = 22 ГУ .|оо % (5.21)
Е Q
где О - расход жидкости через долото, л/с;
- механическая скорость бурения, м/час;
- 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:
£ = 0,466/0,574 100 % = 81,18%.
Концентрация частиц при механической скорости бурения 20 м/час:
5.9. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ ПЛОТНОСТЬ
БУРОВОГО РАСТВОРА
Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора с учётом
объемной доли частиц шлама:
162
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
5.7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТРАНСПОРТА ШЛАМА
Эффективность транспорта частиц оценивается формулой:
E=Vm/V, 100,%, (5.20)
5.8. КОНЦЕНТРАЦИЯ ЧАСТИЦ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ТРАНСПОРТА ШЛАМА
Концентрация частиц выбуренной породы в кольцевом пространстве:
С = 22 ГУ .|оо % (5.21)
Е Q
где О - расход жидкости через долото, л/с;
- механическая скорость бурения, м/час;
- 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:
£ = 0,466/0,574 100 % = 81,18%.
Концентрация частиц при механической скорости бурения 20 м/час:
5.9. ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ ПЛОТНОСТЬ
БУРОВОГО РАСТВОРА
Эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора с учётом
объемной доли частиц шлама:
162
Глава 5
ПРОМЫВКА
АР, С
р =р +---— + (рч~р)-----, (5.22)
’ Hg ' Н 100
где ДР, - 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
объемной доли частиц шлама при бурении на глубине 2000 м и гидравличе-
ских потерях в затрубном пространстве 1 • 106 Па:
1-10* 1,47
р =1120 + —— + (2515-1120) —= 1120 + 51 + 20,5 = 11915 кг/м'.
2000-9,81 100
5.10. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ
СИСТЕМЕ
Гидравлические потери (в Па) в циркуляционной системе рассчитывают
по формуле:
J/> = 0,328 L С р Vj Q' *\ (5.22)
Гидравлические потери в манифольде (поверхностном оборудовании):
ЛЛ, = 0,ГС„ р V, (5.23)
Гидравлические потери в бурильных трубах:
ЛР„ = 0,328 £„ С„, р V, Q'M, (5.24)
Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале установки
бурильных труб:
ЛРт = 0,328 L„ С„ р V, Q'M, (5.25)
Гидравлические потери в УБТ:
ДР,.™• 0,328 LyST Сзу р К,О1"6, (5.26)
163
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале установки
УБТ:
ДР,убт~ 0,328 LyRT Сзу р V, С' “6, (5.27)
По справочным данным определяем потери (перепад) давления в забой-
ном двигателе ДР*,.
Определяют потери в долоте:
ДР(> = Р„ - ДР и - ДРДРтувт - АР,убт - ДР*.
Условные обозначения:
Q - подача насосов, л/с;
L - длина элемента циркуляционной системы, м;
С - обобщённый коэффициент, учитывающий потери напора в циркуля-
ционной системе;
V(- показатель, учитывающий влияние вязкости;
0.14
Kz=(120n/p) ;
77- вязкость, спз = 1 мПа с;
Р - 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):
ДРЧ= 0, 1 5 1120 1,067 ЗЗ.б1,86 = 4,12 кгс/см2.
Гидравлические потери в бурильных трубах при бурении на глубине 900
м (расчет Ст, приведен выше):
ДР„= 0,328 734 0.00615 1120 1,067 33,б'“= 12,2 кгс/см2.
Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале нахожде-
ния бурильных труб (расчет С„ приведен выше):
ДР,= 0,328 734 0.000106 1120 1,067 33,б1,86 = 0,2 кгс/см2.
164
Глава 5
ПРОМЫВКА
Гидравлические потери в УБТ (расчет Сл, приведен выше):
ДР„уБт= 0,328 46 0,0155 1120 1,067 33,б'“ = 1,9 кгс/см2
0,328 120 0,053 1120 1,067 33,б' “ = 17,2 кгс/см2.
Гидравлические потери в затрубном пространстве в интервале нахожде-
ния УБТ (расчет С, приведен выше):
ДР',убт= 0,328 46 0,0018 1120 1,067 33,6, я6 = 0,16 кгс/см2
ДР^убт= 0,328 120 0,00047 1120 1,067 33,61Х6 = 0,17 кгс/см2.
Суммарные гидравлические потери:
ДРу ДР ч ДРm + ДРI 4* ДРубт 4" ДРубт 4* АР, УБТ + др; 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:
ДР, =0,2 + 0,16 + 0,17 = 0,53 кг/см2.
5.11. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ДЛЯ ВЯЗКО-
ПЛАСТИЧНОЙ 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 rj = 6кю~&оо, мПа с, спз.
Динамическое напряжение сдвига йг=0,48 (ftoo-rj), Па.
165
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
5.11.2. Потери давления в циркуляционной системе
Расчет следует начинать с определения безразмерных критериев чисел
Рейнольдса и Хедстрема, характеризующих режим течения в трубах
Число Рейнольдса:
= (5.27)
п
Число Хедстрема:
Яе=10 p\r° (5.28)
П~
Критическое число Рейнольдса:
Re<z, = 2100 +7,3(/7е)0'58, (5.29)
При ReT>ReKp режим турбулентный и при Ret< RcfcT режим структурный.
Потери давления в трубах при ламинарном режиме течения, кгс/см“:
0,3210 6 L 12,4 -10~а • Z. • г0
+
(5.30)
Потери давления при турбулентном режиме течения в трубе, кгс/см“:
2,8.10-7.р°”У„”.^.£
(5.31)
Безразмерные критерии для затрубного пространства.
Число Рейнольдса:
Re =ioooz>44 (5.32)
п
Число Хедстрема:
166
Глава 5
ПРОМЫВКА
= 106ру</‘, (533)
Г
где (1, - эквивалентный диаметр кольцевого пространства (учитывающий
эксцентриситет)
J, = 0,816(D^-Dw), (5.34)
Критическое число Рейнольдса определяется по формуле (5.29).
Потери давления в затрубном пространстве при ламинарном режиме:
др=0,486-Ю-.?5.£ + .3,95.|0-*-Дт
* (D -D )‘ D -D
' ГАМ «I ' Ш9 ГН
При средней скорости сдвига в затрубном пространстве /< 50см 1 вели-
чину принимают равной 0,48 61; - показание вискозиметра при 6 об/мин.
Скорость сдвига для затрубного пространства рассчитывают по формуле:
Потери давления в затрубном пространстве, кгс/см":
= 3,4810 7 '5-^-75-/Z0-s-L
(^в-оту25
Расчет гидравлических потерь в трубах и затрубном пространстве завер-
шает 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 Dm = 127 мм, D„„ = 108,6 мм;
замок бурильной трубы D, = 165 мм. = 82,6 мм.
Утяжелённые бурильные трубы (УБТ).
D М1Ли = 178 мм, D = 70 мм L = 120 м.
Средняя механическая скорость в интервале 900 - 2200 м - = 30 м/час.
Подача насоса - 28 л/с.
Рабочее давление насосов - 161,5 кгс/см2 (подача регулируемая).
Плотность бурового раствора - 1120 кг/см3.
Показания вискозимегра - Люо = 43, = 28.
1. Реологические свойства бурового раствора
7 = Лоо — Лоо = 43 - 28 = 15 спз
г= 0,48(Лоо - rj) = 0,48(43 - 15) = 13,44 Па/
2- = 28 • 10 5 / 0,785 • 0,1086: = 3,02 л< / с
3. Число Рейнольдса для внутритрубного пространства:
Rc ЮООр-Ч^ 103-1120-3,02 0,1086 24519
П 15
Число Хедстрема (ф. 3.33)
Нс = 10" г0 £>1 _ I О6-1120-13,44-(0,1086)~ = ?89Д35
Критическое число Рейнольдса:
ReKp =21ОО + 7,3(Не)058 = 2100+7,3(789435)058 = 21320
Поскольку ReT> Rekp.TO режим течения в трубах турбулентный.
Потери давления в трубах:
168
Глава 5
ПРОМЫВКА
„ 2,8-1О-7ро"-Ф,'7517ой£
д/’г =-----i^5r=——
2,8-10"7 • 1120°” -3,02*75 -150IS -(2200-120)
----------------------рп----------------= 24,7кгс/си"
0,1086 ’
Гидравлические потери в кольцевом пространстве
Скорость потока в кольцевом пространстве:
И, = 28-10’’ /0,785 (о.216- -0,127:) = 1,17.и/с
Число Рейнольдса для затрубного пространства:
dt = 0,816(£U - Dm) = 0.816(0.216 - 0,127) = 0,072
1000-p-^d, 100011201,17 0,072
Rc —------------—-----------------— 6290.
7 15
Число Хедстрема:
Не = 10* р у*/; = 10-.112Q.13 44.0,072- =
7‘ 15-
Критическое число Рейнольдса :
ReKp = 2100+7,3 (34681 б)058 =2100 + 1634 =3734.
Поскольку RcK < RcKp, то режим течения в затрубном пространстве турбу-
лентный
Потери давления в затрубном пространстве при турбулентном режиме:
169
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
3,48-107 р0 75^25^'75^
3,48 • 107 • 1120°75 • 0,6°-* • 15'75 • 2064 , _
----------------------—----------= 1.0 K2CICM
(0,295-0,127)'
5.11.3. Вынос выбуренном породы:
V - ^ч
" р(
(5.37)
где Re., - число Рейнольдса, характеризующее режим обтекания частицы
при её движении
Ч =
io/ 0,61 г—
я +—VA
а\ а-,
(5.38а)
Агч- параметр Архимеда:
Лг, = ^-[«/-(Л-/>)-6г0]. (5.386)
где / - характерный размер частицы.
Для частиц с формой диска:
Г = 1,14^<Л,, (5.38b)
где d4 - диаметр частицы;
h4 - толщина (высота) частицы;
р, - плотность частицы;
а\, аг - коэффициенты влияния формы частицы и стенок канала при ла-
минарном и турбулентном обтекании соответственно:
170
Глава 5
ПРОМЫВКА
(5.38г)
(5.38д)
т - коэффициент, учитывающий влияние формы частицы и её ориента-
цию 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 ча-
стиц, их концентрацию и эквивалентную циркуляционную плотность.
Расчёт гидравлических потерь в трубах и затрубном пространстве (фор-
мулы 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 d4 = 1,52 см, 6 = 0,76 см. Параметры раствора = 15
спз, го= 13,44 Па.
а) Определим эквивалентный размер частиц и коэффициенты (ф. 5.38в,
5.38г, 5.38д):
Г = 1,14 •^]d;d = 1,14--^1,522 0,76 = 1,37 см
171
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
а, =т
1,37
29,5-12,7
/
= 0.7
+0.42
1,37 Y
29,5-12,7 )
= 0.918
а.
= 0,7
0,5 + —-0,32
0,5 + ^-0,32
1.52
1,37
29.5-12.7
= 0,68
б) Число Архимеда для частицы выбуренной породы (ф. 5.386):
= ^4- [gf (д - р) - 6г0 ] =
~Т5^31О^° ~^9,81 I’37’ 1° ^2320-1120)-6-13,44] = 95864
в) Число Рейнольдса (ф. 5.38а):
Re4 = 7---------=------г = 7--------------------г
( я, а2 V ) I 0,9,8 0.68 )
г) Скорость осаждения частиц (ф. 5.37):
Re/; 242,7 15-10Л
р-f ~11201,37102
= 0,214 м/с.
5.12. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ДЛЯ ВЯЗКИХ ЖИДКО-
СТЕЙ
При бурении нередко используют вязкие жидкости (вода, водные раство-
ры солей, безглинистые растворы и т.д.)
Оптимальный расход определяют по формуле:
172
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
а, =т
1,37
29,5-12,7
/
= 0.7
+0.42
1,37 Y
29,5-12,7 j
= 0.918
а.
= 0,7
0,5 + —-0,32
0,5 + ^-0,32
1.52
1,37
29.5-12.7
= 0,68
б) Число Архимеда для частицы выбуренной породы (ф. 5.386):
= ^4- [gf (д - р) - 6г0 ] =
~Т5^31О^° ~^9,81 I’37’ 1° ^2320-1120)-6-13,44] = 95864
в) Число Рейнольдса (ф. 5.38а):
Re4 = 7---------=------г = 7--------------------г
( я, а2 V ) I 0,9,8 0.68 )
г) Скорость осаждения частиц (ф. 5.37):
Re/; 242,7 15-10Л
р-Г ~11201,37102
= 0,214 м/с.
5.12. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ДЛЯ ВЯЗКИХ ЖИДКО-
СТЕЙ
При бурении нередко используют вязкие жидкости (вода, водные раство-
ры солей, безглинистые растворы и т.д.)
Оптимальный расход определяют по формуле:
172
Глава 5
ПРОМЫВКА
/(0,328 с
(5.39)
Потери давления в циркуляционной системе.
Определение режима течения вязкой (ньютоновской) жидкости
В трубах круглого сечения:
Re„ = (5.40)
Р
В затрубном пространстве кругового кольцевого сечения:
Re =0,815-Ч(^Т^)Р (540а)
р
При Re < ReKp = 2100 - поток ламинарный, при Re > ReKp = 2100 - поток
турбулентный.
Потери давления, ламинарный режим:
Трубы:
др = 32^V„£ (5.406)
Затрубное пространство:
48дЛ< £
Потери давления, турбулентный поток:
Трубы:
2,8 10 7-р075-С75 PO25‘L
D125
•н
(5.41)
173
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Затрубное пространство:
3,48 10'7 .р0 75 .^175-//025-/.
(5.41а)
Вынос выбуренной породы
Скорость осаждения частиц шлама различной формы определяют по
формуле:
где - скорость оседания частиц, м/с;
//-динамическая вязкость, спз;
d4 - диаметр частицы, м;
р- плотность вязкой жидкости, кг/м3;
р< - плотность выбуренной породы, кг/м3.
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 ча-
стиц, их концентрация и эквивалентная циркуляционная плотность.
Пример расчета
Определить гидравлические потери в трубах диаметром 127 мм (Dm =
0,1068 м) длиной 2064 м и затрубном пространстве скважины диаметром 295
мм. Определить скорость осаждения частиц </„ = 1,52 см.
Плотность бурового раствора - 1120 кг/м3.
174
Глава 5
ПРОМЫВКА
Вязкость бурового раствора - 15 10 ’ Пас = 15 спз (ньтоновская жид-
кость).
Скорость восходящего потока - 0.6 м/с. скорость потока в трубах - 3,63
м/с.
Решение
1. Определяется режим течения.
В трубах
Число Рейнольдса:
„ 3,63 0,10681120
R _ _ 28947
fi 1510
Re, > ReKp, следовательно, в трубах режим течения бурового раствора
турбулентный.
В затрубном пространстве.
Число Рейнольдса :
0,815 VK (D^-Dm) p_0,815 0,6(0.295-0,127)1120
fi 15-10’’
RcK > ReKp. следовательно, в затрубном пространстве режим течения буро-
вого раствора турбулентный.
2. Потери давления:
в трубах
_ 2,810 7-роъ _
А •> = £)’-25 =
2,810*’ 1120”” -3,63'”-15“”-2064 , ,
=---------------------—---------------= 33.95кгс / см'
175
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
в затрубном пространстве
3,48 10 7 p°-7S-rJ-75^°-2$ £
(Д~ 25
3,48 • 10 7 • 1120°75 • 0,6175 • 15°” • 2064
(0,295-0,127)’25
= 1,04 кгс/см2
4. Эффективность транспорта шлама:
Е = 100
0,6-0,254
0,6
•100 = 57,6%
176
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
Глава 6.
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
6.1. ВЫБОР РАЗМЕРА ПРОМЫВОЧНЫХ НАСАДОК БУРОВО-
ГО ДОЛОТА
Серия формул позволяют определять размеры струйных насадок при оп-
тимизации по силе удара струи о забой или по гидравлической мощности и
выборе оптимальной подачи насосов для двух или трех насадок.
1. Площадь сечения насадок , мм‘:
_N +N; + N
S“~ 1,274 ’ (6J)
2. Потеря давления на насадках долота. МПа (РД
(6.2)
нас
где О - подача насоса, л/с,
р- плотность жидкости, кг/м3;
5 - площадь насадок, мм'.
3. Суммарные потери давления за исключением потери давления на
насадках долота. (Ри):
(6.3)
где РНМ1К. - циркуляционное давление на насосе.
177
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
4. Определите угловой коэффициент линии М:
Л/ =----------
i°g(Q/a)
где /Jp РЧ2 - соответственно давления при подачах QitQ2
5. Оптимальные потери давления
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
7
(6-5>
М + 2
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
р-=-^-р— <6-6)
М +1
6. Для оптимальной подачи раствора (QOHm):
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
(б.?)
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
7. Чтобы определить давление на долоте (Р,,):
178
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
Р=Р -Р , (6.9)
<> чак опт '
8. Чтобы определить площадь сечения насадок, мм'
. (6.10)
V
9. Чтобы определить диаметр насадок (мм) для случая трех насадок:
нас
3-0,785
10. Чтобы определить диаметр насадок (мм) для случая двух насадок:
2 0,785
Пример: Оптимизируйте гидравлику бурового долота на скважине с ис-
пользованием следующего: Выберите надлежащие размеры струйных наса-
док для силы удара струи о забой и гидравлической мощности для двух наса-
док и трех насадок:
Данные:
Плотность бурового раствора = 1557 кг/м .
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.
I. Площадь сечения насадок, мм'
12,72+12,72+12,72
1,274
= 379,8-
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
0,5-26.5-У1557 = 9
379,8-
При подачи насоса 17,3 л/с:
р 0,5-17,32-1557
379,8:
= 1,61Л/77а.
3. Суммарные потери давления за исключением потери давления на
насадках долота (Р<), МПа:
При подаче насоса 26,5 л/с:
Рс1 =20,0-3,79 = 19,2\МПа
При подаче насоса 17,3 л/с:
Р_, =8,9-1,61 = 7,29 МПа.
4. Определите угловой коэффициент линии (Л/):
log(19,21 /7,29)
М = -Ц---------= 2,27 •
/og(26,5/17,3)
5. Определите оптимальные потери давления, МПа (Р<мия):
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
Р =------------20,0 = 9,36 МПа
2,27 + 2
180
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
6. Определите оптимальную подачу раствора
а) При оптимизации по силе удара струи о забои:
= (9,36/20,0)1'2”-26,5 = 18,97- л/с
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
е,™ = (6,73/20,0)12,27-26,5 = 16,4 л/с.
7. Определите паление давления на долоте (Рд):
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
Р, =20,0-9,36 = 10,64 МПа
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
Ра =20,0-6,73 = 13,27 МПа.
8. Определите площадь насадок, мм":
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
„ 0,5 18,972-1557 , 2
S = J-------------------= 162,3,-илГ
“ у 10,64
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
181
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
[0,5-16,4J • 1557
13,27
= 125,6 мм2.
9. Определите диаметр насадок, в мм:
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
162,3
3 0,785
= 8,3 alm
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
125,6
3-0,785
= 7,3 ми
10. Определите размер насадок, в мм для двух насадок:
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
162,3
2-0,785
10,2 alm
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
125,6
2-0,785
= 8,9мм.
182
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
[0,5-16,4J • 1557
13,27
= 125,6 мм2.
9. Определите диаметр насадок, в мм:
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
162,3
3 0,785
= 8,3 alm
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
125,6
3-0,785
= 7,3 ми
10. Определите размер насадок, в мм для двух насадок:
а) При оптимизации по силе удара струи о забой:
162,3
2-0,785
10,2 alm
б) При оптимизации по гидравлической мощности:
125,6
2-0,785
= 8,9мм.
182
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
6.2. АНАЛИЗ ГИДРАВЛИКИ ДОЛОТА
Эта последовательность вычислений предназначена для того, чтобы
быстро и точно проанализировать различные гидравлические параметры ис-
пользуемого бурового долота.
1. Потеря давления на струйных насадках, МПа (Л>):
Р,=^£,
" 2-А2
где Q - подача насосов, л/с;
А — площадь сечения насадок, мм2;
р — плотность жидкости, кг/м3.
2. Имеющаяся гидравлическая мощность системы (N), киловатт:
где Q - подача насосов, л/с;
- устьевое давление, МПа.
3. Гидравлическая мощность на буровом долоте ( Na ), киловатт:
Nd = P,Q.
4. Гидравлическая мощность на квадратный см сечения долота, кВт/см":
5. Процент потери давления на долоте (%):
% пот. в долоте = —— • 100
183
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
6. Скорость струи из насадки, м/с (Умвс):
А
где Q - подача насосов, л/с;
А — площадь насадок, мм2.
7. Сила удара струи о забой, Н, на долоте в целом (J):
1000
где р - кг/м’; Унм. - м/с; Q - л/с.
8. Сила удара струи о забой на квадратный мм' поверхности долота
(JZ»tw2)
Условные обозначения:
Укм- скорость течения в кольцевом пространстве, м/с;
Q= скорость циркуляции, л/с;
D,) = диаметр скважины, долота или внутренний диаметр обсадной колон-
ны, мм;
D„ = наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм;
р= плотность бурового раствора, кг/м3;
М; № диаметры струйных насадок бурового долота, мм;
Л>= потеря давления на долоте, МПа;
У, = гидравлическая мощность на буровом долоте, кВт;
Умас= скорость струи. м/с;
J= сила удара струи о забой, Н;
J/mm2 = 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 = 311 мм.
Наружный диаметр бурильных труб = 127 мм.
Устьевое давление = 20,0 МПа.
1. Скорость течения в кольцевом пространстве, м/с (Ика,):
2. Потеря давления на струйных насадках бурового долота (Р,):
3. Имеющаяся гидравлическая мощность системы (У):
У = 20-32,7 = 654 кВ/л.
4. Гидравлическая мощность на буровом долоте (У,):
Nit = 17-32,7 = 556 кВт.
5. Гидравлическая мощность на квадратный см площади долота (У„ /ел/2):
N. /см1 = ‘’27-556 = 0,73 кВт /см1.
“ 31,1-
6. Процент потери давления на долоте (% потерь):
185
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
%пот. в долоте = — • 100 = 85.
20
7. Скорость струи из насадки бурового долота (Р^):
. 32,7
и =Ю3’———= 154 л</с.
нас 212,5
8. Сила удара струи о забой (J), Н:
1437-154-32'7 = 7236Я.
1000
9. Сила удара струи о забой на квадратный мм площади долота:
J / дм/2 = 27 7236 = о, 095 Н / мм2.
3112
6.3. КРИТИЧЕСКАЯ СКОРОСТЬ ТЕЧЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ
ПРОСТРАНСТВЕ И КРИТИЧЕСКИЙ РАСХОД БУРОВОГО РАС-
ТВОРА
1. Определите реологические показатели буровой жидкости (степенная
модель):
п = 3,32 log
^300
1022”
2. Определите х:
х =-----------, (6.13)
0,03937я р
186
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
3. Определите критическую скорость течения в кольцевом пространстве
( К кр, М/с):
^=0,005 (х)^ ,(6.14)
4. Определите критический расход бурового раствора (QK Kp, л/с):
Условные обозначения:
п = безразмерный параметр;
К = безразмерный параметр;
X = безразмерный параметр;
0600 = отсчет на шкале вискозиметра при 600 об/мин;
0300 = отсчет на шкале вискозиметра при 300 об/мин;
Dm= диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, м;
Dn= наружный диаметр бурильных труб или УБТ, м;
р- плотность бурового раствора, кг/м3;
^ккр = критическая скорость течения в кольцевом пространстве, м/с;
Q q,= критический расход бурового раствора, л/с.
Пример:
Плотность бурового раствора = 1677 кг/м3;
0600 = 64;
0300 = 37;
Диаметр скважины = 216 мм;
Наружный диаметр труб = 178 м.
1. Определите /г.
64
/7 = 3,32 log— = 0,79
37
2. Определите К:
187
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
64
ЛГ =----— = 0,2684
1022
3. Определите х:
10'’• 0,2684 (0,79)°”7
X =-----------------"--------------= 1050
0,03937°” • (0,216 - 0,178) 1677
4. Определите критическую скорость течения в кольцевом пространстве:
Уккр =0,005 (1050)2^ =1,56
5. Определите критический расход бурового раствора:
QKxp = 0,785-1,56 (0,2162-0J782) = 18,4 л/с.
6.4. ЭКСПОНЕНТА «а»
Экспонента «б» (d-экспонснта) выводится из общего уравнения для ско-
рости проходки:
( WJ
—------- , (6.15)
t0,129-Dj v 7
где: R = скорость проходки, м/час
W= скорость вращения долота, об/мин
а = константа, безразмерная
W- нагрузка на долото, II
d = экспонента (показатель степени) в общем уравнении, безразмерная
величина, определяемая из уравнения для d-экспонеты:
d =
2,7-И'
39,37 D
(6.16)
188
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
где: «d» - d-экспонента, безразмерная;
R = скорость проходки, м/час;
скорость вращения долота, об/мин;
W= нагрузка на долото, кН;
D= диаметр долота, мм.
Пример:
R = 9,l м/час;
N= 120 об/мин;
W= 155 кН;
D= 216 мм.
Решение:
Исправленная d-экспонснта:
На величину d-экспоненты влияют изменения плотности бурового рас-
твора, так что d-экспоненту приходится модифицировать, чтобы внести в нее
поправку на плотность бурового раствора:
A (6.17)
\Р1)
где: «б/шя» = исправленная «б»-экспонента;
р!= нормальная плотность бурового раствора -1078 кг/м3;
р2 = фактическая плотность бурового раствора, кг/м .
Пример:
d= 1,64;
pi=1078 кг/м3;
р>=1550 кг/м3.
Решение:
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 факто-
ров. влияющих на величину гидродинамического давления. Характерная
особенность процесса спуска и подъема - их кратковременность и неравно-
мерность. 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 удо-
влетворительный результат в определенных физико-технических условиях.
Не только в этой главе, но и в других, приведены другие решения этой важ-
ной технологической операции.
6.5.1. Метод 1
1. Определите л:
» = 3,32fog^-.
^З(К)
2. Определите К:
3. Определите скорость течения жидкости, м/с:
Для закупоренной трубы или, например, в колонне установлен обратный
клапан:
v= 0,45 +
(6.18).
190
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
Для открытой трубы:
v =
0,45 +
DL-DL-D;
•^•(6.19).
4. Максимальная скорость спуска/подъема труб, м/с:
^=l,5 v (6.20).
5. Определите гидродинамическое давление при спуске/ подъеме труб:
Р (2-^-K-L}
с I Om-D„ 3» J ( D„-D„ J '
Условные обозначения:
п= параметр, безразмерный;
К= параметр, безразмерный;
0ыю= отсчет на шкале вискозиметра при 600 об/мин;
#зоо= отсчет на шкале вискозиметра при 300 об/мин;
v= скорость жидкости, м/с;
Гт/)= скорость движения (спуска или подъема) трубы, м/с;
Ккаж= максимальная скорость трубы, м/с;
Рс/п= потеря давления при движении труб, МПа;
L= /шина колонны труб, м;
£><к„=диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны, мм;
D,= наружный диаметр бурильных труб или УБТ, мм;
Dw= 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 груб =114 мм.
Внутренний диаметр бурильных труб = 97 мм.
191
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
УБТ = наружный диаметр 159 мм х внутренний диаметр 70 мм.
длина УБТ = 213 м.
Плотность бурового раствора = 1797 кг/м3.
Показания вискозиметра:
^боо = 140;
$зоо = 80.
Средняя скорость спуска бурильной колонны = 1,37 м/с.
Определите //:
140
л = 3,32/оя—= 0,8069.
80
2. Определите К:
к=—tu? = °-522 •
51 Г806’
3. Определите скорость жидкости в затрубном пространстве, м/с:
v =
0,45 +
1142
2002 -1142
•1,37 = 1,276 м/с.
4. Определите максимальную скорость труб, м/с:
=1,5x1,276 = 1,914лг/с.
5. Определите гидродинамическое давления. МПа:
. \0,Х09
12 Ю3 х 1,914 2 0,809 + 1
210 3-0,522-4572
200-114
= 5,09Л//7п.
200-114 3 0,809 J
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 вы-
честь 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:
V =
0,45 + ,
200“ -114* + 97*
•1,37 = 0,752 м/с.
2. Максимальная скорость колонны груб,
=1,5 0,752 = 1,128 м/с.
3. Гидродинамическое давление, увеличивающее нагрузку на нижележа-
щие пласты и забой при спуске колонны труб МПа:
р
f 12-10' 1,128 2 0,809 + 1 Y'KtN f 2-10’’-0,522-4572)
---------------------------- ---------------- = 3,323 МПа.
200-114 3 0,809 J 200-114 J
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, необхо-
димые для определения увеличения или уменьшения эквивалентной плотно-
сти бурового раствора (забойного давления) из-за импульсов давле-
ния/разрсжсния, вызываемых спуском или подъемом колонны труб. В этих
вычислениях принимается, что конец колонны труб закупорен (как при спус-
ке обсадной колонны с башмаком с обратным клапаном или бурильной ко-
лонны, закачивающейся долотом со струйными насадками), но не колонны
труб с открытым концом.
193
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
Пример 2: Определите гидродинамическое давление за счет поршневого
эффекта для открытой трубы:
1. Определите скорость жидкости, м/с:
V =
0,45 + ,
200“ -114* + 97*
•1,37 = 0,752 м/с.
2. Максимальная скорость колонны груб,
=1,5 0,752 = 1,128 м/с.
3. Гидродинамическое давление, увеличивающее нагрузку на нижележа-
щие пласты и забой при спуске колонны труб МПа:
р
f 12-10' 1,128 2 0,809 + 1 Y'KtN f 2-10’’-0,522-4572)
---------------------------- ---------------- = 3,323 МПа.
200-114 3 0,809 J 200-114 J
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, необхо-
димые для определения увеличения или уменьшения эквивалентной плотно-
сти бурового раствора (забойного давления) из-за импульсов давле-
ния/разрсжсния, вызываемых спуском или подъемом колонны труб. В этих
вычислениях принимается, что конец колонны труб закупорен (как при спус-
ке обсадной колонны с башмаком с обратным клапаном или бурильной ко-
лонны, закачивающейся долотом со струйными насадками), но не колонны
труб с открытым концом.
193
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
А. Гидродинамическое импульсное давление вокруг колонны буриль-
ных труб:
1. Эффективная скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг
бурильных труб:
2. Максимальная скорость груб (ИЦ1П):
3. Определите п:
п = 3,32 log^-.
4. Определите К:
К=^-.
51Г
5. Скорость сдвига (Ycd) в буровом растворе, движущемся вокруг буриль-
ных труб:
6, Напряжение сдвига (Т) в буровом растворе, движущемся вокруг бу-
рильных труб:
Г = *(/«,)’> (6.23)
7. Рассчитайте уменьшение давления (Рс/Я)для интервала:
194
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
В. Гидродинамическое импульсное давление вокруг колонны УБТ:
1. Теоретическую скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг
колонны УБТ:
2. Рассчитайте максимальную скорость колонны труб ( ):
3. Пересчитайте эквивалентную скорость бурового раствора из-за движе-
ния колонны труб в эквивалентный расход потока (О):
0 = 0,000785-^ (D1-D,Е. 2), л/с.
4. Рассчитайте гидродинамическое давления для каждого интервала (Ре/п):
1 /"1I-8 .,0.2 /
/?,.=- ~0 •£
(DOT-Dj’-(Dra + D,)'’
С. Суммарное гидродинамическое импульсное давление, пересчитанное в
плотность бурового раствора:
Суммарное гидродинамическое давление (или разрежение) за счет порш-
невою эффекта = Рс„ (за счет бурильных труб) + Рсп (за счет УБТ).
D. Если вы желаете определить увеличение эквивалентной плотности бу-
рового раствора (при спуске колонны труб):
Рже
Ю6
9-8-L^
кг
, (6.26)
Е. Если вы желаете определить уменьшение эквивалентной плотности
бурового раствора (при подъеме колонны труб):
195
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Р™ =
106Рг
- кг
------— + р,—г
9,8 jw3
(6.27).
Пример: Определите гидродинамическое давление, как при спуске, так и
при подъеме колонны труб, пересчитанное в эквивалентную плотность буро-
вого 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.
А . Вокруг бурильных труб:
Рассчитайте скорость жидкости в кольцевом пространстве (v) вокруг бу-
рильных труб:
1142
v= 0,45+
200*-114“
•1,37 = 1,276 м/с.
Рассчитайте максимальную скорость груб (ИМЛ|):
V =1,5 1,276 = 1,914.
.*ми ’ ’
ПРИМЕЧАНИЕ: Определите п и К из пластической вязкое in (//) и предельного
напряжения сдвига (у) следующим образом:
г/ + у = (отсчет вискозиметра при 300 об/мин);
Оюо + 7 = (отсчет вискозиметра при 600 об/мин).
196
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
Пример :
// = 60;
У =20;
60 + 20 = 80 (отсчет вискозиметра при 300 об/мин);
80 + 60 = 140 (отсчет вискозиметра при 600 об/мин).
Рассчитайте п:
140 л = 3,32/og—-= 0,8069 . S 80
Рассчитайте К: К = —= 0.522.
5. Рассчитайте скорость сдвига (умах ) бурового раствора вокруг груб:
_ 12 105 1,914
““ 200-114
6. Рассчитайте напряжение сдвига (Г) бурового раствора, движущегося
вокруг груб:
r = 0,522-(267)o so69 =47,38.
7. Рассчитайте гидродинамическое давление (Р, ,,) для интервала:
п 1,911 47,37 1500
Р „ =-----------------= 1,57 мПа .
200-114 1000
В. Вокруг УБТ:
Рассчитайте теоретическую скорость жидкости в кольцевом пространстве
(v) вокруг УБТ:
197
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
v = 0,45 +
1592
2002 -1592
•1,37 = 2,97 м/с.
Рассчитайте максимальную скорость потока вокруг УБТ (Имаг):
ГМ(и = 1,5-2,97 = 4,45 м/с.
Пересчитайте эквивалентную скорость бурового раствора из-за движения
труб в эквивалентный расход потока (QY
2 = 0,000785 • 4,45 (200Е. 2 -1592) = 51,42 л / с ,
4. Рассчитайте потерю давления (Рс/Л) для интервала расположения УБТ:
„ 30,3 • 1790 ' -51,42' • 9,8°2 160 , „, , ,г,
Р„. =-------------;------------П— = •-КЗ МПа .
(200-159) -(200 + 159)'
С. Суммарное гидродинамическое давление, обусловленное движением
колонны труб:
Ре/п =1,57 + 1,83 = 2, Л МПа.
D. Давление, пересчитанное в увеличение плотности бурового раствора,
кг/м :
10h-2,4
9,8-4572
= 147,5 кг/м\
Е. Если требуется определить импульсное давление, выраженное через
плотность бурового раствора, создаваемое спуском колонны труб:
Импульсное давление, создаваемое спуском колонны труб,
ЬР = Ьр Lg= 10*147,5-1660-9,81 =2,4 МПа.
F. Если требуется определить разрежение, создаваемое подъемом колон-
ны 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 раство-
ра по показаниям ротационного вискозиметра, а также скорость потока в
кольцевом пространстве скважины.
2. Определите критическую скорость (м/с:
у =0 005 {465 1°J jc¥~' f 60,96 2'1 + 1 У-
Потеря давления для ламинарного течения МПа:
р = Г12 10ч 2,1 + 1? р
"""I ' Зп J \ )
Потеря давления для турбулентного течения (Рцп), МПа:
30,Зрое1Х-/702А
М-П
Определите эквивалентную циркуляционную плотность (). кг/м .
10б РМП , у
рЖЙ =---------+ Р-, кг/м
9,8-Д^
Пример: Эквивалентная циркуляционная плотность ( р,ка), кг/м .
Данные:
Плотность раствора = 1498 кг/м ;
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 внекошмефа на 600 об/мин (0Мю) и на 300 об/мин
неизвестны, их можно получить из пластической вязкости и предельного напря-
жения сдвига следующим образом:
24 + 5,76/0,48 = 36 Таким образом, показание /Лоо = 36;
36 + 24 = 60 Таким образом, показание Оыю = 60.
Определите п:
// = 3,32/og—= 0,7365 .
36
Определите К:
К = 36 =0.3644.
5110'”65
Определите скорость жидкости в кольцевом пространстве (v), м/с, вокруг
бурильных труб:
25,2
v =---------г1--------тт = 1,05 л< / с.
0,000785-(216*-127*)
Определите скорость жидкости в кольцевом пространстве (v), м/с. вокруг
УБТ:
---------Я—--------- = 1,65 и / с .
0,000785• (216--1652)
200
Глава 6
ИНЖЕНЕРНЫЕ РАСЧЕТЫ
4a. Определите критическую скорость (К^), м/с, вокруг бурильных труб:
' 465 104 0,3644У-0”65 f 60,96 2 - 0,7365 4-1
1498 J \ 216-127 3-0,7365 )
= 1,13.4/с
4Ь. Определите критическую скорость (КД м/с, вокруг УБТ:
465 • 104-0,3644 V-0-7365 ( 60,96
1498 J \216-165
0.7365
2-0,7365 4-1^-0.7,165
3 0,7365 ,
= 1,57.и/с
Таким образом:
Бурильные трубы: 1,05 m/c(v) меньше, чем 1,13(1%»), следовательно, ис-
пользуйте уравнение для определения потерь давления при ламинарном ре-
жиме течения.
УБТ: 1,65 м/с (v) больше, чем 1,57 м/с (КД следовательно, используйте
уравнение для определения потерь давления при турбулентном режиме течения.
Потеря давления напротив колонны бурильных труб:
(, х 0.7365 z , \
12-10-1,05 2 0,73654-П (2-10 '-0,3644-3444^ р
216-127 ’ 3-0,7365 J \ 216-127 ) ’ °
Потеря давления напротив колоны УБТ:
р,.
30,3 • 1498м • 25,2'* 24° - -213
(216-165)3 -(216 + 165)'8
= 0.24Л//7«
Суммарные потери давления в кольцевом пространстве = 1,12 + 0,24 =
1,36 МПа.
Определите эквивалентную циркуляционную плотность (), кг/м3:
ми
1° -!,36 . з
=---------+1498 = 1536кг / м .
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 уста-
навливается законом Бойля-Мариотта, при неизменных температуре и массе:
РУ = const, (7.1)
Поведение газа в зависимости от трех основных параметров Р. У и Т
определяется уравнением Клапейрона:
РУ = пгРТ, (7.2)
где Р - давление, Па; У - объем газа, м3; п - число молей вещества; z -
коэффициент сжимаемости газа; R - универсальная газовая постоянная; Т -
температура, К.
Значение универсальной газовой постоянной одинаково для всех газов и
составляет 8431 н м/(К моль).
Для изучения состояния газа в меняющихся условиях основное характе-
ристическое уравнение Клапейрона может быть представлено в другой фор-
ме:
-K2/z2Т2, (7.3)
где Р/ - забойное (пластовое) давление;
Р2 - гидростатическое давление на поверхности или на любой глубине в
скважине;
У/ - исходный прирост объема в приемных емкостях;
У2 - объем газа на поверхности или на любой рассматриваемой глубине;
Г/ - температура пластового флюида;
Т2 - температура на поверхности или на любой рассматриваемой глубине;
Z\ 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 па 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
оглавления при различной температуре
Уравнение (7.3) можно переписать в виде
P!Vi=KP2V2, (7.4)
где К = ziTi/z2T2.
Для определения коэффициента К для условий скважины: температура
газа у устья 50° С, геотермический градиент 3°С/100 м, коэффициент сжима-
емости на устье 0,9, температура дневной поверхности 25°С, разработана
номограмма (рис. 7.2). Параметры Z| и Г/ соответствуют более нижним, чем
z2 и Т2 сечениям скважины по номограмме определяют значение К, для глу-
бины Л/, и К2 соответственно для глубины h2 значение К в это случае равно:
203
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
можно определить по графику па 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
оглавления при различной температуре
Уравнение (7.3) можно переписать в виде
P!Vi=KP2V2, (7.4)
где К = ziTi/z2T2.
Для определения коэффициента К для условий скважины: температура
газа у устья 50° С, геотермический градиент 3°С/100 м, коэффициент сжима-
емости на устье 0,9, температура дневной поверхности 25°С, разработана
номограмма (рис. 7.2). Параметры Z| и Г/ соответствуют более нижним, чем
z2 и Т2 сечениям скважины по номограмме определяют значение К, для глу-
бины Л/, и К2 соответственно для глубины h2 значение К в это случае равно:
203
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Глубина, м
Рис. 7.2. Номо1рамма для определения сжимаемое!и
и темпера туры газа по глубине скважины
Пример: В скважину на глубине 4000 м, заполненную буровым раство-
ром 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. Тем-
пература на забое, глубинах 2000 м и 500 м соответственно 393, 333 и 321 °К.
Решение
Рассчитаем гидростатическое давление столба бурового раствора над го-
ловой газовой пачки.
На глубине (4000 - 14).9,81 1680 = 65,7 МПа.
На глубине 2000 9,811680 = 32,96 МПа.
На глубине 500-9,81 -1680 = 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:
v 65,7 0,5 0,9-333 з
К =------------------= 0,61 м .
2 1,25-393-32,96
Рассчитаем объем газовой пачки на глубине 500 м:
204
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
„ 32,96-0,61-0,87-321 3
И, =--------------------= 2,2.w .
0,95-333-8,23
Высота столба газовой пачки при подходе сс к глубине 500 м в кольцевом
пространстве с площадью сечения 0,024 м .
Критическая высота бурового раствора, которая будет практически вы-
теснена газовым пузырем из скважины, может быть оценена по В.Д. Мале-
ванскому по формуле:
=у]2х (Н-х) =^214 (4000-14) = 334.W . (7.5).
где .г - высота столба газового пузыря на забое, м.
В данном случае, если не принять меры по герметизации скважины, про-
изойдет выброс бурового раствора и последующее фонтанирование газом.
7.2. СКОРОСТЬ ДВИЖЕНИЯ (ВСПЛЫТИЯ) ГАЗА
Скорость движения (м/час) пузырьков газа, всплывающих в буровом рас-
творе, может быть рассчитана по формуле:
И ^=13100- л0’226 • е4’’031'’, (7.6)
I [гС.т •
Формулу рекомендуется использовать для значений г/ = 0,01 - 0,05 Па с.
Пример: Определите скорость всплытия газа в буровом растворе с пла-
стической вязкостью т] ~ 0,020 Па с, используя данные предыдущего примера
р = 1680 кг/м3:
pae = 13100 О,О20'226 • е-001”"6” = 75.45 м / час.
По мере всплытия отдельные пузырьки начинают сливаться, образуя
«снаряды», или газовые пробки. Для определения скорости и подъема газово-
205
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:
=* рС5 < - <7-7)
к - коэффициент пропорциональности, к = 0,345.
Принято считать наличие снарядного режима, когда Л.и(1„и/>Я1М (дли-
на 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 pMt = 40 кг/м :
И,(w = 0,345 • 1680 "-5 • ^9,81 0.22 (1680-40) = 0.5.и/с = 1800.и/час.
Рассчитайте, через сколько времени газовый пузырь поднимется с глуби-
ны 2000 м до 500 м
t =(2000 - 500)/1800 = 50мин.
Для определения скорости всплытия газового пузыря в снарядном режиме
Г1. Гриффитс в предыдущей формуле уточняет величину коэффициента про-
порциональности :
V = к. • • JgD (р. -р ), (7.8)
к.спор I г'о.р & т у.г'о.р г газ /’
где кх -f(DM /DM), - внутренний диаметр наружной грубы (сква-
жины), м; DH - наружный диаметр внутренней трубы, м.
Соответственно А/=О,37 при D,/D«„=0,44.
А/=0,4 при D,/ DKtl=0,6.
А/=0,49 при D,/Dw=0,8.
Пример: Рассчитайте скорость всплытия газового пузыря в кольцевом
пространстве D,/ =0,127/0,22:
= 0,4• 168O’0,5 • ^9,81 0,22 (1680-40) = 0,58 м/с = 2088 м/час .
206
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
73. ПРИТОК ФЛЮИДА В СКВАЖИНУ
Скорость притока в скважину увеличивается по мерс увеличения мощно-
сти нефтяного пласта, вскрытой скважиной:
2 • л • т, • ДР • L
_____</____
pln(V/?J’
(7.9)
где: О - скорость притока, м/с;
- проницаемость коллектора, м ,
ДР - разность между пластовым и забойным давлениями, кгс/см2;
L- длина участка, вскрытого скважиной, м;
/I - вязкость флюида в пластовых условиях. Па с;
RK - радиус дренирования, м;
Р.ах - радиус скважины, м.
Пример:
nij = 0,1 10’12 м2.
ДР = 1,8 МПа.
L = 3,0 м.
//= 0,003 Пас.
ln(RK/RCKJ = 6,9.
_ 2 3,14 0,1-10 12-1,8-105-3 1АЛ1Л_4 3/
Q =----------------------------= 16,4 • 10 м/с.
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 м нефти.
Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то расход газа в забой-
ных условиях:
2-^lnj\P;,-P^-L (7]0)
1п(ЛА /Л.„) ’
где РП1 пластовое давление: РшЛ - 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 0,01 1012 м2, вязкость газа в пластовых условиях
1 О’* Пас, а Рп1 = 32,0 МПа иР„6 = 30,2 МПа:
Q=
2-3,14 0,0110*'2 (32,02 - 30,22)-10'2-1
104-3(),2 106-6,9
= 0,001 л//с.
Т.е. в ствол скважины в течении 10 мин поступит 0,6 м3 газа. Совершен-
но. очевидно, газопроявление развивается стремительнее нсфтепритока.
7.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНОГО ОБЪЁМА ПОСТУПЛЕ-
НИЯ ФЛЮИДА В СКВАЖИНУ, ДОПУСТИМОГО ВНУТРЕННЕГО
ДАВЛЕНИЯ, МАКСИМАЛЬНОГО ОБЪЕМА И ДАВЛЕНИЯ ГАЗА
Н/\ УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
Каждая скважина в состоянии выдержать (обязана) поступление вполне
определённого объёма пластового флюида. Но чтобы успешно провести опе-
рацию по глушению скважины, необходимо не допустить объема поступле-
ния пластового флюида более предельной величины. Эта величина рассчиты-
вается из условия не допущения дополнительных осложнений, связанных с
разрушением устьевого оборудования, нарушением целостности обсадных
колонн, гидроразрывов порол в нсобсаженной части ствола скважины.
7.4.1. Предельный объём поступления флюида определяют по
формуле:
- газообразный флюид
V"" =\-^P]S [\0*Pg(H-h)+[P\ - Pm -ДР], (7.11)
10 (р -p^gP,^
- жидкий флюид
°\~п*7 ~-Ли -Д/’)- (7-12)
10 (р-рф )g L
208
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
где: [Р] - допустимое внутреннее давление в рассматриваемом сечении,
МПа;
[PJmin - наименьшее из допустимых давлений на устье, МПа;
5 - площадь поперечного сечения газовой пачки, м ,
S„in - наименьшая площадь поперечного сечения затрубного простран-
ства. м,
К - коэффициент, учитывающий изменение температуры и сжимаемости
газа с глубиной (см. рис. 7.2);
р - плотность бурового раствора, кг/м3;
рг- плотность газа в рассматриваемом сечении, кг/м3;
рф - плотность флюида, кг/м ;
g - ускорение свободного падения, м/сек”;
Рп, - пластовое давление, МПа;
Н - глубина залегания проявляющего пласта, м;
h - глубина нахождения рассматриваемого сечения, м;
JP - необходимое превышение забойного давления над пластовым МПа.
Наиболее разрушительным и скоротечным является газопроявление, по-
этому при незнании вида поступившего в скважину флюида предваритель-
ные 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 ко-
лонны, башмак обсадной колонны, пласт, склонный к гидроразрыву) до
начала бурения для каждого возможного коллектора, вскрываемого скважи-
ной.
В процессе бурения при изменении геологических условий уточняют рас-
чёты предельных объёмов поступления газа в скважину. Меньший предель-
ный объём указывает на самое опасное сечение в скважине и является пре-
дельным для всей скважины.
7.4.2. Допустимое внутреннее давление в любом сечении обсажен-
ной части ствола скважины, которые не следует превышать во вре-
мя глушения скважины, находят из выражения:
Р= K-P^+lO^p^gh, (7.13)
где: Ра1р - устьевое давление опрессовки рассматриваемой части обсадной
колонны, МПа;
209
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
рмр - плотность жидкости, на которой проводилась опрессовка рассмат-
риваемой части обсадной колонны, кг/м3;
к - коэффициент запаса, принимают равным 0.8 - 1,0, к = 0,8 для изно-
шенной обсадной колонны.
Допустимое внутреннее давление [Р], МПа в необсаженной части ствола с
учетом коэффициента запаса к = 0,95 находят из выражения:
[/>] = *-Нр, (7.14)
где Н - глубина нахождения пласта, м;
Р - градиент давления гидроразрыва пласта. МПа/м.
Пример: Определите предельный объем притока для следующих усло-
вий:
Глубина скважины, м 6000.
Проектируемое пластовое давление, МПа 98.
Плотность бурового раствора, кг/м3 1770.
Площадь сечения затрубного пространства, м” 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, °C 50.
Температура дневной поверхности, °C 25.
Геотермический градиент, °C/100 м 3.
Решение
Определим допустимые внутренние давления для опасных сечений тех-
нической колонны и открытого ствола скважины:
- устье скважины
= 0,8-60 = ЫМПа.
210
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- стык секции обсадной колонны
[РЦ = 0,8 • 60 +10~‘ 9,8 1 000 • 3000 = 77,4 МПа.
- цементное кольцо башмака обсадной колонны
Г Р1. = 0,8 60 +10 6 • 9,8 • I 000 5000 = 97МПа.
I лбаш
- пласт на глубине 5800 м:
=0,95 110 = 104,5Л/77а.
I J5800 ’ *
По номограмме 7.2 находят и коэффициент К. Для глубины продуктивно-
го пласта градиент пластового давление 0,0163 МПа/м Кп, = 2,5; = 1,0.
Определим К = Кп,/К>гт = 2,5/1,0 = 2,5. По графику находим p.w=3 10 кг/м .
Таким образом находим значения К и ргаз для других сечений.
Определим предельный объем притока газа для важных сечений.
устье скважины:
Г =—. 48-0,023-2,5----------Г10*-1770-9,8 (6000-0) + 48-98-1.21 = 104 л?.
* 10 (1770-310)-9,81-98 L ' '
- стык секций:
Г =—а 77.4-0.023-1.4---------Г|0-* .1770-9,8-(6000 - 3000)+77,4 - 98-1,21 = 55,Ол?.
* 10 -(1770 — 350)-9.81-98 L ' 1 J
- башмак обсадной колонны:
И = — 97 0.0231,05----------Г j О-6 • 1770 • 9,8 • (6000- 5000) + 97 - 98 -1.21 = 33.1 л?.
* 10 * (1770-320)-9,81-98 L
211
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
- пласт наиболее слабый с точки зрения гидроразрыва:
И = • 104-5 0-0231------[ 10* * • 1770 • 9,8 • (6000 - 5800) +104,5 - 98 -1,21 = 8,77лА
* 10^ (1770-310) 9.8198 L ' ' J
Из расчетов видно, что наиболее опасное сечение находится на глубине
5800 м. Принимаем для принятия дальнейших решений = 8,8 лА Превы-
шение поступления газа этой величины приведет во время глушения к по-
глощению бурового раствора на глубине 5800 м.
Ошибки в оценки пластового давления для разведочных скважин не ред-
ки. Более того эту величину намерено занижают при составлении проекта на
строительство скважины. Предположим, что пластовое давление может ока-
заться равным 105 МПа.
Выполним расчеты определения предельного объема притока газа для Рп,
= 105 МПа:
устье скважины:
48 0.023-2,1
10 6-(1770-310)-9,81 • 105
[10 6-1770-9,8-(6000-0) + 48-105-1,2] = 70,65лА
- стык секций:
Г = — 77-4а°231-2----------ГI О’6 • 1770 • 9,8 • (6000 - 3000) + 77,4 -105 -1,21 = 33,9лг.
f 10 -(1770-350)-9,81-105 L ' ’ J
башмак обсадной колонны
К = —------97 9-°231------хГ10* • 1770-9.8 (6000-5000) + 97-105-1.21 = 8.15лА
* 10^(1770-310) 9.81105 L v ' J
212
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- пласт на глубине 5800 м наиболее слабый с точки зрения гидроразрыва:
И = 1(Ч5(ХО231--------Г10* 1770-9,8 (6000-5800) +104,5-105-1,21 = 2,8лг’.
* 10 (1770-310)-9,81105 L ' ' J
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 затруб-
ное пространство, и не допустить превышения его предельного значения.
Поэтому принята норма: «Увеличение объема притока пластового флюида в
ствол скважины не должен превышать допустимую величину ГЛ,П, которую
устанавливают равной Ку,, но нс более 1,5 м3» РД 39-0147009-544-87 «Тех-
нология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных
горно-геологических условиях».
7.5. УСЛОВИЯ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГНВП
В подавляющем большинстве проводка скважин осуществляется при за-
бойном давлении, превышающем пластовое давление.
7.5.1. В процессе механического бурения пластовый флюид посту-
пает в скважину, когда пластовое давление превышает сумму гидро-
статического давления столба буровою раствора (Рг) и гидравличе-
ских сопротивлений в затрубном пространстве (Рдел)» т.е.
Рпл>Рг+Ргс.к., (7.15)
Проявление может начаться сразу же после прекращения промывки,
например, при наращивании бурильной колонны, ремонте насоса или в связи
с окончанием бурения. Эго значит, что пластовое давление во вновь вскры-
том пласте уравновешивалось при бурении. Однако с прекращением цирку-
ляции противодавления оказалось недостаточным. Условие возникновения
проявления в данном случае имеет вид:
Рпл>Рг, (7.16)
213
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
7.5.2. Во время подъёма бурильной колонны газонефтеводонрояв-
ления возникают в результате снижения забойного давления, обу-
словленного колебаннямн гидродинамического давления вследствие
движения колонны труб АРд.п,, явлений фильтрации, контракции,
седиментации и температурных изменений в неподвижной части бу-
рового раствора-АРСЛл опорожнение скважины за счёт недолива
(Л/i) её буровым раствором-Ahpg. При этом условие возникновения
проявления принимает вид:
Рпл > Рг~ АРдл. - АРс.т. - Ahpg, (7.17)
7.53. При спуске колонны труб газонефтеводонроявления могут
быть вызваны снижением гидростатического давления вследствие
филырационно-контракционного и других эффекюв в неподвижной
части бурового раствора ниже долота и отрицательной составляю-
щей гидродинамического давления, возникающей во время тормо-
жения колонны -АРд,с, Таким образом имеем условие:
Рш^Рг-ДРст-ДРдс., (7.18)
7.5.4. В случае длительного отсутствия циркуляции, в том числе и
при полностью поднятой бурильной колонне, проявления обуслов-
лены снижением гидростатическою давления в неподвижном буро-
вом растворе в результате упомянутых факторов. Следовательно,
можно написать условие:
Рпл>Рг-АРСТу (7.19)
При промывке скважины после спуска бурильной колонны забойное дав-
ление 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
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
7.5.2. Во время подъёма бурильной колонны газонефтеводонрояв-
ления возникают в результате снижения забойного давления, обу-
словленного колебаннямн гидродинамического давления вследствие
движения колонны труб АРд.п,, явлений фильтрации, контракции,
седиментации и температурных изменений в неподвижной части бу-
рового раствора-АРСЛл опорожнение скважины за счёт недолива
(Л/i) её буровым раствором-Ahpg. При этом условие возникновения
проявления принимает вид:
Рпл > Рг~ АРдл. - АРс.т. - Ahpg, (7.17)
7.53. При спуске колонны труб газонефтеводонроявления могут
быть вызваны снижением гидростатического давления вследствие
филырационно-контракционного и других эффекюв в неподвижной
части бурового раствора ниже долота и отрицательной составляю-
щей гидродинамического давления, возникающей во время тормо-
жения колонны -АРд,с, Таким образом имеем условие:
Рш^Рг-ДРст-ДРдс., (7.18)
7.5.4. В случае длительного отсутствия циркуляции, в том числе и
при полностью поднятой бурильной колонне, проявления обуслов-
лены снижением гидростатическою давления в неподвижном буро-
вом растворе в результате упомянутых факторов. Следовательно,
можно написать условие:
Рпл>Рг-АРСТу (7.19)
При промывке скважины после спуска бурильной колонны забойное дав-
ление 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:
Р,= 4L'° + apL-^, (7.20)
S,
где - гидродинамическое давление, Па;
0- статическое напряжение сдвига, Па;
DctM- диаметр скважины, м;
Dmp - наружный диаметр труб, м;
р - плотность бурового раствора, кг/м3;
L - длина колонны труб, м ;
S„f, и SK соответственно площади поперечного сечения труб и кольцевого
пространства скважины, м ,
а - ускорение, м/с2, в расчетах используют « = 0,32 Vcp;
Vcp средняя скорость движения колонны, м/с.
Пример: Определите величину гидродинамического давления при спус-
ке груб па 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
_ 4-3500 8,0 +0Д2 • 0,8-1620-3500 —127 = 1258427 + 768096 = 202653277а = 2,ОЗЛ/77а.
а 0,216-0,127 0,024
215
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
7.6.2. При спуске груб на больших глубинах наблюдается эффект
запаздывания вытеснения бурового раствора что обусловлено сжа-
тием всего объема в затрубном пространстве, инициируя давление
под долотом . Когда это давление достигнет значение, которое спо-
собно сдвинуть раствор, начинается его движение. Только после
подъема из скважины нескольких метров труб (некоторого объема
металла труб) начинается движение жидкости, сопровождаемое рез-
ким падением уровня на устье.
Давление, возникающее под долотом в результате деформаций в теле
жидкости при спускоподъемных операциях, можно оценить по формуле:
(7.21)
*о
Vo- объем бурового раствора в затрубном пространстве, подверженный
деформациям (сжатие-спуск, растяжение-подъем), м3;
- объем ушедший на сжатие (растяжение) в результате спуска
(подъема)труб, м ;
к - модуль объемного сжатия бурового раствора, МПа
к =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 Vtt= 75 м3 .Объем, ушедший
на сжатие до начала вытеснения бурового раствора из скважины Vo = 0,1 м
плотность бурового раствора =1620 кг/м3 (принимаем к = 2950 МПа).
Решение:
А. =2950— = 3.9 МПа.
75
216
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
7.7. УМЕНЬШЕНИЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ НА
ЗАБОЕ, ВЫЗЫВАЕМОЕ ГАЗИРОВАННЫМ БУРОВЫМ РАСТВО-
РОМ
7.7.1. Метод 1
ДР _ 0’07 ('°g. , (7.22)
Р.ЧП.б.р
где р-,р - плотность негазированного бурового раствора, кг/м3;
p.-арбр - плотность газированного бурового раствора, кг/м*;
ДР - 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.
. 2 0,07 (2156-1078) ,
кгс/см = 1----------2 = 1^кгс1 см1.
1078
7.7.2. Метод 2
Снижение забойного давления по эмпирической формуле Стронга-Уайта:
= (7.23)
РгтЛ.р
где Рпач^ - гидростатическое давление начальной плотности, кгс/см*.
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/м’:
Р„тМ =9,8-2156-4000 = 84515200Па = 84.5 МПа или 862 кгс/см’.
Уменьшение гидростатического давления:
(2156-1078) ,
\Р = 2,3 • --------- /g862 = 6,75 кгс / ом3.
1078
7.7.3. Уменьшение гидростатического давления, вызванного по-
ступлением । аза и приростом объема в приемных емкостях
д» ,(7.24)
\ I «>» /
где: АР - уменьшение забойного давления. кгс/см‘;
градр6 р - градиент давления бурового раствора, кгс/см/м;
v<a, _ погонный объем кольцевого пространства, м3/м;
УПр - прирост объема в приемных емкостях, м\
Пример:
град р6р = 0,124 кгс/см2/м;
Чкм = 0.024 м3/м ;
= 3,0м3.
Решение:
АР =
' 0,124
Л 024,
•3,0 = 15,5 кгс/см2-
218
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
7.7.4. Максимальное устьевое давление в результате газопроявле-
ния (буровой раствор на водной основе) и герметизации затрубного
пространства:
=0,00873-
, (7.25)
где: - максимальное устьевое давление в результате газопроявле-
ния в буровом растворе на водной основе, кгс/см2;
Рл, - пластовое давление, кгс/см";
Упр - прирост объема в приемных емкостях, м3;
P. iyw - плотность бурового раствора для глушения, кг/м3;
- погонная вместимость кольцевого пространства, м3/м.
Пример:
/^,=760 кгс/см2;
^=3,Ом3;
P. nw = 1620 кг/м ;
vmi = 0,02636 м3/м.
Решение:
=0,00873-
760-3,0-1620 . 2
-------------= 103,3 кге / ом .
0,02636
7.7.5. Максимальный прирост объема в приемных емкостях в ре-
зультате вымыва поступившею газа (буровой раствор на водной ос-
нове) и максимальное давление на устье:
Р -Г -v
^„=91.7- У- --,(7.26)
У Рб.р
219
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где: У^ах.пр - максимальный прирост объема в приемных емкостях в ре-
зультате газопроявления в буровом растворе на водной основе, м3;
Рп,- пластовое давление, кгс/см2;
Уф - исходный прирост объема в приемных емкостях, м3;
vKQI- погонная вместимость кольцевого пространства, м7м;
Рб.р- плотность бурового раствора для глушения, кг/м3.
Пример:
Рп, = 760 кгс/см2;
у., = 3,0м3;
= 0, 02636 м3/м (0,216 • 0,114 м);
рЛр = 1620 кг/м3.
Решение:
^=91,7Л 760-3’0 0’°2636 =17,7лЛ
W“JV V 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 дости-
жении сю дросселя на растворе, при котором произошло проявление, рассчи-
тывают по формуле:
Р.
= 0,5 (Рмб-10"’Л/,5Я) +
Лэ
(7.27)
где Vn - объем поступившего в скважину газа, м3;
Р б -р+^р- принятое забойное давление, МПа. Принимают значе-
ние забойного давления при глушении на 1,0 - 1,5 МПа больше пластового.
Максимальное давление на заданной глубине при ликвидации газопрояв-
ления, если газ вымывается раствором той же плотности, что и в скважине:
220
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
^,=0.5
Р г
^-10-6A,g(W-/7l))’+4gA,.-^
(7.28)
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: глу-
бина скважины 3400 м, глубина башмака обсадной колонны Я/= 1600 м, дав-
ление в бурильных трубах Ригт=2А МПа, плотность бурового раствора 1280
кг/м3, объем проявления 2,0 м3, пластовая температура 334 °К, температура
газа на устье 325 °К и в сечении башмака колонны 330 °К, площадь попереч-
ного сечения кольцевого пространства 0,0345 м", 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:
Р, =p.s-HiP =10*61280-9,8-3400 + 2,4 = 45Л//7<7.
Принимаем значение забойного давления при вымыве газа на 1,0 МПа
больше пластового, т.е. 46 МПа.
Определим величину К, учитывающий изменение сжимаемости и темпе-
ратуры газа по глубине скважины. Воспользуемся номограммой по рис.2.
Для глубины проявляющего пласта Н= 3400 м эквивалентный градиент дав-
ления = 45 • 100/3400 = 1,32 МПа/100 м - Кп, = 1,56, а для глубины башмака
колонны - К,-шш =1,1.
Окончательно
К = Кп/КбаШ = 1,56 / 1,1 = 1,42.
Максимальное ожидаемое давление под башмаком обсадной колонны:
221
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
46-10* 1280-9,8 (3400-1600)) +
, 45-2
+./(46-10 -1280-9,8-(3400-1600)) + 4-10*-9,8-1280--------—-----
V' ’ 1,42-0,0345
Максимально ожидаемое давление на устье:
(46-10 *-9,8-1280-3400) +
= 24,4Л//7а.
^=0-5
46-10 ъ-9,8-1280 3400)' +4 10^-9,8 1280------—-------
' 1,45 0,0345
= 6,7Л///п.
Объем, который займет газовая пачка, дошедшая до устья (это соответ-
ствует увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях) рассчи-
тывается по формуле:
, (7.29)
Рассчитаем объем
газовой пачки у устья скважины для выше представ-
ленных условий:
V
иаг
45-2
1,1-6,7
= 12,2 л?.
Г
7.8. ФАКТОР СОПРОТИВЛЕНИЯ ФЛЮИД О ПРОЯВЛЕН ИЮ,
ИЛИ КОЭФФИЦИЕНТ ТОЛЕРАНТНОСТИ
=~L{p^-pf,A (7-3°)
П mt,
где - глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м;
Н 1а6- глубина забоя по вертикали, м;
222
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Ртлх ~ максимальная допустимая плотность бурового раствора, кг/м ;
Рс.р - плотность используемого бурового раствора, кг/м3.
Пример: Определите фактор сопротивления флюидопроявлению (Кта1),
используя следующие данные:
Максимально допустимая плотность бурового раствора - 1700 кг/м
(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.
К , = 1222 .(1700-1200) = 197 кг/м*.
ню' 3050 v 7
Максимальное устьевое давление исходя из данных по сопротивлению
флюидопроявлению
Пример: Определите максимальное устьевое давление, используя данные
предыдущего примера:
Руая^ое = 10"6 • 197 • 3048 • 9,81 = 5,89 МПа.
Максимальное пластовое давление (Р„>), которое можно контролировать
при закрытии скважины на устье:
^.,=(^,+ЛР) « ^,,(7.32)
где РУМХМ - максимальное контролируемое пластовое давление, МПа;
- коэффициент толерантности, кг/м3;
Рбр - плотность используемого буровою раствора, кг/м3;
Ншб - глубина забоя (проявившего пласта) по вертикали, м.
223
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Ртлх ~ максимальная допустимая плотность бурового раствора, кг/м ;
Рс.р - плотность используемого бурового раствора, кг/м3.
Пример: Определите фактор сопротивления флюидопроявлению (Кта1),
используя следующие данные:
Максимально допустимая плотность бурового раствора - 1700 кг/м
(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.
К , = 1222 .(1700-1200) = 197 кг/м*.
ню' 3050 v 7
Максимальное устьевое давление исходя из данных по сопротивлению
флюидопроявлению
Пример: Определите максимальное устьевое давление, используя данные
предыдущего примера:
Руая^ое = 10"6 • 197 • 3048 • 9,81 = 5,89 МПа.
Максимальное пластовое давление (Р„>), которое можно контролировать
при закрытии скважины на устье:
^.,=(^,+ЛР) « ^,,(7.32)
где РУМХМ - максимальное контролируемое пластовое давление, МПа;
- коэффициент толерантности, кг/м3;
Рбр - плотность используемого буровою раствора, кг/м3;
Ншб - глубина забоя (проявившего пласта) по вертикали, м.
223
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Пример: Определите максимальное пластовое давление ( ), которое
можно контролировать при закрытии скважины на устье, используя следую-
щие данные:
Данные:
Фактор толерантности флюидопроявлснию - 200,0 г/м3;
Плотность бурового раствора - 1200 кг/м ;
Глубина по вертикали - 3000 м.
Решение
=Ю 6-(200 +1200) 9,81-3000 = 41,2А//7я .
Максимально возможная высота столба притекшего флюида, при которой
будет достигнуто максимально допустимое затрубное давление в закрытой
скважине (hwlxlt,wuaa)
^^•(^,-^™J.(7.33)
Рфмнм градиент давления притекшего флюида, кг/м3/м;
Рл.р- градиент давления используемого бурового раствора, кг/м /м;
Амалии-*» - высота столба притекшего флюида, м;
- 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 ( п ), используя следующие данные:
Данные:
Максимально допустимое затрубное давление в закрытой скважине
6,1 !0ь Па.
Градиент давления бурового раствора - 1217 кгс/м3/м.
Градиент давления притекшего флюида - 280 кгс/м3/м.
224
Глава 7
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
=6,1 (1217-280)
Высота столба притекшего флюида = 762 м.
762 .и.
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 (рЛр)кг/м3.
Глубина по инструменту (Я)м.
Давление подачи раствора для глушения (Ри1т)МПа.
Объем бурильной колонны (Уянлк).
Погонный объем бурильных труб
м3/м х длина, м =м3.
Погонный объем УБТ
м3 х длина, футов, м = м.
Итого объем бурильной колонны м3.
Объем затрубного пространства (¥ютр).
УБТ / открытый ствол.
Погонный объем м3/м х длина , м =м3.
Бурильная труба / открытый ствол
Погонный объем м3/м х длина, м =м3.
226
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
УБТ / обсадная колонна
Погонный объем м3/м х длина, м =м\
Бурильная груба / обсадная колонна
Погонный объем м3/м х длина, м =м3.
Итого в открытом стволе м3.
Всего объем затрубного пространства м3.
Данные по насосам
Давление на стояке при
- подаче Qi = л/с насосом № 1, диаметр
втулки мм, число ходов поршня (плунжера) МПа
- подаче Q> - л/с насосом №2, диаметр
втулки мм. число ходов поршня (плунжера) МПа.
Время на промывку
1 насосом
от устья к забою tycT = ,б.к /60-Qt мин
от забоя к устью tM6 = Vumplf& Qi мин
цикла циркуляции /чмк,=( мин
2 насосом
от устья к забою tyCT = /600? мин
от забоя к устью t3a6 = /60-02 мин
цикла циркуляции /чик,=( Р«.б.<+ Уштр)/ (&Q, мин.
Максимально допустимое давление в обсадной колонне при закрытом
устье:
Испытание прибашмачной зоны на утечку (P<tnp)___МПа при исполь-
зовании раствора удельною 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 глу-
шении принимают ДР = 1,0- 1,5 МПа.
Данные по флюидопроявлению
Давление в бурильной колонне в закрытой скважине (Pujm)МПа.
Давление в обсадной колонне в закрытой скважине (Рм,к)МПа.
Прирост объема в приемных емкостях м3.
Глубина по вертикали м.
8.2. ВЫЧИСЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПА-
РАМЕТРОВ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
Плотность раствора глушения (ргп-штия)
Рг.^ушения = Рб.р + Р- -+^Р- ’ (8‘1 )
Начальное циркуляционное давление (Р„(<ч)
+/’.„ + Ы>. (8.2)
Конечное циркуляционное давление (Рка11) при промывке с плотностью
глушения
=С. ~(8.3)
Рб.р
Пример: Используйте следующие данные, чтобы заполнить лист глуше-
ния скважины:
228
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Данные:
Исходная плотность бурового раствора - 1150 кг/м3;
Глубина по инструменту - 3200 м;
Давление глушения при Q, -7 МПа;
Давление глушения при Q? - 4,2 МПа.
Бурильная колонна:
Погонная вместимость бурильной трубы 127 мм - 0,0093 м3/м;
Погонная вместимость УБТ 203мм — 0.0045 м7м;
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 - об-
садная колонна - 0,0680 м’/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/м ;
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 м};
Глубина по вертикали - 3048 м.
Объем бурильной колонны
Вместимость бурильных груб 0,0093 м7м- 3090 м = 28,74 м ;
Вместимость УБТ 0.0045 м3/м • 110 м = 0,495 м3;
Итого объем бурильной колонны 28,74 + 0,495 = 29,235 м\
Объем затрубного пространства
УБТ/открытый ствол 0,0436 м3/м -110 = 4,79 м3.
Бурильные грубы / 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 па промывку первым насосом:
От устья к забою /uw= /Q, = 29,23 ! (60-30) = 16,23 мин;
От забоя к устью VMmp/Qi - 206,3/(60-30) = 114,6 мин;
Цикл промывки /чик»=(29,23+206,3)/(60-30)= 130,83 мин.
Время на промывку вторым насосом:
От устья к забою /ия,= PMfi.K /Q> = 29,23 / (60-20) = 24,36 мин;
От забоя к устью 1мЛ = VMmp/Q2 - 206,3/(60-20) = 171,9 мин;
Цикл промывки =(29,23+206,3)/(60-20)= 196,23 мин.
ПЛОТНОСТЬ раСТВОра ГЛуШСНИЯ (рг>Ушения\
p.nwtwt =И50 + Л3*1,0- • 106 = 1287 кг / л<3 -
9,8-3200
Начальное циркуляционное давление (Р„ач)
При работе насосом с подачей 30 л/е.
Рнач = 7,0+ 3,3+ 1,0 = 1 \,ЗМПа -
При работе насосом с подачей 20 л/с
Рм„ =4,2 + 3,3 + 1,0 = 8,0А/77« .
При глушении скважины во избежания дополнительных осложнений
лучше использовать насос с меньшей подачей. Существует правило о сниже-
нии подачи насоса при глушении в двое по отношении к подачи насосов при
углублении скважины.
Конечное циркуляционное давление (РКО11)
При промывке с плотностью глушения
1287
Р = 4,2-^- = 4,7Л//7«.
1150
230
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
8.3. ЛИСТ ГЛУШЕНИЯ ДЛЯ СИЛЬНОНАКЛОННОЙ СКВА-
ЖИНЫ
Если флюидопроявление получено в сильнонаклонной скважине, то цир-
куляционное 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
( С —«
^.(8.4)
Определите время работы насоса от точки начала отклонения до забоя
юб )•
=^-^,(8.5)
Плотность раствора глушения (Рг1)шения):
р + ДР
Р-.^ = Р',„ + "" „ - 8.6)
g н
Начальное циркуляционное давление ( Рмч):
^.=^ + /’.,.+^/’.(8.7)
Конечное циркуляционное давление ( Рк,„,):
231
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
(8.8)
Рб.р
Увеличение гидростатического давления от устья до точки начала откло-
нения (АР,Л) <Я,):
А/1.»,» « . (8-9)
Увеличение давление из-за гидравлических потерь до точки начала от-
клонения ( ^Р^иЛмот )•
ДР„,= (р„„ - р„) • ,(8.ю)
Циркуляционное давление, когда буровой раствор глушения дошел до
точки начала отклонения ( Рмчмтк1):
р^.. = Р..~ .(8.11)
Пример:
Исходная плотность бурового раствора (р6р) =1150 кг/м3.
Глубина по инструменту (£иигтр) = 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 (Ри,тр) = 5.6 МПа.
Глубина забоя по вертикали = 3 000 м.
Решение:
Время работы насоса от устья до точки начала отклонения:
232
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
t = 0.0092 • 1500 / 21,6 = 10,65мин.
Определите время работы насоса от точки начала отклонения до забоя
tm оюб = 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 (Рг,ушснш, )'•
p.nw = 1150 +106 • 5,6+10 = 1374 кг / лг3.
9,8-3000
Начальное циркуляционное давление ( Р„а>{):
ртч = 5,6 + 4,2 +1,0 = 1О,8Л//7я.
Конечное циркуляционное давление ( Р^,):
1374
р =4,2-------= 5,ЪМПа.
Н50
Увеличение гидростатического давления (&Р.,1(Уст) от поверхности до
точки начала отклонения:
ДР.Ш,ctn = 10 6 •(1374 -1150)• 9,8 • 1500 = 3,2 МПа.
Увеличение давления из-за гидравлических потерь () до забоя:
ДР „=(5,0-4,2)-^ = 0,26ЛЛ7о.
v ’ 7 4570
233
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
t = 0.0092 • 1500 / 21,6 = 10,65мин.
Определите время работы насоса от точки начала отклонения до забоя
tm оюб = 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 (Рг,ушснш, )'•
p.nw = 1150 +106 • 5,6+10 = 1374 кг / лг3.
9,8-3000
Начальное циркуляционное давление ( Р„а>{):
ртч = 5,6 + 4,2 +1,0 = 1О,8Л//7я.
Конечное циркуляционное давление ( Р^,):
1374
р =4,2-------= 5,ЪМПа.
Н50
Увеличение гидростатического давления (&Р.,1(Уст) от поверхности до
точки начала отклонения:
ДР.Ш,ctn = 10 6 •(1374 -1150)• 9,8 • 1500 = 3,2 МПа.
Увеличение давления из-за гидравлических потерь () до забоя:
ДР „=(5,0-4,2)-^ = 0,26ЛЛ7о.
v ’ 7 4570
233
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Циркуляционное давление ( Рнач .<миж,), когда раствор глушения дойдет до
точки начала отклонения:
= 1 о, 8 -X 2 + 0,26 = 7,86 МПа.
8.4. ПРЕДВИДЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИ-
НЫ ПРИ НЕДОСТАТОЧНОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМА-
ЦИИ
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 за-
бое максимальное пластовое давление (из-за не достаточной изученности
вскрываемого разреза):
Шаг I
Определите максимальное пластовое давление ( Рп, ):
(8.12)
где 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 сква-
жины, определите гидростатическое давление газа в скважине (Р.гам ):
ПРИМЕЧАНИЕ: Иногда вместо 100% выброшенною из скважины буровою рас-
юора учитывают 70% или 80%.
234
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Р^Ргага (8.13)
ШагЗ
Определите максимальное ожидаемое устьевое давление ( P>v ):
Р =Р -Р (8,14)
* ус.мах пл.мах ‘ г.гага \’ /
Пример:
Проектная глубина скважины =3657 м.
Максимальная плотность бурового раствора, которая будет использовать-
ся при бурении скважины- 1438 кг/м3.
Запас прочности= 480 кг/м3.
Градиент давления газа= 2,7110 ’ МПа/м.
Исходим из допущения, что из скважины будут выброшены 100% буро-
вого раствора.
Шаг 1
Рпгмах = 1 о * • (1438 + 480)• 9,81 • 3657 = 68,8МПа.
Шаг 2
Р .^ага = 2,71 • 10“3 • 3657 = 9,91Л//7«.
ШагЗ
PWMU = 68,8-9,91 = 58,89Л//7а.
Метод 2: Используется, когда предполагается, что максимальное давле-
ние 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
= 'О’*(р.^, + (815)
где Р-uo.f», - давление гидроразрыва пласта под башмаком обсадной ко-
лонны, МПа;
Р.-ид ра, ~ предполагаемый градиент давления гидроразрыва, кг/м3;
- запас прочности, кг/м3;
Hfiaut ~ глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м.
ПРИМЕЧАНИЕ: Запас прочности (в виде дополнительной плотности бурового рас-
твора) добавляется, чтобы iарап 1 нровап>, что тидроразрыв пород произойдет прежде,
чем будет превышено номинальное давление про1ивовыбросовою оборудования.
Ша1 2
Определите гидростатическое давление газа в скважине ( Рггаы ):
ШагЗ
Определите максимальное ожидаемое устьевое давление (Рус), МПа:
Р = Р — Р (8 17 )
'.1Г..МЛ» ‘м).рв) ‘г.лгм ’ У °’ '/
Пример:
Проектная глубина спуска обсадной колонны55 1200 м;
Предполагаемый градиент давления гидроразрыва=1700 кг/м-м;
Запас прочности = 120 кг/м3;
Градиент давления газа = 0,12-10-3 МПа/м;
Исходите из допущения, что из скважины будут выброшены 100% буро-
вого раствора.
Шаг I
=(1701 + 120) 9,81 1200-10*= 21,43 МПа.
236
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Шаг 2
Р. = 2,71 • 10 3 • 1200 = 3.25МПа.
ШагЗ
= 2К43-Х25 = \Ъ,2МПа.
8.4.2. Максимально допустимая плотность раствора исходя из
данных испытания на утечку (Рмах.ут)
= —+л.„ Л818)
H^g
где Рмах.ут - максимальная допустимая плотность бурового раствора,
кг/м3;
- давление утечки, МПа;
~ глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м;
р6 р, - плотность используемого бурового раствора, кг/м3.
Пример: Определите максимально допустимую плотность бурового рас-
твора, используя следующие данные:
Давление утечки = 7,26 МПа.
Глубина башмака обсадной колонны по вертикали = 1200 м.
Плотность используемого бурового раствора^ 1200 кг/м3.
= 106-7,26 +12оо = 1817кг / лА
1200-9,81
8.4.3. Максимально допустимое давление в обсадной колонне при
закрытом устье (
(8.19)
237
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
ГДС Рты ~ максимально допустимая плотность бурового раст вора, кг/м ;
Рв.р. - плотность используемого бурового раствора, кг/м ;
НГмш - глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м.
Пример: Определите максимально допустимое затрубное давление в за-
крытой скважине, используя следующие данные:
Максимально допустимая плотность бурового раствора= 1797 кг/м ;
Плотность используемого бурового раствора=1462 кг/м3;
Глубина башмака обсадной колонны по вертикали=1200 м.
Рм мтр = 10 6 (1797 - 1462 ) 9,81-1200 = 3,94 МПа.
8.5. ГЛУШЕНИЕ ГНВП, ВОЗНИКШИХ ВО ВРЕМЯ СПУСКО-
ПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ
Поступают в зависимости от сложившейся ситуации:
- восстанавливают циркуляцию и вымывают пластовый флюид из сква-
жины (долото находится недалеко от забоя);
- закачивают под давлением буровой раствор на поглощение (если имеет-
ся поглощающий пласт);
продолжают спуск труб через противовыбросовое оборудование под
давлением.
8.5.1. Расчет ы подъема/снуска под давлением
Точка перехода принудительного подъема и спуска
Пример: Используйте следующие данные для определения точки пере-
хода:
Данные:
Плотность бурового раствора^ 1498 кг/см’.
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/см*.
Коэффициент плавучести = 0,8092.
Определите силу, кг, создаваемую давлением в скважине на УБТ диамет-
ром 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 х длина УБТ, м х коэффициент плаву-
чести.
Вес У БТ = 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:
/ = (GZ /у. )-к , (8.20)
где - длина бурильных труб, м;
G,-iyp „ - требующийся вес бурильных труб, кг;
- погонный вес бурильных труб, кг/м;
кп1 - коэффициент плавучести;
Чр ж = 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:
^mw.whi ~ Яубт ‘ sytm » (8*2 1)
где Лии.пт - минимальное устьевое давление, кгс/см ;
239
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
- вес одного погонного метра трубы, кг;
/ - длина свечи, м;
s^,„ - площадь поперечного сечения УБТ, м .
Пример:
УБТ - наружный диаметр 178 мм х внутренний диаметр 90 мм .
Длина одной свечи = 28 м.
Вес одного погонного метра УБТ = 156 кг/м.
Риин^ = (156 кг/м • 28 м)/0,784 • (0,178)2- 104 = 17,6 кгс/см2.
Объем бурового раствора, который необходимо стравливать ( У(пр ), чтобы
поддерживать постоянное забойное давление при подъеме газового пузыря.
Если в скважину спущены трубы:
^=^>^,(8.22)
рб.р
где: У.тр - объем бурового раствора, который необходимо стравливать из
скважины, чтобы поддерживать постоянное забойное давление при подъеме
газового пузыря, м3;
Ьр - ступени увеличения давления, на которые будет разрешаться рост
затрубного давления, МПа:
погонная вместимость кольцевого пространства, м7м;
р,-, р - градиент давления бурового раствора, МПа/м.
Пример:
Увеличение затрубного давления на I ша = 7 кгс/см2.
Градиент давления бурового раствора =0,1600 кт/см‘м.
Погонный объем кольцевого пространства = 0,0634 м3/м.
0,7 0,0634
0,1600
= 2,78 л А
Если в скважине труб нет:
240
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
V =
стр
_ , (8.23)
Рл.р
где: - погонный объем скважины или обсадной колонны, м3/м.
Пример:
Увеличение затрубного давления на 1 шаг = 7 кгс/см".
Градиент давления бурового раствора = 0.1600 кгс/см7м.
Погонная вместимость ствола скважины = 0,0761 м3/м.
= 1^1 = 3,33.
0,1600
8.6. РАСЧЕТЫ С ПОДВОДНЫМ УСТЬЕВЫМ ОБОРУДОВА-
НИЕМ
Уменьшение давления в обсадной колонне при работе штуцера.
При выводе скважины на штуцер при подводном блоке превенторов дав-
ление в обсадной колонне (затрубное давление) необходимо откорректиро-
вать с учетом уменьшения на величину падения давления (гидравлических
потерь) в штуцерной линии:
к. штуцер
= Л^_-Д^„,ф.(8.24)
где Рк ,ит^ср - уменьшенное затрубное давление при работе на штуцере;
О ткрытое - затрубное давление в закрытой скважине; - потери
давления в штуцерной линии.
Пример:
Давление в обсадной колонне (затрубное давление) в закрытой скважине
(С^«~) =6,0 МПа.
Потери давления в штуцерной линии (&Рш„>цер ) = 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 (р^,к)
^.=ю6[4г^-«1+^’(8-25)
к 7
где р^ - максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3;
- давление испытания на утечку зоны башмака ОК, МПа;
_ глубина от стола ротора до башмака ОК по вертикали, м;
ре, 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.
рмм = Ю6 (5,6/1200-9,8) +1100 = 1576кг/м3.
Максимально допустимое давление в обсадной колонне (затрубное дав-
ление) (Риак п.ж):
Р = 10'6-(р -р. ,(8.26)
мак.уст уг'мвк гп.р ) о баш» уу
где риак - максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3;
р(, р - плотность используемого бурового раствора, кг/м3;
- 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.
PUUK1ТЖ = 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 обсад-
ной трубы достигают предела текучести, из справочного руководства сервис-
ной компании, проводящей цементирование, раздел «размеры и прочность».
Шаг 2
Введите поправку во внутреннее давление, при котором напряжения в те-
ле обсадной трубы достигают предела текучести, за коэффициент безопасно-
сти. Некоторые компании-операторы используют коэффициент 80%, другие
- 75%, а некоторые - 70%.
Исправленное внутреннее давление достижения предела текучести, МПа
= (внутреннее давление достижения предела текучести) х коэффициент без-
опасности.
ШагЗ
Определите гидростатическое давление (P..t) используемого бурового
раствора:
ПРИМЕЧАНИЕ: Глубина измеряется от стола ротора до дна моря и включает вы-
соту стола ротора над уровнем моря плюс глубина моря
Ъ=Рб.Р8 Н
Шаг 4
Определите гидростатическое давление, создаваемое морской водой
(Р.-сахъ Па):
гхмд ~ Р мор.вод b Л мор ’
243
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где Рнормд - плотность морской воды, кг/м;
Нхюр~ глубина моря, м.
Шаг 5
Определите давление разрыва обсадной колонны ( Р/М1лйк Y
Р , = Р -(Р -Р ), (8.27)
pat.ofi.K тек. \ гл гл.вод f
где Р^к - исправленное внутреннее давление достижения предела теку-
чести, МПа.
Пример: Определите давление разрыва обсадной колонны, при подвод-
ном 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 I
Определите внутреннее давление достижения предела текучести для об-
садной колонны из справочника по «Бурению нефтяных и газовых скважин»
или « Инструкции по расчету обсадных колонн», 1997 г.:
Обсадная колонна 245 мм - С-75, 75,5 кг/м.
Внутренне давление достижения предела текучести в теле трубы = 518
кгс/см".
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/см".
244
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где Рнормд - плотность морской воды, кг/м;
Нхюр~ глубина моря, м.
Шаг 5
Определите давление разрыва обсадной колонны ( Р/М1лйк Y
Р , = Р -(Р -Р ), (8.27)
pat.ofi.K тек. \ гл гл.вод f
где Р^к - исправленное внутреннее давление достижения предела теку-
чести, МПа.
Пример: Определите давление разрыва обсадной колонны, при подвод-
ном 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 I
Определите внутреннее давление достижения предела текучести для об-
садной колонны из справочника по «Бурению нефтяных и газовых скважин»
или « Инструкции по расчету обсадных колонн», 1997 г.:
Обсадная колонна 245 мм - С-75, 75,5 кг/м.
Внутренне давление достижения предела текучести в теле трубы = 518
кгс/см".
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/см".
244
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Шаг 3
Определите гидростатическое давление, оказываемое используемым бу-
ровым раствором:
Р. с = 1200 • 9,8 • (455 + 15) = 5527200 Па = 56,3 кге/ см2.
Шаг 4
Определите гидростатическое давление, оказываемое морской водой:
Ргхвоа = 1040-9,8-455 = 4637360 Па = 47,3*гс/слЛ
Шаг 5
Определите давление разрыва обсадной колонны:
= 414,9 - (56,3 - 47,3) = 405,9 кге / см2.
Рассчитайте падение давления в штуцерной линии (), кгс/см'
\0~'2-3,5-p6-LQ'M ,
——- (8-28)
где потери давления в штуцерной линии, кгс/см2;
р,-,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 (^p,um^ep.tUH),
кгс/см2, используя следующие данные:
Данные:
Плотность буровою 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.
10'2-3,5 1677-609.6 14,2'“ „
... =-------0 0635<м.--------= 32,8кгс/аи .
8.7. МИНИМАЛЬНАЯ ГЛУБИНА УСТАНОВКИ НАПРАВЛЕНИЯ
Пример: Используя следующие данные, определите минимальную глу-
бину установки направления от дна моря:
Данные:
Глубина воды = 137,16 м.
Градиент давления морской воды= 0,1 кгс/см:/м= 1000 кг/м2/м.
Высота стола ротора над поверхностью моря = 18,3 м.
Градиент давления гидроразрыва породы = 0,1591 кгс/см7м =1591кг/м7м.
Максимальная плотность бурового раствора (которая будет использовать
при бурении этого интервала = 1078 кг/м'.
Шаг 1
Определите давление гидроразрыва породы:
Давление гидроразрыва = 137,15 • 1000 + 1591- у = 10'- 137,15 + 10'-
1,591.у.
Шаг 2
Определите гидростатическое давление столба бурового раствора:
Гидростатическое давление столба бурового раствора = 1О'-9,81 • (137,15
+18,3 ч-у).
ШагЗ
Минимальная глубина установки направления:
Прировняв уравнения по шагу 1 и шагу 2: 10'- 137,15 + 10'- 1,591 у =
1О'-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 удель-
ный все 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/м7м.
Градиент давления гидроразрыва породы= 1357 кг/м7м.
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 = 10s • 41/9,8 • 373,4 =1120 кг/м3.
8.7.2. Уменьшение забоиною давления при отсоединении водотде-
ляюшен колонны
Пример: Используйте следующие данные и определите уменьшение за-
бойного 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/м7м.
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 • 1078-9,81 • 615,7 = 65,1 кгс/см2.
Шаг 2
Определите забойное давление при отсоединенной водоотделяющей ко-
лонне = 10 5 • 1000-9,81 • 213,4 + 105 1078 • 9,81 (615,7 - 213,4 - 22,9) =61,9
кгс/см2.
ШагЗ
Определите уменьшение забойного давления:
Уменьшение забойного давления = 65,1 - 61,9 = 3,2 кгс/см’.
8.8. РЕМОНТНЫЕ Р/ХБОТЫ В СКВгХЖИНЕ
ПРИМЕЧАНИЕ: Нижеследующие процедуры и вычисления более часто исполь-
зуются при капитальном ремоте скважин (КPC), но временами они используются и
при pa6oiax ио 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 флюи-
дов) 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, че-
рез трубы, а в некоторых случая через обсадную колонну.
Глушение скважины методом закачки на поглощение используется в ос-
новном 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 про-
странство, и по каким-либо причинам вести циркуляцию через НКТ невоз-
можно.
НКТ в скважине нет. Приток в обсадную колонну. Закачка на поглощение
является наиболее простым, наиболее быстрым и наиболее безопасным спо-
собом 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 рас-
четы 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/смТм.
Градиент пластового давления = 0,0938 кгс/см7м.
Гидростатическое давление в НКТ= 22,75 кгс/см*.
Трубное давление в закрытой скважине = 139,6 кгс/см*.
НКТ =73 мм-9,68 г/м.
Погонный объем НКТ = 3 л/м.
Внутреннее давление предела текучести НКТ = 506,7 кгс/см*.
Плотность жидкости глушения = 1006 кг/м\
ПРИМЕЧАНИЕ: Определите, какую скороеп> нагнетания лучше всею использо-
вать. Скорость нагнетания должны превышать скорость подъема газового пузыря по
НКТ. Скорость подъема (мш ранни) 1азового пузыря, в закрытой на устье скважине
может быть определена но следующей формуле:
Г = ДР /5
.•aj.nyi, лея. rjrml ’
где Kv/ ny,. - скорость подъема газового пузыря, м/час;
Д/^„ - увеличение давления за час, МПа;
~ градиент давления жидкости освоения, МПа/м.
Решение:
Рассчитайте максимально допустимое трубное давление (на устье), чтобы
нс произошло гидроразрыва пласта:
PNII4,W/J, начальное, когда в НКТ находится флюид притока:
249
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Рначлр ~ (Ргий.раз ‘ ^перф ) » (8.29)
где начальное трубное давление, кгс/см";
Р.-ид ра, - градиент давления гидроразрыва, кгс/см2/м;
^перф ~ глубина перфорации, м;
P.rJW« - гидростатическое давление в трубах, кгс/см2.
Решение
=0,202-1975-9,81-22,75 = 376^с/си2 .
^.тр~ конечное, когда в НКТ находится жидкость глушения:
Р -(о L )-Р
кон.тр 'г .-ид.pat пгрф ’ х .тр\6 ..'луш ’
где ркоммр- конечное трубное давление, кгс/см";
P.-trt.pai ~ градиент давления гидроразрыва, кгс/см 7м;
~ глубина перфорации, м;
Р.с.т/пл..-пн - гидростатическое давление в трубах при жидкости глушения
в них, кгс/см".
РКМ1Мр = 0,202 • 1975 - (10 5 • 1006 • 1975 • 9,81 • 1,02) = 200 кге / 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
Закачанный объем, м3
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 опу-
ститься 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 нс будет заполнена жидкостью глушения и
полностью заглушена.
Этот метод часто используется, когда статическое давление в закрытой
скважине приближается к номинальному рабочему давлению устьевого обо-
рудования 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 закры-
том устье до такого значения, при котором можно безопасно применять дру-
гие методы глушения, нс 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 за-
планирован КРС. Чтобы минимизировать вероятность повреждения оборудо-
вания, будет использован метод попеременной закачки и стравливания, что-
бы снизить трубное давление при закрытом устье до уровня, при котором
можно безопасно провести закачку на поглощение. Для описания этого по-
рядка действий будут использованы приведенные ниже данные.
Глубина по вертикали = 1980 м.
Глубина перфорации = 1950 м.
Трубное давление при закрытом устье (S1TP = 197 кгс/см'.
НКТ =73 мм.
Погонный объем НКТ = 3,0 л/м.
Погонная вместимость НКТ. = 331,2 м/м3.
Рабочее давление устьевого оборудования = 210 кгс/см*.
Удельный вес жидкости глушения = 1078 кг/м3.
Вычисления:
Рассчитайте ожидаемое снижение давления на каждый закачанный м\
жидкости глушения:
= 10 ' lM> S Pt.p
Д/»,^ = 1 °"’ ’332'1'9-8’1078 = 35’° кгс7см2 •
С закачкой каждого м , трубное давление при закрытом устье уменьшает-
ся на 35,0 кгс/см3.
252
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
Рассчитайте объем НКТ, в м3, до перфорации:
=0,003 1950 = 5,85 w3.
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/см”.
Выждите в течение некоторого периода времени, чтобы позволить соля-
ному раствору спуститься по НКТ. Этот период может быть в диапазоне от 'А
часа до 1 часа, в зависимости от плотности газа, давления и диаметра НКТ.
Откройте штуцер и стравливайте газ, пока через штуцер нс пойдет соля-
ной раствор плотностью 1078 кг/м3.
Закройте штуцер и повторите закачку соляного раствора плотностью 1078
кг/м3.
Продолжайте этот процесс, пока нс будет достигнут низкий, безопасный
уровень рабочего давления.
После окончания закачки требуется некоторое время, чтобы жидкость
глушения спустилась по трубам на забой. Фактически время ожидания тре-
буется нс для того, чтобы жидкость спустилась по трубам, а чтобы газ под-
нялся вверх сквозь жидкость. Газ поднимается (мигрирует) со скоростью от
100 - 600 м/час в зависимости от режима его всплытия. Таким образом, что-
бы 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 мигра-
ция газа. На нее указывает равномерный подъем как трубного, так и затруб-
ного давления при закрытом устье. Если позволить газопроявлению мигри-
ровать 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. Наихудшим вариант развития событии - 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, доло-
то должно быть на забое, а в колонне нс должно быть оборудования с обрат-
ным клапаном.
Порядок действий:
Выберите безопасный предел, Ptten и рабочее давление,
Рекомендуемые значения: Р^., = 7,0 кгс/см"; = 7,0 кгс/см".
Рассчитайте гидростатическое давление на 160 л. бурового раствора
Нр/м':
Нр/м3 = градиент давления бурового раствора, кгс/см"/м + погонная вмести-
мость кольцевого пространства, м7м.
Рассчитайте объем стравливания на каждый цикл: Объем, м\ стравливае-
мый за каждый цикл = Р/мЛ + Нр/м3.
Позвольте давлению в обсадной колонне (затрубному давлению) при за-
крытом устье подняться на Р,^, без стравливания флюида из скважины.
Позвольте давлению в обсадной колонне (затрубному давлению) при за-
крытом устье подняться далее на еще одну величину Р,^, без стравливания
флюида из скважины.
Поддерживайте давление в обсадной колонне (загрубное давление) на по-
стоянном уровне, стравливая небольшие объемы бурового раствора из сква-
жины, 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
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
поглощению бурового раствора. Наихудшим вариант развития событии - 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, доло-
то должно быть на забое, а в колонне нс должно быть оборудования с обрат-
ным клапаном.
Порядок действий:
Выберите безопасный предел, Ptten и рабочее давление,
Рекомендуемые значения: Р^., = 7,0 кгс/см"; = 7,0 кгс/см".
Рассчитайте гидростатическое давление на 160 л. бурового раствора
Нр/м':
Нр/м3 = градиент давления бурового раствора, кгс/см"/м + погонная вмести-
мость кольцевого пространства, м7м.
Рассчитайте объем стравливания на каждый цикл: Объем, м\ стравливае-
мый за каждый цикл = Р/мЛ + Нр/м3.
Позвольте давлению в обсадной колонне (затрубному давлению) при за-
крытом устье подняться на Р,^, без стравливания флюида из скважины.
Позвольте давлению в обсадной колонне (затрубному давлению) при за-
крытом устье подняться далее на еще одну величину Р,^, без стравливания
флюида из скважины.
Поддерживайте давление в обсадной колонне (загрубное давление) на по-
стоянном уровне, стравливая небольшие объемы бурового раствора из сква-
жины, 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 забой-
ного давления. Замещение газа на раствор лучше всего подходит для распо-
ложенных надводных блоков превенторов, но для подводного блока превен-
торов может использоваться динамическое замещение газа на раствор.
Замещение газа на раствор может использоваться для уменьшения давле-
ния или для удаления газа из-под надводного блока превенторов перед спус-
ком 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. Р/ю6. Рекомендуемое Р1мЛ = 700-
1400 кПа.
Рассчитайте увеличение гидростатического давления в верхней части за-
трубного пространства на 160 л бурового раствора замещении:
Нр/м3 = градиент давления бурового раствора -ь погонная вместимость коль-
цевого пространства.
Закачайте буровой раствор через линию глушения, чтобы увеличить за-
трубное давление на диапазон рабочего давления, Р^,.
Замерьте убыль объема в мерной емкости и рассчитайте увеличение гид-
ростатического давления, созданное раствором, закачанным заданный 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 диа-
пазон давления.
Повторяйте шаги с 3-го по 6-й, пока замена газа на буровой раствор нс
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:
Р,=/]2/Л.
где: Р/ = исходное давление в закрытой скважине;
Р: - увеличение давления вследствие закачки замещающей жидкости в
скважину (увеличение происходит вследствие сжатия);
Pt = давление, которое нужно стравить после добавления гидростатиче-
ского давления замещающей жидкости.
Порядок действий:
Выберите рабочий диапазон давлений, Р^-,. Рекомендуемое Р1Юв = 3-7
кгс/см‘.
Закачайте замещающую жидкость через линию глушения, чтобы повы-
сить затрубное давление на величину рабочего давления, Р^.
Выждите некоторое время, пока давление стабилизируется. Давление мо-
жет 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 НАХОДЯ-
ЩУЮСЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ СКВАЖИНУ ЧЕРЕЗ УНИВЕРСАЛЬ-
НЫЙ ПРЕВЕНТОР
ПРИМЕЧАНИЕ: Подходит для спуска мере» универсальный превентор 30 свечей
или менее, или же когда мшрация газа не являося проблемой.
Процедура:
Спустите первую свечу при закрытом штуцере, чтобы позволить затруб-
ному давлению подняться.
256
Глава 8
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ
ПРИМЕЧАНИЕ: Не допускайте, чтобы затрубное давление поднималось выше
максимально допустимою устьевого давления, установленного по результатам самою
свежею пены гания 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/см*.
Продолжайте спускать трубы при закрытом штуцере, если только затруб-
ное давление нс приближается к максимально допустимому устьевому дав-
лению. Если затрубное давление приближается к максимально допустимому
устьевому давлению, то стравливайте некоторый объем по мере спуска труб,
чтобы нс допустить превышения предельного давления.
Когда бурильщик спускает инструмент через закрытый превентор, опера-
тор штуцера должен открыть штуцер и стравливать буровой раствор, тща-
тельно следя за тем. чтобы удерживать давление равным Штуцерь
После спуска свечи закройте штуцер. Слейте вытесненный объем из мер-
ной 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 ГИДРОРАЗ-
РЫВ/\ 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 се 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 Р..рп - давление, которое необходимо со-
здать 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 Р..^ > PnoJa.
Давление перекрывающих пород Р.^кт равно сумме пластового давления
Рп, и вертикального напряжения скелета породы аск\
Р^кт = Р + аек
Давление на глубине L равно давлению, оказываемому суммарным весом
вышележащих пород:
Р^ =\p.,{h)dh.
О
где РЯ1(Л)- плотность породы, как функция глубины ее залегания Л.
Геостатическое давление через средневзвешенную плотность порол
( р 1() на глубине L:
258
Глава 9
ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ
р...^ =P<P„AL
Давление закачки, или давление распространения трещин Р.р„ должно
преодолевать поровое давление Рп, и горизонтальное напряжение скелета
породы
Р.р, = р., +
Градиент давления гидроразрыва:
Для условий нормального гидростати чес кого давления равным 0, 0106
МПа/м градиента перекрывающих пород равным 0.0230 МПа/м предельное
значение градиентов давления разрыва (Р.7Ж) может быть рассчитано следу-
ющим образом:
p =Z**-+2^.£-0,0148
'рп 3Z 3 м
Эквивалентная плотность жидкости равна 1480 кг/м3.
р =0,5 Р + 1-0,0169
*" •"*” I L L J Л1
Эквивалентная плотность жидкости равна 1690 кг/м3.
С вводом переменного коэффициента напряжения скелета породы Kt (т.е.
переменное отношение горизонтального напряжения к вертикальному) урав-
нение градиента давления гидроразрыва пласта имеет вид:
P..,p-PntIL + Kx\P^-Pni)IL
259
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Коэффициент Ki с глубиною от 1000 до 6000 м возрастает с 0,4 до 1.0 (по
Мсттьюзу Келли).
В соответствии с законом Гука зависимость между горизонтальным
напряжением и вертикальным Байтон выразил с помощью коэффициента
Пуасона:
ver
Наиболее известна формула Б.А.Итона, выразившего градиент давления
гидроразрыва с помощью коэффициента Пуассона:
Другой известный метод Р.А. Андерсона прогнозирования давлений гид-
роразрыва пластов представлен зависимостью:
2v Рт l-3v/\,
р =--------яи.+-------±
г 1-v L l-г L
Ниже приведены значения коэффициента Пуассона для различных наибо-
лее распространенных типов осадочных пород
Глины:
Песчанистые
Плотные
Глинистые сланцы
Известняки
Каменная соль
Песчаники
0,38-0,45
0,25-0,36
0,10-0,20
0,28-0,33
0,44
0,30-0,35
С учетом коэффициента сжимаемости пород а:
260
Глава 9
ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ
где Стк - собственная сжимаемость твердого тела, Сск - сжимаемость ске-
лета породы.
Соотношение Ст</С<ж - рассматривается как величина пористости породы,
т.е. в случае равенства Стли Сскч а становится равным нулю и исключает зна-
чение члена уравнения, включающего поровое давление.
При полном отсутствии промысловых данных и данных исследований
допускается использовать эмпирическую формулу для скважин глубиною
свыше 4000 м
р = о.ООХЗ + 0,66 —
и
Пример: Определите градиент гидроразрыва пласта представленного
песчанистыми глинами на глубине 2500 м для следующих условий: средняя
плотность пород, слагающих разрез - 2400 кг/м?, пластовое давление - 30
МПа.
Решение
Горное (гсостатичсское) давление = 2400 • 9,8 • 2500 = 58800000 Па = 58,8
МПа.
Градиент гидроразрыва пласта по Итону
30 ( О 3 58 R —30
р.п =-^— + '— = 0,012 + 0,0049 = 0,0169 Л//7л/лг.
Кгр 2500 U-0,3j 2500
Пример: Определите градиент гидроразрыва пласта на глубине 4500 м и
пластовом давлении 54,0 МПа.
Решение
р. = 0,0083 + 0,66---= 0,0203 МПа / м.
450
261
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
9.2. ГРАДИЕНТ ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ МОРСКИХ МЕСТО-
РОЖДЕНИЙ
Уравнение градиента нагрузки вышележащих пород на глубине L при
глубоководном бурении имеет вид:
^/£ = 1/Ма.А+АЛ).
где L - глубина ниже уровня отсчета (поверхности воды);
Lt - глубина ниже уровня дна моря;
L„ - глубина воды;
ря - плотность воды.
Поскольку морская вода имеет плотность 1020 кг/м3, уравнение упроща-
ется:
Рлте./£ = 1.02/£(А,£)+А^)-
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 0,5-
1,5 л/с. Достигают половины расчетного максимального давления и регули-
руют 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 сле-
дующее:
Увеличение давления шагами по 7 кгс/см2 выдержкой на каждом значе-
нии давления в течение нескольких минут, затем увеличение на следующие 7
кгс/см‘ 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 противо-
давление. постепенно закрывая штуцер. При этом методе необходимо вычис-
лить падение давления в кольцевом пространстве, которое прибавляют к за-
меренным значениям давления.
9.4. Испытание на эквивалентную плотность буровою раствора
Это испытание проводится преимущественно на эксплуатационных сква-
жинах, где известна максимальная плотность бурового раствора, применяе-
мая при бурении следующего интервала.
Определите эквивалентный плотность буровою раствора при испытании,
кг/м . Такая операция носит названия ограниченного испытания породы ме-
тодом орпессовки.
Обычно используют два метода:
Метод 1:
Прибавьте некоторую величину к максимальной плотности бурового рас-
твора, 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 .тля 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/м ) - (запас
прочности, кг/м ).
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:
Pn^ = ^(p^-p6„)gH
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 разве-
дочных скважинах, где фактическое давление гидроразрыва нс известно.
Определите предполагаемый градиент давления гидроразрыва из диа-
граммы градиента давления гидроразрыва (в геолого-техническом наряде).
Определите предполагаемое давление утечки.
= 1 0 ‘ ( Р..,, - А ) • g •
где - предполагаемое давление утечки, МПа;
Р.-.р - предполагаемый градиент давления гидроразрыва, МПа/м;
РбР - плотность используемого бурового раствора, кг/м3;
264
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/м ) - (запас
прочности, кг/м ).
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:
Pn^ = ^(p^-p6„)gH
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 разве-
дочных скважинах, где фактическое давление гидроразрыва нс известно.
Определите предполагаемый градиент давления гидроразрыва из диа-
граммы градиента давления гидроразрыва (в геолого-техническом наряде).
Определите предполагаемое давление утечки.
= 1 0 ‘ ( Р..,, - А ) • g •
где - предполагаемое давление утечки, МПа;
Р.-.р - предполагаемый градиент давления гидроразрыва, МПа/м;
РбР - плотность используемого бурового раствора, кг/м3;
264
Глава 9
ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ
НСн]1и ~ глубина башмака обсадной колонны по вертикали, м.
Пример:
Плотность бурового раствора =1150 кг/м3.
Глубина установки обсадной колонны но вертикали = 1200 м.
Предполагаемый градиент давления гидроразрыва = 0.1725 МПа/м.
Решение:
= 10"6 (1725 -1150) • 9,81 • 1200 =6, ’ll 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 опреде-
лить ограничения по плотности цементного раствора и по давлению с целью
не допущения поглощения.
9.5. МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ПЛОТНОСТЬ РАСТВО-
РА ИСХОДЯ ИЗДАННЫХ ИСПЫТАНИЯ НА УТЕЧКУ(Л- )
где Р^.иах - максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3;
Лиечки - давление утечки, МПа;
р6 р - плотность используемого бурового раствора, кг/м3;
Нешш - глубина башмака бурового раствора по вертикали, м.
Пример: Определите максимально допустимую плотность бурового рас-
твора, используя следующие данные:
Давление утечки - 7,26 МПа.
Глубина башмака обсадной колонны по вертикали - 1200 м.
Плотность используемого бурового раствора - 1200 кг/м'.
265
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Максимально допустимая плотность бурового раствора
10 7,26 +1200 = 1817кг/м3.
1200-9,81
9.6. МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЕ ДАВЛЕНИЕ В ОБСАД-
НОЙ КОЛОННЕ ПРИ ЗАКРЫТОМ УСТЬЕ, ТАКЖЕ НАЗЫВАЕ-
МОЕ МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫМ ЗАТРУБНЫМ ДАВЛЕ-
НИЕМ В ЗАКРЫТОЙ СКВАЖИНЕ ( Ркпт)
Л «аг = 1°^ (р«ак -Рб.р}-g 'HtanW
где рта1 - максимально допустимая плотность бурового раствора, кг/м3;
Р(, р. - плотность используемого бурового раствора, кг/м3;
~ глубина башмака бурового раствора по вертикали, м.
Пример: Определите максимально допустимое давление на устье закры-
той скважине, используя следующие данные:
Максимально допустимый удельный вес бурового раствора - 1797 кг/м ;
Плотность используемого бурового раствора - 1462 кг/м3;
Глубина башмака обсадной колонны по вертикали -1200 м.
= 10^ (1797 -1462 ) • 9,81 • 1200 = 3,94 МПа .
9.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА - ПРИМЕ-
НИТЕЛЬНО К СКВАЖИНАМ НА СУШЕ
Метод 1
Метод Мэттьюза и Келли:
Д =Р /L + К,(Р-Рп,)/£,
~г.р nt I \ гонт nt / ’
266
Глава 9
ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ
где Р.. р - градиент давления гидроразрыва, МПа/м;
Рп1 - поровое давление в пласте, МПа;
L - глубина по вертикали в интересующей точке, м;
Ki - коэффициент напряжения скелета породы, безразмерный.
Порядок действий:
Получите поровое давление в пласте, Р, из диаграмм электрического ка-
ротажа, плотностного каротажа или от персонала станции ГТИ.
Примите градиент горного давление (Р.^,) равным 0,0226 МПа/м и рас-
считайте су следующим образом:
<7 = Р.-ор - Р.
Определите глубину для определения Ki по формуле:
L = 82,666 ст, м
Из диаграммы коэффициента напряжения минерального скелета породы
определите Ki (см. рис. 9.1).
Определите градиент давления гидроразрыва, МПа:
P.P = Pn./L + K,.(P.^-Pn,)IL
Определите давление гидроразрыва, МПа:
Р^.ра, = Д,ЛМПа .
267
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Глубина,
Рис. 9.1. Диаграмма коэффициента напряжения в матрице скелеты пласта
Определите максимальную плотность бурового раствора, кг/м :
ю6
9,8L
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/м’.
Поровое давление:
Р = 1440-9,8-3650-10’6 = 51,5 Л//7«;
а = Ргор -Р= 0,0226-3650 - 51,5 = 30,99 МПа;
£ = 82,666 -30,99 = 2562 м-
Из диаграммы:
к, = 0,79;
ргр = 51,5 / 2562 + 0,79 • (82,5 - 51,5) / 2562 = 0,208;
P^Apat = 0,0208 -3650 = 15,92 МПа;
106
л , = — 0,0208 = 2122 кг/м'-
9,8
Метод 2
Способ Бена Итона
Порядок действий:
Получите градиент горного давления из диаграммы градиента гсостати-
ческого давления.
Получите градиент пластового давления из данных электрического каро-
тажа. плотностного каротажа или у подрядчика по ГИС.
Получите коэффициент Пуассона из диаграммы коэффициента Пуассона.
Определите градиент давления гидроразрыва, используя выше приведен-
ное уравнение
Определите давление гидроразрыва, МПа:
P=p-L.
'V ^гр
Определите максимальную плотность бурового раствора, кг/м3:
269
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
ю6.р,;,
р----------- •
9,8£
Пример:
Глубина спуска обсадной колонны = 3658 м.
Поровое давление в пласте (в единицах плотности раствора) = 1438 кг/м .
Определите P.^JL из диаграммы для глубины = 3658 м.
Рл..к.Л = 0,023 МПа/м2. PJL = 1438 кг/м’-Ю"6 -9,81= 0,0141 МПа/м.
3. Коэффициент Пуассона из графика = 0,47.
4. Определите градиент давления гидроразрыва:
Р..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:
9.8. ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА - ПРИМЕНИ-
ТЕЛЬНО ДЛЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
При буровых работах на море в расчеты для определения градиента дав-
ления 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 мооя = 30,4 м.
Плотность морской воды = 1066 кг/м’.
Глубина воды = 610 м.
Глубина спуска обсадной колонны ниже уровня дна моря = 1220 м.
Градиент пластового давления - 0,0108 МПа/м.
Порядок действии:
Преобразуйте толщу воды в эквивалентную (по вкладу в горное давление)
толщу пород суши:
Определите гидростатическое давление морской воды (Рг ив):
270
Глава 9
ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТ
Р,- I О'6 • 1066 • 9,8 • 610 = 6,38 МПа.
Из диаграммы зависимости горного давления от глубины по Итону опре-
делите градиент горного давления от среднего уровня моря до глубины спус-
ка обсадной колонны:
Из графика: Проведите горизонтальную линию на уровне 1830 м до пе-
ресечения с кривой и возьмите отсчет по горизонтальной шкале, соответ-
ствующий 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 гидрораз-
рыва 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 плот-
ность бурового раствора, введя поправку за глубину от стола ротора:
А 106-26,23 .... . 2 /
Др л» =-------7----------г = 1442 кге / л/ / м .
9,81 (1534+ 30,4)
где ^P.uo.paj - 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.
I. Осреднение углов
Приращение отклонения к северу = &z-sin—_— -cos*?'**?2 •
2 2
Приращение отклонения к востоку - °2 sin^^2 •
2 2
Приращение глубины по вертикали = д7 .cos g| .
2
2. Радиус кривизны
„ Az • (cosa. - cosa2) • (sirup, - sirup.)
Приращение отклонения к северу =---------:----------—
Приращение отклонения к востоку =
Az • (cosal - cosa 2) • (cos^ - cos<p2
(«,-«,)•(?>,-р,)
,, - (sina, -sina.)
Приращение глубины по вертикали = Д?-------—-57,3
а2 ~ai
где: Az - длина интервала профиля ствола, измеренная вдоль ствола, м;
а/ а2 - зенитный угол в верхней и нижней точках измерения инклиномет-
ром. градусы;
274
Глава 10
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
fpi (р: - географические азимуты в верхней и нижней точках измерения
инклинометром; 57,3 - перевод градусы в радианы.
Пример: Выполните расчеты инклинометрии, используя метол осредне-
ния углов и метод радиуса кривизны.
Замер 1 Замер 2
Глубина, м 2280 2372
Зенитный угол, градусы 4 8
Азимут, градусы 10 35
Метод осреднения углов:
North = (2372 - 2280)• sin cos *^5 = g g । м .
„ . 4 + 8 . 10 + 35 „ „
East = 92 • sin---sin-------= 3,66 м ;
2 2
Vert = 92 cos— = 90.94 м .
2
Метод радиуса кривизны:
(cas4-co.s8) (sin35-sin\0) ,
North = 92 • ——-------------------L. 57,32 = 8,72 .w ;
(8-4)-(35-10)
East = 92 •
(cos4 - cos3) • ( cosl 0 - cas35) ,
*-----7-----------r------*57,32 = 3,65 м
(8-4)(35-10)
275
Глава 10
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
fpi (р: - географические азимуты в верхней и нижней точках измерения
инклинометром; 57,3 - перевод градусы в радианы.
Пример: Выполните расчеты инклинометрии, используя метол осредне-
ния углов и метод радиуса кривизны.
Замер 1 Замер 2
Глубина, м 2280 2372
Зенитный угол, градусы 4 8
Азимут, градусы 10 35
Метод осреднения углов:
North = (2372 - 2280)• sin cos *^5 = g g । м .
„ . 4 + 8 . 10 + 35 „ „
East = 92 • sin---sin-------= 3,66 м ;
2 2
Vert = 92 cos— = 90.94 м .
2
Метод радиуса кривизны:
(cas4-co.s8) (sin35-sin\0) ,
North = 92 • ——-------------------L. 57,32 = 8,72 .w ;
(8-4)-(35-10)
East = 92 •
(cos4 - cos3) • ( cosl 0 - cas35) ,
*-----7-----------r------*57,32 = 3,65 м
(8-4)(35-10)
275
Бабаян Э.В.. Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
(sinS-sin4)
Vert = 92 • • 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 от-
клонения от вертикали) и глубины скважины.
Нижеследующая схематическая диаграмма траектории скважины иллю-
стрирует, как определить отход по горизонтали:
Рис. 10./. Отход по горизонтали
Данные:
АВ - расстояние от точки положения устья на поверхности до точки нача-
ла отклонения;
ВС - расстояние от точки начала отклонения до глубины забоя по верти-
кали (L«.yw,);
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;
АС - глубина по вертикали;
AD - глубина по стволу скважины.
Чтобы вычислить отход по горизонтали / отклонение от вертикали (CD), м:
CD. м = sin « • BD.
Пример: Точка начала отклонения находится на расстоянии 610 м от по-
верхности. 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 ство-
лу 2438 м, находится на расстоянии 625 м от вертикали.
10.3.ВЫЧИСЛЕНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ НАБОРА КРИВИЗНЫ
Метод 1
Интенсивность набора кривизны (/и) обычно выражают в числе градусов
на i = 100 футов (или на 10 или 30 метров - в метрической системе). Ниже-
следующая формула дает интенсивность набора кривизны в градусах на 10 м
и основана на методе радиуса кривизны:
Для вычисления интенсивности набора кривизны в метрической системе
т = {cos-1 [(casar, • cosa2) + (sinax • sina2) • cos((p2 — (px )]} •l-
где: m - интенсивность набора кривизны, градусов/m ;
I - длина интервала профиля ствола, расстояние по стволу между точка-
ми замера инклинометром, м;
«/, «, - зенитный угол (угол отклонения от вертикали на верхней и ниж-
ней точках замера инклинометром, градусы;
277
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
(pi. (р2 - азимут на верхней и нижней точках замера инклинометром, гра-
дусы.
Пример :
Определите интенсивность кривизны, принимая т - °/10 м.
Замер 1 Замер 2
Глубина, м 1280 1300 м
Зенитный угол, градусы 13,5 14.7
Азимут, градусы N I0E N I9E
т = '1 [(cosl 3,5 • cosl 4,7) + (sin 13,5 • sin\ 4,7) • cos (19-10)]}
10
1300-1280
1,24 град /10л/
Метод 2
Этот способ вычисления интенсивности набора кривизны основан на тан-
генциальном методе:
л/ = —=т-----------—-------------—----------------------------=, град /10л/
L • I (sina} • sina2) • (sin<p{ • sin(p2 + cos(f\ • cos(p2) + cosax • cosa2 J
где m - интенсивность набора кривизны, град./10 м;
/ - длина интервала профиля ствола, м;
«/, а2 - зенитный угол (угол отклонения от вертикали) на верхней и ниж-
ней точках замера инклинометром, градусы;
<р/. <р: - азимут на верхней и нижней точках замера инклинометром, гра-
дусы.
Пример:
Замер 1 Замер 2
Глубина, м 1280 1300м
Зенитный угол, градусы 13,5 14,7
Азимут, градусы N 10Е N I9E
278
Глава 10
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
__________________________________10__________________________________
20 • [(smi 3,5 • 4.7) • (sin\0 • л/7/19 + cosl 0 • cosl 9) + с<к! 3,5 • co.vl 4.7 J
= 0.5 град I Ю.м
10.4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННЫХ СКВА-
ЖИН
Профиль состоит из вертикального участка - участка набора кривизны
- Я/ с радиусом искривления - R и наклонно прямолинейного - 13.
Р Р 360 1 • О /Ш Р 573
Радиус искривления к -------, принимая / = ZIO.w к =------
2л- / i
И тогда зависимость искривления от интенсивности набора угла а пред-
ставлена в таблице
/(°/10м) 0.5 1.0 1.5 2.0 2,5
/?(м) 1146 573 362 286 229
279
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Максимальное значения зенитного угла # находится по формуле при А
> R:
а = 180-tg~l ^l-cos"1
I A-R J
-----sm/g 1-----
H-He A-R
Пример:
Отклонение A = 700 м. Длина вертикального участка - 350 м.
Глубина скважины по вертикали - 2350 м.
Интенсивность искривления - I =1 °/10 м (R = 573 м).
Решение:
a = 180-/g''
2000
700-350
573 . 2000 А
-----sinrg
2000-700- 573 )
= 20°
।
Для условия профиля ствола А < R:
а = lg
н-нв
R-A
-cos
R
Н-Нв
sin tg
н-нв
R-A
Пример:
Отклонение А = 300 м. Глубина вертикального участка Н„ = 600 м. Глуби-
на скважины по вертикали //=1800 м. Интенсивность искривления
а = 1"/10л< (Л= 573 л).
Решение
a = tg
1800-600
573-300
-I
-cos
573 . _!
---------sin tg
1800-600
1800-600
573-300
= 15°
Общая длина по стволу:
LogUf = He+l + L = He+0fl\ 745 • R • а + // - Нв - /? • sin а - /cosa
280
Глава 10
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
Формулы для трёхинтсрвального тангенциального профиля скважины
представлены в таблице:
Участок Длина Проекция чаока, м
профиля участка ори юн алиная вертикальная
Вертикальный h = Н. — Н.
Набора зенитного угла 1г =0.0174R а а = R'(l-cos а) Hi = /?• sin а
Прямолинейный наклонный lj = H/cos а А/ = И; fga Н: = Н - (Н, + Н>)
Угол набора кривизны для условия /?/ + /?> < А рассчитывается по формуле:
281
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
a = 180-/g-1
"г-н.
A-Rl-R2_
-cos 1
Lh2-w,
+ R-> _i H2 — нв
—------7-sin/g -------------
в
А - R} - R2
Остальные расчёты такие же как и для трёх профильно го ствола до точки
D. Вертикальная проекция от точки D:
Н 2 — Н 3 — R2 sin a
Общая длина до точки D:
, ,, тга-R, H.-H-R,s\na
Ln = H.+--1- - —*-’-----
180
cosa
Горизонтальная проекция отточки D (начало уменьшения искривления):
/Ь = R\ (1-cosa)+(//| -He-R\ • sin a)-tga
Длина скважины до точки F (т.е. до начала вертикального ствола) при
вхождении в продуктивный горизонт:
180
Общая длина скважины:
_ .. x-a-R. И.-H -R. sina тг а-R, .. __
LT=H„+------L + —!------!----+------- + H-H
180 cosa 180
cosa
Расчёт характеристик точек для S-образного профиля скважины с верти-
кальным отклонением ствола при R, +R2 >А (см. рис. 10.4):
a = /g 1
-cos
/?! + R2 — A
-1 Ri + R,
; —!----------— sii
sin/g 1
/?l + R2 — D
282
Глава 10
НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ
Рис. 10.4. Расчётная схема S обратного профиля (Л < R/ + /??)
Пример:
Рассчитайте профиль скважины для следующих условий.
Глубина нахождения продуктивного горизонта (кровля) - Ну= 3350 м.
Отклонение - А = 1200 м.
Интенсивность искривления / = 1°/10 м.
Глубина вертикального участка Нн= 350 м.
Глубина скважины по вертикали Я = 3500 м.
Решение
Определим угол набора кривизны:
283
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
a = 180-/g"'
3350-350 1 _,Г 573 + 573 .
------------ - cos ---------sm te
1200-573-573J [3350-350
3350-350
1200-573-573
= 180-88,7-67,6 = 23,7°
Глубина по вертикали до окончания набора кривизны
НЕ = Н.+R-sina=350 + 573-sin23,7 = 580м
Глубина по вертикали до начала снижения угла искривления
Н2 = Ну - R • sin а = 3350 - 573 • sin 23,7 = 3070 м
Длина скважины до начала снижения угла искривления
, 3,14 23,7-573 3350-580-573-sin23,7
L,. = 350 +--------+---------------------= 3360 м
1 180 cos 23,7
Горизонтальная проекция, или отклонение до точки D.
А2 = 573 (1-0,916) +(3070-350-573-0,4) 0,44 = 1144м
Длина скважины до начала входа вертикальным стволом в продуктивный
пласт:
, 3,14-573-23,7
Lf - 3360 +--------------= 3597 м
F 180
Общая длина скважины:
, «л 3,14-23,7-573 580-350-573-sin 23,7
Lr = 350 +------------+---------------------
cos 23,7
180
3,14-23,7-573 + 35()0 _ 3()70 = 3747 м
180
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
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
a = 180-/g"'
3350-350 1 _,Г 573 + 573 .
------------ - cos ---------sm te
1200-573-573J [3350-350
3350-350
1200-573-573
= 180-88,7-67,6 = 23,7°
Глубина по вертикали до окончания набора кривизны
НЕ = Н.+R-sina=350 + 573-sin23,7 = 580м
Глубина по вертикали до начала снижения угла искривления
Н2 = Ну - R • sin а = 3350 - 573 • sin 23,7 = 3070 м
Длина скважины до начала снижения угла искривления
, 3,14 23,7-573 3350-580-573-sin23,7
L,. = 350 +--------+---------------------= 3360 м
1 180 cos 23,7
Горизонтальная проекция, или отклонение до точки D.
А2 = 573 (1-0,916) +(3070-350-573-0,4) 0,44 = 1144м
Длина скважины до начала входа вертикальным стволом в продуктивный
пласт:
, 3,14-573-23,7
Lf - 3360 +--------------= 3597 м
F 180
Общая длина скважины:
, «л 3,14-23,7-573 580-350-573-sin 23,7
Lr = 350 +------------+---------------------
cos 23,7
180
3,14-23,7-573 + 35()0 _ 3()70 = 3747 м
180
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 дав-
лений. На следующей точке инклинометрии необходимо ввести поправку на
глубину по вертикали, чтобы расчеты инженера соответствовали истинной
величине глубины по вертикали:
Н2 = h • cosa + Hi,
где Н2 - новая глубина по вертикали, м;
Л - длина интервала профиля ствола, м проходки после последнего заме-
ра ин клинометром, м;
Н/~ глубина по вертикали на последней точке замера инклинометром, м.
Пример:
Hi (на последней точке замера) = 2591 м.
Зенитный угол = 40 градусов.
Длина интервала профиля ствола = 9 м.
Решение:
Н2 = 9-cas40 +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 рекоменду-
ется в интервалах, которые сложены глинистыми породами. Для
этого устанавливают отклонитель тина ОЗС.
В таблице 10.1 приведены технические характеристики отклонителей.
Таблица 10.1
Тип Максимальный наружный диа- метр. мм Длина, мм Угол скоса
отклонителя желоба кониче- ской час in
ОЗС-146 108 4300 2500 2°ЗО
ОЗС-168 136 4900 2600 2°30
285
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
«Окно» вскрывают фрезером-райбером с последующим выходом в поро-
ду. Технические характеристики фрейзеров-райберов для вскрытия «окна» в
колонне приведены в таблице 10.2
Таблица 10.2
Тип Диаметр обсадной КОЛОППЫ, мм Наибольший диаметр рай- бера. мм Наименьший диаметр рай- бера. мм Длина райбера, мм Масса райбера, кг
ФРС 146-1 146 110 47 430 12
ФРС 146-2 146 120 62 425 20.5
ФРС 146-3 146 120 95 431 25.5
ФРС 168-1 168 130 50 380 26
ФРС 168-2 168 142 70 496 40
ФРС 168-3 168 142 НО 500 46
Длина окна / определяется по формуле:
. d.-d2 h
l = Dmctga-^—^- + -,
2sina 2
где Dm - внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм;
а - угол скоса клина отклонителя. По технической характеристики от-
клонителя типа ОЗС, равный 2°30';
di - наибольший диаметр райбера, мм;
d> - наименьший диаметр райбера, мм;
h - рабочая длина райбера, мм.
Пример: Определить длину окна, вскрываемого райбером типа ФРС 168-1
в 168 мм эксплуатационной колонне с толщиной стенки 12 мм. В скважине
установлен отклонитель ОЗС 168.
Решение
/ = 144- czg2°30' —142 05° + — = 2980,7 мм .
2sin2°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 но-
вого ствола от старого, чтобы не попасть в зону выработки (А = 15 м), если в
скважине глубиной Л/ = 1050 м, где отверстия фильтра в интервале 1040 -
1045 м, необходимо провести зарезку и бурение второго ствола с глубины h?
= 950 м.
Решение
tga = h/h, - h, =15/1050 - 950 =0,15. т.е. а = 8°30'.
10.6.2. С помощью раздвижных фрезеров вырезают часть обсад-
ной колонны в заданном интервале на длину нс менее 5-6 м. Затем с
помощью двухшарнирного турбинного отклонителя и винтового
двигателя бурят второй ствол с заданным отклонением. В открытой
части скважины можно забуриват ь ствол в любом направлении.
10.7. ИМЕЮЩАЯСЯ НАГРУЗКА НА ДОЛОТО В НАКЛОННО-
НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ
Для наклонно-направленной скважины необходимо вносить поправку в
общий вес УБТ. так как фактически на забой передается только часть веса
бурового инструмента:
G = Gy^m • cos а,
где: G - нагрузка (вес), передаваемая на долото;
а - зенитный угол (угол отклонения от вертикали), градусы;
G^ - общий вес УБТ.
Пример:
= 20000 кг.
а = 25.
G = 20000 xCos25= 18100 кг.
Таким образом, имеющаяся нагрузка на долото составляет 18100 кг.
287
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Глава II.
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА 112]
ПРИМЕЧАНИЕ I: В данной главе даны уравнения, представленные в системе
единиц СИ, Если используется система СИ. давление выражаезся в (Н/м2 абс. = Па
абс.). удельный вес в (Н/м’) или плотность в (кг/м'), гем пера гура в (кельвинах), а глу-
бина в (м). Стандартные условия: давление но АНИ (101325 Па или - 100.1 кПа). 59 °F
темпера гура (15 °C) и относительная влажность 0%.
ПРИМЕЧАНИЕ 2: Для решения задач по течению газов требуется, чтобы вычис-
ления проводились, начиная с некоторою известного состояния течения (обычно на
выходе). Для этого требуется, чтобы вычисления начинались с этой известной пози-
ции в потоке до последующих позиций выше по потоку, пока не будут определены
давление и температура патнетания.
11.1. СТАТИЧЕСКИЙ СТОЛБ ГАЗА
1,К22р,//
Р = Р е Rr
Гга6 rwm к
где Put - забойное давление. МПа абс.;
Лчти - устьевое давление на поверхности, МПа абс.;
Н - глубина скважины по вертикали, м;
р - относительная плотность газа по воздуху при нормальных услови-
ях, безразмерная величина;
R - инженерная газовая постоянная при стандартных условиях по АНИ
(53,36 фунт-фут/фунт -°R) или 8314 нм/(Кмоль);
Тср- средняя абсолютная температура газа по скважине, °К;
Пример: Определите приблизительное давление на забое закрытой на
устье скважины, заполненной природным газом с относительным удельным
весом р = 0,7 и глубиной по вертикали 3050 м Устьевое манометрическое
давление равно 12,4 МПа, а средняя температура в скважине, как определе-
но. равняется 59,4°С. Устье скважины на точке бурения расположено прибли-
зительно на уровне моря.
288
Глава 11
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА
Pwm =12,4 + 0,1 = 12,5МПа абс
Г =59,4 + 273 = 332,4 “К
ср *
1,822 0,7 3050
Рм = 12,5-е ”’6И2'' =12,51,246 = 15,б МПа абс.
11.2. Прямая циркуляция - течение вверх ио кольцевому про-
странству (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:
= +7,428-10’
-7,428-10'’ -bj^, МПа,
где Рлых - давление на выходе в верхней точке кольцевого пространства
на поверхности, МПа абс.;
_________/, (я? 4,858-(Г2
2-10,758-g-(D„-D,,J________1O,7582-(D2,-D^): ’
289
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
с = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности об-
садной колонны и наружной поверхности колонны труб);
g -9,81 м/с2;
DlK„- внутренний диаметр скважины или обсадной колонны, образующей
кольцевое пространство (м);
D,utp - наружный диаметр трубы (м).
где Q* = объемный расход газа, м/с;
- плотность газа (азота) в атмосферных условиях, кг/м3
_ 186268 Рк ра,
В формуле используется величина R = 53,36 по АНИ.
Объмныи расход выбуренной породы Wnop:
№ = 0,784 • D2 • 2700 • ,кг/с
пор скп 3600
Vu„ ~ 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 флюи-
дом является азот из атмосферного воздуха с объемным расходом 0,944 м /с,
производимый генератором азота (ра, = 0,97). Скважина вертикальная, глу-
биной 3050 м, расположена на высоте поверхности около уровня моря Гео-
термический градиент на площади бурения равен приблизительно 0,029 °С/м
(0,016 °F/ft).
t = kp (используйте среднюю температуру).
tam = 15°С (стандартная температура по АНИ).
/м6 = 15 + 0,029 • 3050 = 103,4° С
t(p = (15 + 103,4)/2 = 59,2°С
Т =59,2° +273° =332,2° К
Рат = 0,\МПа
Тат = 15°+ 273° =288° К
к
186268 0,10,97
53,36-288
= 1,17кг/л?
18 3
f? = о, 784 • 0,1562 • 2700--— = 0,2605 кг / с
р 3600
( 0,97 А Г 0,2605
L = ----- 1 +-------
Л t53,36j|_ 1,109
= 0.0224
„ , (0,1682-0,127
2-/og
0,00015
= 0,0276
291
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
53,36 У
, 0,97 I
h _____________0,0276___________
' “ 210,758-9,8 (0,1682-0,127)
-------------------------г = 5425,2
I0.7582 (0,16823 - 0,127)
(о, 1-’ + 7,428 • 10’ • 5425,2-332,22)"
-7,428 • 109 • 5425,2- 332,22
11.3. ПРЯМАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ - ТЕЧЕНИЕ ВНИЗ ВНУТРИ КО-
ЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ (вычисления производятся, начиная с
глубины забоя внутри бурильных труб и далее к нагнетанию в верх-
ней точке бурильной колонны)
При почти любых буровых работах с продувкой воздухом или газом
насадки буровою 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 тем-
пература на забое внутри бурильной колонны непосредственно над долотом.
Давление нагнетания в бурильную колонну равно.
где: Рл„ = давление над буровым долотом внутри бурильной колонны на
забое скважины, МПа абс.:
292
Глава 11
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА
е - 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности ко-
лонны труб);
g-9,81 м/с2;
D, - внутренний диаметр бурильной трубы, м.
Пример: Для предыдущего примера определите приблизительное давле-
ние азота из атмосферного воздуха, вырабатываемого генератором азота,
который нагнетается внутрь бурильной колонны на устье (внутренний диа-
метр бурильной колонны 0.108 м)
Р^ = 2,239 МПа
0.1089 \
0.00015 J +
= 0,02125
293
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
h = 0,02125 Г 53,36 У
" " 2-10,758-9,8-0,1086 \ 0,97 )
4,858-1,109-
ч2
- • 10,7582 - 0,1086
4 )
= 1689,6
2,2392 + 7,428 10 *^1689,6 • 332,22 •
/ 3,644 0.01X2 3050
_ 332 2
3 644 0 01X2 3050
е
0.5
= 1,832Л//7а.
11.4. ОБРАТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИЯ - ТЕЧЕНИЕ ВВЕРХ ПО КО-
ЛОННЕ 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 поверхно-
стью эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и вверх по внут-
реннему каналу насосно-компрессорной колонны. При таком режиме закач-
ки 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 мерс
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:
3.644-0,7/
(7^,+7,42810-’ Ь„ Т^е т
-7,428-10-’
294
Глава 11
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА
где - давление над буровым долотом внутри бурильной колонны
или в нижней точке колонны НКТ, МПа, абс.;
/> Z V 4,858 4Г2
" ~ 2-10,758-g-(£) ) I р. I '.
V У ‘ 7 - 10,758- D"
( 4 )
Суммарный поток:
е = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности бу-
рильной колонны);
g = 9,81 м/с2;
D,, - внутренний диаметр НКТ, м.
Пример: Определите приблизительное давление на забое в нижней точке
колонны НКТ. Колонна НКТ состоит из 73 мм труб с номинальным погон-
ным 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 диаметр 168,3 мм). На устье в кольцевое пространство
между внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхно-
стью НКТ нагнетают поток азота (ра,= 0,97), с расходом 0,236 м /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
Глава 11
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА
где - давление над буровым долотом внутри бурильной колонны
или в нижней точке колонны НКТ, МПа, абс.;
/> Z V 4,858 4Г2
" ~ 2-10,758-g-(£) ) I р. I '.
V У ‘ 7 - 10,758- D"
( 4 )
Суммарный поток:
е = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности бу-
рильной колонны);
g = 9,81 м/с2;
D,, - внутренний диаметр НКТ, м.
Пример: Определите приблизительное давление на забое в нижней точке
колонны НКТ. Колонна НКТ состоит из 73 мм труб с номинальным погон-
ным 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 диаметр 168,3 мм). На устье в кольцевое пространство
между внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхно-
стью НКТ нагнетают поток азота (ра,= 0,97), с расходом 0,236 м /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 (стан-
дартная температура по АНИ) (15°С). Продуктивный газовый пласт имеет
потенциальный дебит природного газа 0,3304 м3/с (или 28547 м'/сут). В этом
иллюстративном примере будут показаны расчеты для дебита природного
газа 0,0944 м /с (или 8156 м’/сут). Геотермический градиент на этом место-
рождении составляет приблизительно 0,029 °С/м (0,016 °Г/фут). Скважина
расположена на уровне моря.
q,„i = 0,236 м3/с (азот из атмосферного воздуха).
q?2 = 0,0944 м /с (природный газ).
р = 0,97.
Рг =0’7-
ра, =0,01014 МПа.
Pyvm = 0,6985 МПа избыт.
P,h = 0,6985 + 0,1014 = 0,7909 МПа абс.
Г,А = tai (используйте среднюю температуру атмосферного воздуха).
=15 + 0,029Н= 15+ 0,0293050 = 103,4.
= 103,4°С.
tcp = (15 + 103,4)/2 = 59,2 °C.
Т<р =59,2° + 273° =332,2 "К.
Плотность газа и его объемный расход азота:
29-10*-0,1-0,97 , ,
---------------= 1,175 кг / м
8314-288
QKl =1,175 0,236 = 0,2733 кг / с
г*
29-Ю6-0,1-0,7
8314-288
= 0,848 кг / л<3
Qx, = 0,848 • 0,0944 = 0,0801 кг / с
Q,x = 0.2773 + 0,0801 = 0,3574 кг / с
296
Глава 11
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА
0,97
53,36
= 0,0182
0,062 >
0,00015 )
. 0,0246 f 53,36 V
2 10,758-9,8 0,062 t 0,97 )
it
4
4,858 0.35742 = В5()
| • 10,7582 0,0624
3,644 0,01X2 305(1
(о,79092 + 7,428 • 10’9 • 3350• 332,22)• е т
-7,428 • 1 (Г9-3350-332,22
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 простран-
ства. Давление нагнетания в верхней точке кольцевого пространства равно:
297
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Р;. 4-7,428-10 4 -Г;' •
лм> ’ а ср
h =л ГяУ 4,858 у;
" 2Ю,758-я (£>. -D (7г\- , . , , Ч2
* V «».« \P.-J £ 10,758* (D2- -D- . )
I л I у м.ви н.пк/п у
2./og 1+1,14
I £ )
с = 0,00015 м (абсолютная шероховатость внутренней поверхности об-
садной колонны и наружной поверхности труб НКТ);
g = 9,81 м/с2;
- внутренний диаметр обсадной колонны в кольцевом пространстве, м;
О„„кт - наружный диаметр НКТ, м
где: QKt = расход газа, м /с
29106 Л р.
RTK
298
Глава 11
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВОЗДУХА И ГАЗА
Пример: Используя данные из рассмотренного выше примера, определи-
те приблизительное затрубное давление нагнетания в скважину, на которой
производился КРС и которую снова вводят эксплуатацию.
29-Ю6-0,1-0,97
8314-288
= 1,175 кг!м*
Qxi = 1,175-0,236 = 0,2773 кг/с
а
0,97
53,36
= 0,0182
п , (0,168-0,073^
2чО£\
I 0,00015 )
= 0,022
h ______________0,022____________ Г 53,36 V
*' ” 2-10,758-9,81 (0,168 - 0,073) \ 0,97 )
4.858-И^2
-1О,7582-(О,1682-О,О732)2
1,8582 + 7,428 • 1 О’9 • 33,17 • 332,2г •
( 3,644 0.0182 3050
3.644 0.0182 3050
0.5
= 1,375Л//7я
или
= 1,375 - 0,1 = 1,275 МПа избыт.
299
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.
Таблица 11.1
Пршок природною газа в завнснмосш oi давления наше гания
Q., (ст.м’/с) (МПа избыт.)
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 ЦЕМЕНТ-
НОГО РАСТВОРА
Реологические свойства цементного раствора, описываемого степенным
законом, рассчитывают по формулам:
К = о,48- 5,11 gM°
<1 Iя
511
2 л+ 1
3//
,(12.1)
где п - показатель поведения жидкости, безразмерная величина;
К- показатель консистенции, Па е”.
При использовании Бингамовской модели для описания неньютоновской
жидкости пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига рассчи-
тываются:
$ ~ 1’5 '($1(Ю $ioo )
г = $^ю -ij, (12.2), где ц - пластическая вязкость, спз, 1спз = 1 • 104 Па с.
г-динамическое напряжение сдвига, 1 фунт/100 фуГ = 0,48 Па.
^зоо» $ioo’ Оу ~ показание ротационного вискозиметра, соответственно при
300; 100 и 3 об/мин.
Между параметрами моделей Бингама и Освальда-Вейля (степенная мо-
дель) легко устанавливается следующая связь:
7 = Кл/п|;г = (1-л)А:/'’
ЛГ = (г + л /) у я;л = /7 /-(г +// Г)'1,
где у — скорость деформации сдвига, выше которой зависимость г от у
практически линейная.
301
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Приведённая вязкость жидкости Освальда-Вейля:
,/ = £.Гб + ^.М". (120
8 I п) I V )
Приведённая вязкость жидкости Бингама:
п' = п-
(D-d)r\
У-П )
(12.5)
12.2. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ
Давление в затрубном пространстве определяется как сумма гидравличе-
ских потерь каждой из жидкостей:
PL, р,
ЮОО-рц
Р
-- (Л • Р. +-• Ру + ..X. • р.)
рц 1000------------------11 22 ' '
,(12.6)
Пример I: 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/см*. По формуле (12.1) рассчитаем:
5 9
Р =----—------(1200 1910+ 1200 1510 +800 1120) = 15,95 кгс/си2.
1850 1000
302
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Таблица 12.1
Гнлравлнческне потери в кольцевом пространстве
Д,. Гидравлические поiери в кольцевом прооранове. кг/см2, при
ММ ММ ММ расходе, л/с. немел moi о раовора плогноезью 1850 кг/м
на juiniie 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
406 393.7 324 - - - - 1.3 2.2 3.4 4.7
406 393.7 340 - - -
340 311 273 11.7 20,0 30,3
245 - - - - - - 2.3 3.9 5.9 8.4
324 295 245 - - - - - - 5,5 9.4 14,2 20,0
219 - 1.7 2.9 4.4 6,1
299 269,9 219 - 14,7 22,3 6.4 10,9 16,5 23.2
245’ 9.2 22.0 33,3 47.3
273 244.5 219 7.0 16.8 25,3
219’ 0.5
178 0,4 1.1 1.9 2.9 4.0
168 7,0 5,7 0.9 1.5 2.3 3.2
245 216 168 5,7 2.0 12,1 20.7 31,3
146 4,0 1.6 4.3 7,4 11.2 15,7
140 10,5 3.5 5.9 9.0 12,6
178’ 2.4 8.6 22.4
219 190.5 146 12,1 6.0 18,3 31,2
140 11,5 3,2 12,8 21,8
127 5.4 18.3 6.9 11,8 17,8
194 165,1 127 5.0 16,2 17.4
127’ 4.8 15.3 8.2
178 151 114 7.3 12.5 2.2 17.3
139,7 114 2,5 4,3 6.7
168 114’ 11,9 25.2 6.4
120,6 114’ 7.7 16,5 19,0
146 112 102’ 6.6
ПРИМЕЧАНИЕ: D<^i - диаметр зацементированной обсадной колонны. - диа-
метр спущенной колонны. - диаметр цементируемой обсадной колонны. * - безмуф-
ювые обсадные лрубы, ** - НКТ с обточенными муфтами.
12.3. ПЛОТНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
Плотность цементного раствора из условия исключения гидроразрыва по-
род или развития интенсивного поглощения раствора при наличии потока на
момент окончания продавки тампонажного раствора рассчитывается по фор-
муле:
303
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
7 = Р,^ -g• lPp (Н -Н„)+ (р„ -р6 )• лб]_Д (12 7)
“ g(H,+Hu-H) Н, • g
где Н - глубина скважины (спуска колонны) по вертикали, м;
Ни - высота цементного раствора за колонной по вертикали, м
Н, - глубина залегания пластов, подверженных гидроразрыву, м;
Рц-Рр^Рг, ~ соответственно плотности цементного, бурового растворов и
буферной жидкости;
h6 - длина интервала, занимаемая буферной жидкостью за колонной, м;
Рид - давление разрыва пласта (давление начала поглощения), Па.
Если давление гидроразрыва пласта определено расчетным путем, то его
принимают с учетом запаса 0,95 • .
Р' - гидравлические потери в затрубном пространстве от рассматривае-
мого пласта до устья, Па;
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с.
Если цементный раствор следует поднять до устья, то его средняя плот-
ность определяется по формуле:
Л,,„ Л Л.» ~ Л
Pcp~gH g-H ’
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:
= 2750 м, Pw, = 440 105 Па;
Hs2- 2200 м, PtVd = 337-105 Па.
Плотность бурового раствора рр = 1200 кг/м3.
304
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Плотность буферной жидкости р,-, = 1050 кг/м3.
Интервал занимаемый буферной жидкостью за колонной hf, - 150 м.
Потери давления в затрубном пространстве:
от глубины 2750 м до устья - Ptt= 20-105 Па:
от глубины 2250 м до устья - Р,2-16.5-105 Па.
Решение
Для пласта с глубиной нахождения 2750 м (формула 12.7)
_ 440 • 105 - 9,8 • [1200 • (2800 - 2420)+ (1200 -1050 )• 150]
Рср " 9,8 (2750 + 2420 - 2800)
70105
- = 1692 - 74,2 = 1618 кг/м3
2750-9,8
Для пласта с глубиной нахождения 2200 м (формула 12.7)
337-10’ -9.8^1200 (2800-2420)-+-(1200-1050)-150]
Ргр~ 9,8 (2200 + 2420-2800)
Следовательно, весь интервал можно зацементировать только облегчен-
ным тампонажным раствором. Так как во многих случаях с целью получения
качественного разобщения пластов в продуктивной части разреза требуется
использование цементного раствора нормальной плотности (рц = 1,85 - 1,92
г/см3), то на данном примере можно сделать вывод о том, что необходимо це-
ментирование провести в два этапа, например, с использованием муфты сту-
пенчатого цементирования.
Если известны плотности цементных растворов (нормального и облег-
ченного), которые обычно используют в данном районе, то определим длину
интервалов, которые будут зацементированы двумя видами цементных рас-
творов.
305
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Плотность буферной жидкости р,-, = 1050 кг/м3.
Интервал занимаемый буферной жидкостью за колонной hf, - 150 м.
Потери давления в затрубном пространстве:
от глубины 2750 м до устья - Ptt= 20-105 Па:
от глубины 2250 м до устья - Р,2-16.5-105 Па.
Решение
Для пласта с глубиной нахождения 2750 м (формула 12.7)
_ 440 • 105 - 9,8 • [1200 • (2800 - 2420)+ (1200 -1050 )• 150]
Рср " 9,8 (2750 + 2420 - 2800)
70105
- = 1692 - 74,2 = 1618 кг/м3
2750-9,8
Для пласта с глубиной нахождения 2200 м (формула 12.7)
337-10’ -9.8^1200 (2800-2420)-+-(1200-1050)-150]
Ргр~ 9,8 (2200 + 2420-2800)
Следовательно, весь интервал можно зацементировать только облегчен-
ным тампонажным раствором. Так как во многих случаях с целью получения
качественного разобщения пластов в продуктивной части разреза требуется
использование цементного раствора нормальной плотности (рц = 1,85 - 1,92
г/см3), то на данном примере можно сделать вывод о том, что необходимо це-
ментирование провести в два этапа, например, с использованием муфты сту-
пенчатого цементирования.
Если известны плотности цементных растворов (нормального и облег-
ченного), которые обычно используют в данном районе, то определим длину
интервалов, которые будут зацементированы двумя видами цементных рас-
творов.
305
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Длина интервала цементирования тампонажным материалом нормальной
плотности:
x = (H-h).(Pcr-Pal)
Интервал, заполняемый облегченным цементным раствором, рассчитыва-
ется по формуле:
Y = H-h-X. (12.9а)
Если задается интервал заполнения цементным раствором нормальной
плотности, то уточняется плотность облегченного цементного раствора по
формуле:
р.п-(р*к-р,ь)*' }
И'" H-ha-h ' ’
где Л высота, занимаемая буровым раствором в затрубном пространстве
на момент окончания процесса цементирования, м;
Рчь Рц2 ~ соответственно облегченного и нормальной плотности цементных
растворов.
Н„ - заданная высота подъема цементного раствора нормальной плотно-
сти.
Пример 3:
Определить высоты подъема нормального и облегченного цементных рас-
творов 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):
(2800-550) (1749-1550)
1850-1550
=1492 м.
306
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Интервал по вертикали заполнения облегченным цементным раствором
равен (формула 12.9а):
Г=Н„-Хили У = 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 ЦЕ-
МЕНТИРОВАНИЯ
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 ока-
залась 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 це-
ментный раствор нормальной плотности или утяжеленный.
4. Муфта должна быть установлена в зоне непроницаемых пород и с мини-
мальным отклонением диаметра скважины от диаметра долота.
Место установки МСЦ определяют из следующего уравнения:
х = H,-p„g-P +Р,
~pp) g (12.10)
X - расстояние от устья до места установки муфты, м.
Пример:
Определить: на какой глубине необходимо установить муфту ступенчато-
го цементирования.
Условия по скважине:
307
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Высота подъема цементного раст вора - до устья;
Глубина спуска колонны:
По вертикали - 2800 м;
По длине - 3000 м;
Давление гидроразрыва на глубине по вертикали;
Hsl - 2700 м Pnup = 440-10s Па
Нй = 2200 м Р,„.,р = 337-105 Па
Плотность бурового раствора - 1200 кг/м3;
Потери давления в затрубном пространстве:
От глубины 2700 м до устья - Ps! = 20 -10 Па,
От глубины 2200 м до устья - Psl = 16105 Па
Решение
Для пласта глубиною 2750 м (формула 12.10)
v 2750 1850-9,8-440 10 +20 10s
X =------------------------------= 1234 м.
(1850 -1200) -9,8
Для пласта глубиною 2200 м (формула 12.10)
2200 • 1850 • 9,8-337 105 + 16 10s
(1850 -1200) -9,8
= 1230 м.
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 ОБРАЗУЮЩИХ-
СЯ СМЕСЕЙ |23|
Для расчёта объёма смеси при турбулентном вытеснении бурового рас-
твора буферной жидкостью и цементного раствора буферной жидкости пред-
ложена зависимость;
308
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
д»'с.=12,5- и; Я?
+ И'., A1'*-
' D .~d.
I
у/2-
7
(12.11)
где AIF.M - объём образовавшейся смеси с буферной жидкостью бурового
и цементного растворов, м3;
№т - внутренний объём обсадной колонны, м,
И'. ( - объём затрубного пространства, по которому двигалась буферная
жидкость, м3;
ЛЖ,Л, - коэффициенты гидравлических сопротивлений при турбулент-
ном режиме, принимаемые равными 0.029 - 0.032.
Lm — длина обсадной колонны, м;
— длина, продвижения буферной жидкости по затрубному простран-
ству, м;
D<WW,</OT - соответственно диаметры скважины и обсадной колонны
В таблице 12.2 приведены расчеты по объемам смеси буферной жидкости
(воды) с цементом и буровым раствором.
Таблица 12.2
Объем смеси
Днаме1р скважины, мм Диаме1р обсадной колонны, мм Внутренний диа- метр тубы, мм Объем смеси, м’
ГТО 114.3 ТО ".4
215.9 139,7 121,3 1.6
215.9 168.3 150.5 1.7
295,3 244.5 224,5 3.9
393.7 324.0 305,0 8.3
Дополнительный объём низковязкой буферной жидкости и;. , необходи-
мый для удаления остатков бурового раствора с поверхности омываемой
стенки, можно с достаточной инженерной точностью определить из следую-
щих зависимостей. При отсутствии нижней разделительной пробки:
(0.2>Г„-Д^,)
(12.12)
30»
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
ИС +FF1
СК пр ц
где объем продавочной жидкости;
И7’ - объем тампонажного раствора в интервале длиной от башмака це-
ментируемой колонны до кровли высоконапорных или продуктивных гори-
зонтов плюс 150 - 300 м.
При использовании нижней разделительной пробки дополнительный объ-
ем буферной жидкости можно определить по формуле:
... (о-2л'-и:'.,)
* 0,65
(12.13)
где И7/,, - объем буферной жидкости, необходимый для разделения жидко-
стей на участке от башмака цементируемой колонны до высоты подъема це-
ментного раствора.
Общий, необходимой для цементирования, объем буферной жидкости
определяют по формуле И7 =л^( М + И7.*. .
Пример: Определить необходимый для цементирования обсадной колон-
ны объем маловязкой буферной жидкости при следующих условиях:
= 0,23л/, =0,168л/, L = 2400л/, L = 1000л/, L = 2000л/.
Объем смеси буферной жидкости, необходимый для разделения жидко-
стей определим по формуле (12.11) или воспользуемся табл. 12.2 - 5,7 м\
Дополнительный объём буферной жидкости , необходимый для уда-
ления остатков бурового раствора из кольцевого зазора в интервале 2400 -
1850 м, найдем из соотношения (12.12):
{о,2-[о, 785-0,148: + 0,785-(0,232 -0,1682)-5,7]}
0,
= 7,2м3.
310
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Тогда общий объем буферной жидкости, необходимый для цементирова-
н ия, составит IV = 5,7 + 7,2 = 12,9 .и3.
Эффективность буферной жидкости существенно повышается, если она
содержит в себе абразивные вещества.
Объём буферной жидкости не должен превышать допустимую величину
И' <[и< ж ]• который определяют по формуле:
°>95 (12.14)
где ДР- величина репрессии на флюидопроявляющие пласты на момент
последней промывки перед спуском обсадной колонны, Па;
S, - площадь сечения затрубного пространства, м ,
а- 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 уче-
том передачи давления в цементном растворе и камне и компенсации воз-
можных дефектов в цементном камне и на контакте цементного камня со
стенками скважины (проявление контракции, осмоса, фильтрации):
н _Не (1-4.р„)-4.Р„ (12|5)
“ 1 + 4-^ «-IO 6
Н- -глубина нахождения кровли продуктивного пласта или башмака тех-
нической колонны, м;
рп, - градиент пластового давления. МПа/м;
Рп, - техногенное давление на устье в межколонном пространстве, гене-
рируемое в буровом растворе в процессе работы пласта или специально со-
311
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
здаваемос для снижения избыточных давлений в эксплуатационной колонне,
МПа;
рр - плотность цементного раствора, кг/м3.
12.7. МЕТОДИКА РАСЧЁТА ЦЕНТРИРОВАНИЯ ИНТЕРВАЛОВ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ПРОСТРАНСТВЕН-
НОГО УГЛА СКВАЖИННЫХ|3233|
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.
Расчет центрирования обсадных колонн не должен допускать в интервале
между центраторами эксцентриситет в кольцевом сечении с межцентровым
расстоянием равным или большим критической величины, при которой цир-
куляция бурового или цементного раствора восстанавливается с образованием
застойных зон.
Условие предупреждения возникновения застойных зон можно выразить
уравнением, мм
^Д-Дн с (12.16),
2 '"’ч”
где - 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;
критический эксцентриситет обсадной колонны в скважине, мм.
Критический эксцентриситет обсадной колонны определяем по формуле,
мм
С = 0,33*-*" > (12.17)
* 2
Определяем критические эксцентриситеты и отклонения некоторых типо-
размеров обсадных колонн в скважине и заносим их в таблицу 12.3.
312
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Таблица 12.3
Кри ।нчсскне эксцен грисигети
Расчсшне показа- тел и. мм Диаметры скважин и обсадных колонн, мм
146,1/215.9 I6X.3/215.9 1143/139,7 101.6/139.7 101.6/124.0
(Д-Д^/2 ш 12,7 19.1 11.2
С, 11.5 19 Х2 6.3 3,7
2X4 ГХ9 8,5 12,8 7,5
Проводим предварительные расчёты.
Определяем жёсткость труб обсадной колонны, Па
(12.18),
где Д, - наружный диаметр обсадной колонны, м,
Д,- внутренний диаметр обсадной колонны, м,
g - ускорение свободного падения, м/с".
Вес 1 м груб в буровом растворе, н/м
(2 2
Ч^Ч-W-p,- Д — Д-
\ н в
(12.19)
где q - вес единицы длины обсадной колонны в воздухе, н/м,
q. - плотность бурового раствора, кг/м3.
Рассчитываем расстояния между пружинными центраторами и количество
пружинных центраторов в выбранном интервале.
Расстояние между пружинными центраторами по допустимой радиальной
нагрузке на один центратор, м
1,43-^ g-Sina,
(12.20)
где[£ ] - допустимая радиальная нагрузка на центратор, н.
313
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
- зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения
рассматриваемой трубы, градусы.
Эксцентриситет колонны от собственного веса, мм
с _ (>,3q6f\Sinax (12 21)
° El
Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, н:
N = 0,3-(L -he)‘Cosa2 (12.22)
где L- глубина спуска обсадной колонны (по стволу), м,
h - интервал центрирования колонны (верх), м,
- средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале цен-
трирования, градусы.
Критическая сила по Эйлеру, н:
я-2
(|2'23)
здесь //=!.
Эксцентриситет колонны между пружинными центраторами с учётом рас-
тягивающего усилия, мм:
_ С, , (12.24)
Выбираем расстояние между пружинными центраторами f. по сопостав-
лению значений С и С ’ мм:
кН
при С^Скр принимаем f. = и завершаем расчет.
314
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
при С > Сч> продолжаем расчёт.
Определяем расстояние между пружинными центраторами по условию
критического эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины, м
Е1С„, , (12.25)
6,3 • • Sin а 2
В приведенных формулах используются ранее рассчитанные значения
эксцентриситета обсадной колонны в миллиметрах без учёта их размерности.
Необходимое количество пружинных центраторов в рассматриваемом ин-
тервале, шт.:
л = ^-А + 1, (12.26)
где Ли - 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 жёст-
кого центратора в скважине, м
А ЕЬ(С,-^)
6,3 • qs • Sinai
(12.27)
где Зо~ номинальный зазор между жёстким центратором и стенкой сква-
жины, мм.
Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, н
N = 0,3 q6(L-hn)Cosa2 , (12.28)
315
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
при С > Сч> продолжаем расчёт.
Определяем расстояние между пружинными центраторами по условию
критического эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины, м
Е1С„, , (12.25)
6,3 • • Sin а 2
В приведенных формулах используются ранее рассчитанные значения
эксцентриситета обсадной колонны в миллиметрах без учёта их размерности.
Необходимое количество пружинных центраторов в рассматриваемом ин-
тервале, шт.:
л = ^-А + 1, (12.26)
где Ли - 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 жёст-
кого центратора в скважине, м
А ЕЬ(С,-^)
6,3 • qs • Sinai
(12.27)
где Зо~ номинальный зазор между жёстким центратором и стенкой сква-
жины, мм.
Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, н
N = 0,3 q6(L-hn)Cosa2 , (12.28)
315
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Эксцентриситет обсадной колонны между жёсткими центраторами с учё-
том растягивающего усилия, мм
(12.29)
Выбираем расстояние между жёсткими центраторами по сопоставлению
значений С и С , мм
при Скр- С< I принимаем f f । и рассчитываем необходимое количе-
ство центраторов в рассматриваемом интервале по формуле (12.26).
при С> 1 корректируем расстояние между центраторами по форму-
ле, м:
1Е1(2С -С-д'„)
С = 4-----~--------
6,3<?rf •Sina2
(12.27)
Необходимое количество жёстких центраторов в рассматриваемом интер-
вале. шт.
(12.28)
где hN,he - 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, мини-
мальная объемная скорость для турбулентного течения в затрубном про-
ел ранове (Бингамовская модель), рассчитывается но формуле:
а...=15000 (0:-</2)-^|, (12.29)
И соответственно, для пробкового режима, когда Re < 100 :
Q^=3OOO-(D2-d2)lj, ,(12.30)
где Q - объемная скорость, л/с;
D и d- соответственно диаметры скважины и колонны, м;
т - динамическое напряжение сдвига, Па;
р- плотность жидкости, кг/м3.
12.8.2. Степенная модель, минимальная объёмная скорость Qniin, (л/с)
для обеспечения турбулентною режима пространстве рассчитывается
по формуле (степенной закон течения):
й™ =785 (о;. -D;)-
Re^K-12-1 2-’
(12.31)
где Qmin - объемная скорость потока, л/с;
D(KH - диаметр скважины (внутренний диаметр предыдущей обсадной ко-
лонны), м;
Dm - наружный диаметр обсадной колонны, м;
р - плотность цементного раствора, кг/м3;
317
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
ReKp - критическое число Рейнольдса.
Величина Re^, принимается из таб. 12.3 в зависимости от показателя сте-
пени п.
Таблица 12.3
Определение Ri\p
п п Rty,
б?У5 'ООО 0,55 поо
0,85 3100 0.45 3500
0.75 3200 0,35 3600
0.65 3300 0,25 3700
0 3800
Или согласно формуле: Re4, = 3000 + (0,95 - л) • 1000,
где 0,25 <п <0,95
Пример: Определить минимальную объемную скорость потока для обес-
печения турбулентного режима при цементировании обсадной колонны диа-
метром 140 мм, спущенную в скважину диаметром 216 мм.
Реологические показатели цементного раствора и его плотность
л = 0,424; К= 32,75Пас*; р = 1850 кг/м . Из таб. 6.3 находим величину Re4,
= 3526 и по формуле (6.8.3) рассчитываем объемную подачу:
Qmn = 785 (0.216* -0,146*
3526 • 32,75 П0'4244
10 1850 (0,216 -0,14)ОЛ4
2-0.424
= 52,5 л/с
Очевидно, обеспечить такой расход цементного раствора в затрубном про-
странстве практически невозможно. Поэтому необходима обработка цемент-
ного раствора пластификатором. Соответственно, изменив реологические
показатели на п = 0,55, /С = 4,2 Па с", получим:
С™» = 785-(0.2162 -0.146*)•
3400-4,2-I20"1
101850 (0,216-0,14)°”
= 21,1 л/с
318
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Для обеспечения пробкового режима в кольцевом пространстве (Re = 100)
максимально допустимая объемная подача нс должна превышать величину,
рассчитываемую по формуле:
C = 780 (Dt-D;).
10К12'"'
(1232)
Пример: Определить объемную подачу с целью получения пробкового
режима для условий, приведенных в предыдущем примере. По формуле
(1232) рассчитаем:
пип
= 785 (0,2I62 — 0,142)-
IQ-W^
1850- (0,216- 0,14)0424
I
2-0.424
= 4,5 л/с.
6.83. Минимальную подачу насосов, при учете параметров эксцен-
тричного канала и реологических свойств жидкости, при превышении
которого будет отсутствовать застойная зона:
_ пт-R 1 + а г__ 2 ul
Q =----------------г • [0.5 • £ + е • (1 - а) + (1 - а) I
4 • у I - £ - а
(1233)
где Q - минимальная подача цементировочных агрегатов, л/с;
//иг— соответственно пластическая вязкость (мПа-c) и динамическое
напряжение сдвига (Па);
R - радиус внешней границы окружности (скважины), м;
а = R//R, где Rt - внешний радиус обсадной трубы, м;
£ - 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:
Уц = (1234)
319
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где DlKti - средний диаметр скважины, определяемый по кавсрнограммс
перед спуском обсадной колонны;
D. (12.35)
Dj - диаметр долота, м;
К - коэффициент кавсрнозности по длине с последующим суммировани-
ем расчетных объемов на одноразмерных участках;
Н„ - высота подъема цементного раствора, м;
d- внутренний диаметр обсадной колонны у башмака, м;
Л - высота цементного раствора в обсадной колонне или от башмака об-
садной 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 - # = 1,02
2900м- 2000 -К= 1,2
2000м- 1500- К= 1,3
1500м- 400 -К- 1,4
Определим средне арифметическую величину коэффициента кавернозно*
сти:
к _ 1,02 1004-1,2 900 +1,3-500 +1,4» 1100 _ 1182 + 2050 _ (
ср ~ 2500 ~ 2500
Средний диаметр скважины для долота диаметром 216 мм (ф. 12.35):
£)„ = 0,216^1,293 = 0,2456 м.
Объем тампонажного раствора для интервала 3000-2300 м, для которого
запроектирован цементный раствор плотностью 1850 кг/м :
320
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
1,02100 + 1,2-600 ,
а„ =------------------= 1,17
ф 700
Средний диаметр скважины в интервале 3000-2300 м
= 0,21 бУГп = 0,234 м.
Требуемый объем цементного расгвора плотностью 1850 кг/м5:
У = О,785[(О,2342-О,1462) 700 + 0,1262-20] = 0,785(23,45+0,32) = 18,7 м'.
Для интервала 2300-400 м, цементируемого раствора плотностью 1550
кг/м3, определим коэффициент кавернозности:
(2300-2000)1,2+ (2000-1500)1,3+ (1500-400)1,4 360 + 650+1540 ,
<г 1900 1900
Средний диаметр скважины:
= 0,21671.342 = 0,25 м.
Требуемый объем тампонажного раствора плотностью 1550 кг/см3:
У = 0,785(0,25: - 0,146:) • 1900 = 61,5 м3.
12.9.2. Потребность в материалах, сухого цемента:
(12.36)
Рс Рв
Воды для растворения цементного раствора:
GB = KxPc~Pu У„, (12.37)
Рс ~ Рв
321
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
рс - плотность сухого цемента (порошка) - 3150 кг/м ;
р„ - плотность воды для приготовления цементного раствора;
К) - коэффициент, учитывающий потери тампонажного раствора и цемен-
та принимается Kt = 1.0 1,05.
Пример: Определить количество сухого цемента и воды для затворения
18,7 м тампонажного раствора.
Количество сухого цемента для раствора плотностью 1850 кг/м' (ф. 12.36)
Gn
1.05-3150-
1850-1000
3150-1000
•18,7 = 24452 кг.
Количество воды (12.37)
3150-1850 18 7_.187мз
— I. Ю ---------I о. / — 1 1, о / M .
в 3150-1000
Пример: 1. Определить количество сухого цемента и воды затворения для
получения цементного раствора плотностью 1950 кг/м' и плотности жидкости
затворения 1210 кг/м’, объемом 10 м
=1,05-3150-1950 1210 10 = 12616 кг.
1 3150-1210
c<=I,o5.aiM»
в 3150-1210
•10 = 6,5 м’.
2. Определить количество цемента ОЦГ, плотность которого 2900 кг/м , и
воды для получения 1 м3 облегченного цементного раствора плотностью 1500
кг/м3
Gu =1,05-2900-1500 1000-1 м3 =1,05-2900—= 801 кг.
" 2900-1000 1900
2900-1500
2900-1000
= 0.744 м\
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)
р = 1,05 г/см3 = 1050 кг/м3
1,05-3150-
1500-1050
3150-1050
= 708,7
кг.
(7МГ =1»05
3150-1500
3150-1050
= 0,825 м3.
12.10. ОБЪЕМ ПРОДАВКИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ МО-
МЕНТА «СТОП»
12.10.1. Объем продавки
Vnp = x/4‘<f-(H-h) + + ErJr+K., (12.38)
где Vnp - объем продавки:
Ku - объем нагнетательного манифольда - 0,1-0,3 м3;
К- - объем, учитывающий наличие газа в буровом растворе;
Кж ~ объем жидкости, с учетом сжимаемости бурового раствора
2К К
(12.39)
где К, - объём жидкости для заполнения обсадной колонны, м3;
К - модуль объемного сжатия бурового раствора;
Р^б - забойное давление;
Ру - устьевое давление на момент получения «стоп».
Пример: Определить Ксж при продавке буровым раствором плотностью
1154 кг/м3.
Объем бурового раствора для заполнения обсадной колонны равен 54 м .
Давление стоп - 12 МПа.
323
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
У
345-54 12054
2 25 10' + 25 10'
= 0,3726 + 0,26 = 0,63
з
м
Влияние наличия газа в пробе бурового раствора. Для жидкости плотно-
стью 1050-1200 кг/м’ объем продавки может быть увеличен на 0,05-0,01%, для
жидкостей плотностью 2000-2300 кг/м’ объем продавки должен быть увели-
чен на 0,05-0,09%.
Объем занимаемый газом в продавочной жидкости, находящийся в при-
емных емкостях насосов можно оценить по формуле:
Уг = аУ0, (12.40)
а - 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) К. = 0,03 -54= 1.08 м’.
Таким образом, увеличение объема продавки для получения «стоп» соста-
вит.
К„+ Krjr+ Г.= 0,1 +0,63 + 1,08= 1,81 м’.
12.10.2. Гидравлический удар
Максимальный прирост давления при изменении скорости потока, напри-
мер, при посадке пробки на стоп-кольцо определяется по формуле:
= (12.41)
где Рт,т - величина гидравлических потерь в соответствующем канале.
- ударное давление, которое рассчитывается по классической формуле
Н.Е. Жуковского:
= (12.42)
W - средняя скорость потока в соответствующем канале, м/с;
С - скорость распространения ударной волны по жидкости, м/с;
р - плотность жидкости, кг/м .
324
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
У
345-54 12054
2 25 10' + 25 10'
з
м
= 0,3726 + 0,26 = 0,63
Влияние наличия газа в пробе бурового раствора. Для жидкости плотно-
стью 1050-1200 кг/м’ объем продавки может быть увеличен на 0,05-0,01%, для
жидкостей плотностью 2000-2300 кг/м’ объем продавки должен быть увели-
чен на 0,05-0,09%.
Объем занимаемый газом в продавочной жидкости, находящийся в при-
емных емкостях насосов можно оценить по формуле:
Уг = аУ0, (12.40)
а - 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) К. = 0,03 -54= 1,08 м’.
Таким образом, увеличение объема продавки для получения «стоп» соста-
вит.
К„+ Krjr+ Г.= 0,1 +0,63 + 1,08= 1,81 м’.
12.10.2. Гидравлический удар
Максимальный прирост давления при изменении скорости потока, напри-
мер, при посадке пробки на стоп-кольцо определяется по формуле:
= (12.41)
где Рт,т - величина гидравлических потерь в соответствующем канале.
- ударное давление, которое рассчитывается по классической формуле
Н.Е. Жуковского:
/>^VCp, (12.42)
W - средняя скорость потока в соответствующем канале, м/с;
С - скорость распространения ударной волны по жидкости, м/с;
р - плотность жидкости, кг/м .
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:
Под цементировочной пробкой:
р ----—------
^1 + 2(1 +v)K/E
(12.44)
где Vm и VK - скорость потока жидкости соответственно в трубе и затруб-
ном пространстве, м/с;
d„ - внутренний диаметр труб, м;
Е - среднее значение модуля сжатия материала, для труб Е - 210 МПа,
для горных пород Е = 2* 104 МПа.
v - коэффициент Пуассона v = 0,3.
К - коэффициент сжимаемости.
Для буровых растворов плотностью от 1060 до 1950 кг/м 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
tf=3,2- 10' - 4,0 • 10-'МПа.
Обычно скорость потока перед посадкой цементировочной пробки на
стоп-кольцо снижают до минимума, т.е. закачку последних 1-2 м' ведет один
цементировочный агрегат с подачей 3-8 л/с.
12.9.3. Время прокачиваемости (загустевания) t0 тампонажного рас-
твора регулируется таким образом, чтобы.
1,2/„ < t0 < t4 + (30-5-40) мин, (12.45)
/м - время цементирования.
325
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 со-
ставила 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 О и давлений
PWM выбирается тип цементировочных агрегатов, число которых определяется
из соотношения:
„ = £, (12.47)
Я
где q - производительность одного агрегата при давлении больше Р^м.
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 N„, кВт, опре-
деляется по формуле:
# = 1,2510’ P Q, (12.48)
где Р — давление на цементировочном агрегате, кгс/см2,
Q - соответствующая этому давлению подача, л/с.
Необходимое количество цементировочных агрегатов одного типа соста-
вит:
„=*=., (12.49)
где Na - полезная мощность одного агрегата.
Число п всегда должно округлятся в большую сторону
Число смесительных установок определяется так:
„ = £ + 5_, (12.50)
g g
326
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
где G\,G2- расчетное количество тампонажных материалов по типам, т;
g - вместимость бункера одной установки СУ, т.
12.12. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
КОЛОННЫ |3031,32|
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.
№ Граница пласгон Интервал размещения. м Градиент пл act оною давления. МПа/м Пластовое давление, МПа Градиент давления т идроратрыва. МПа/м Давление пот лощения. МПа
1 Кровля 1200 0.01 12,0 0.015 18.0
Подошва 1300 0,01 13.0 0.015 19.5
2 Кровля 1300 0,0105 13,65 0.0171 22,23
Полот ва 2500 0,0107 26,75 0,0169 42,25
3 Кровля 2500 0,0107 26,75 0,017 42,5
Подошва 2900 0,0108 31,32 0.017 49.3
4 Кровля 29(H) 0,011 31,9 0.018 52.2
Полот ва 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
№ lliiieptta.1. м Длина, м Диаметр, мм
OI до
1 0 500 >00 223
2 500 1200 700 225
9.2. Необсаженная часть ствола
м 1<н1ерна.1. м Д)ина. м Диаметр, мм
от до
1 1200 1300 100 230
2 1300 2500 1200 220
3 2500 29(H) 400 216
4 2600 3000 1СЮ 214
10. Температура
Статическая забойная, °C 85.
Динамическая забойная, °C 66.
Динамическая устьевая, °C 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 вязкост ь, спз - 40,0.
Динамическая напряжения сдвига. Па - 10,0.
328
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:
V, = 0,785 £</«; Л, = 0,785-[(0,124): 1000 + (0,126)г - 2ООо] = 37m’
I
Объём затрубного пространства:
Г,
= 0,785 ^(0^-</;) Л = 0.785-
(O.2232 -0.146:)-500 + (0,2252 -0.1462 )• 700 +
(0,232 -0,1462)100 + (0,222 -0,1462) 1200 +
(0.2162 -0.146:)-400 + (0,2142 -0.14б')100
= 67.5
Общий объём скважины:
Г = Г, + Г, = 37 + 67.5 = 104,5m3
Определение высоты подъёма цементного раствора над продуктивным
пластом и в башмак предыдущей колонны.
Над продуктивным пластом (кровля продуктивного пласта 2500 м):
и = = 2500 (1 -4 0,011)-0 = Г90 (
“ 1 + 4-Р,, g lO 6 1 + 41120-9,8 !0 ‘
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 рас-
твора над продуктивными отложениями составляет 210 м (2500 - 2290 м), т.с.
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 нормаль-
ной плотности (р= 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:
н 1200 (1-4 0,01)-10 _ t
' 1 + 4 /?„ g-10 6 I+ 41120-9.8-10 6
Цементный раствор должен быть поднят до отметки 1135 м.
Определение подачи насосов при движении тампонажного раствора за-
трубном пространстве.
Продолжительность процесса цементирования обсадной колонны нс
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 м’ цементного раствора и продавочной жидкости
определим по формуле:
0 = И/Г = 90/135-60 = 11,1
12.5.2. Определим, какова должна быть подача насоса при пробковом
режиме цементного раствора плотностью 1910 кг/м':
Q = 240 (D^-D=)-
= 24О-(о,2162 -0,1462)-
2-0.557
= 4,7.7 / С
64.5 1.236
1910
\ 0,216-0,146/
Определим, какова должна быть подача при турбулентном режиме:
Q - 240.(0.216’ -0.146’). 0-645 К236.3393 2.44
' 7 1910 0,216 — 0,146
330
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Если принята для расчёта Бингамовская модель, то минимальная подача,
при которой будет иметь место турбулентный режим, рассчитывается по сле-
дующей формуле:
2 = 785 (Di-D-)-
<?-»-7|?г-И20(Р„-Р.)ггр
785 (0,2162-0,146’)-
28 +д/282 +120 (0,216-0,146)2 -9,6 -1910
1910(0,216-0,146)
= 31л/с
Используя известное выражение числа Рейнольдса для Бингамовской модели,
преобразовав его через расход и приняв критическое значения Re=2000, получим:
785 -(0,2162 -0J462)-
0,028 I 9,6
-------------------+ 20 •.----
1910 (0,216-0,146) V 1910
= 28,4.7 !с
Соответственно для пробкового режима при Re=1000:
Q = 10 ' • 3,14 • (d2 - D2 Y J- = 3,14 • (0,2162 - 0,1462) = 5,6.71 с
\ <w p v 1910
12.5.3. Определим минимальную иодачу насосов, при учете парамет-
ров канала и реологических свойств жидкости, при превышении которо-
го будет отсутствовать застойная зона:
Q =-----------------£ • [0.5 • £ + £ • (1 - а) + (1 - а) I
4/у \-£-а
В интервале продуктивных горизонтов 3000 - 2500 м установлены центра-
торы, ио эксцентриситет равен е = 0,004 м.
331
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
£ = e!R = 0,004/0,108 = 0,037
a = Rt/R = 0,073 / 0.108 = 0,676
_ 3,14-9,6-0,108’ 1 + 0,676 ____
Q =---------------------------------0.037 х
4-0.028 1-0,676-0,037
[о,5 • О,О372 + 0,037 • (1 - 0,676) + (1 - 0.676)2 ] = 0.0098.W' /с = 9,8л/с
12.5.4. Итак, с точки зрения времени запотевания цементного раство-
ра, подача насосов должна быть не менее 11,2 л/с. Следовательно, пробко-
вый режим не может быть реализован при данной рецептуре цементного
раствора. Оценим, возможен ли процесс цементирования при турбулент-
ном режиме с подачей насосов 43,9 л/с по следующей зависимости:
0,95 ptp •£>(₽.+ ДР„)
12.5.5. Максимальное значение гидростатическое давление будет
иметь место при завершении продавки тампонажного раствора, т.е. перед
ловлей момента «стоп»:
Р = g • [(3000 - 2400) 1910 + (2400 - 700) • 1510 + 700 • 1120] = 44МПа
Гидравлические потери в кольцевом пространстве можно посчитать, вое
пользовавшись таблицей и формулой:
43,9
30
i.«6
= 31,9-1,02 = ЗЛ5МПа
где Р\ и Р2 - соответственно табличное значение потерь давления при Q\ и
расчётное значение потерь давления при заданной подаче Q2.
На длине 3000 м гидравлические потери составят
Р = ^^-3,25 =9,75Л//7а
1000
Проверяем, соблюдается ли зависимость:
332
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
0,950,018-3000<44+9,7 правая часть неравенства оказалась больше левой,
что означает неизбежность осложнения в виде гидроразрыва пластов и по-
глощения.
В данном случае подачу насосов при продавкс тампонажного раствора из
возможности цементировочной техники на данный момент у производителя
работ равной 20 л/с.
12.5.6. Определение высозы подъёма цементного раствора над про-
дуктивными горизонтами
Минимальная скорость потока цементного раствора при наличии эксцен-
триситета в узком зазоре:
v-^L
\2П
{\-а-£У
L R
др _ 3-ij Q | 1 + —-Зел |, < 8 ) 2=I + I,5.f_^7_Y=1,OI96.
L 2‘a}‘b‘h3 1 а. = 1 +1,5-| —— |
Л _ ( £ (j -0,676; V . Л, ( 0,037 Y , ЛЛ„
а, = 1 + 0,5’ = 1 + 0,5 • = 1,0065. ) 11-0,676 )
b = л- • R • (I + а) = 3,14 • 0.108 • (I + 0.676) = 0,586.»
h = R • (1 - а)/ 2 = 0,108 • (1 - 0,676) / 2 = 0.0175.»
=0/[x R2 (l-cr)]=2O lO 3/[з,14 0,Ю82 (I-0,676:)]= 1,0.и/с
_ 2-г-Р (1-а) 2-9.6 0,108 (1-0,676) ..
Sen =--------------=------------------------= 2о,о7
л-Г 0,025 1,0
ДР 3 0,028-20 10 5 ( 1,0065 ....
---—-------------------------7• 1 +-------- 26,87 I = 1155
L 2-1,0196-0,586-0,01753 I 8 )
0 108* ГтЬ = ~ • (1 -0.676-0.037) 3-96 1155 (1- 0.676 - 0.037) - = 0.88.» /с
12 0,028 0,108 J
333
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
12.5.7. Определим сколько времени необходимо вести продавку це-
ментного раствора, чтобы в узком зазоре поднять его с забоя до отметки
2400 м:
т =HW0_2m/Vmm= 600/88 «682с
Определим, какой объём цементного раствора нужно прокачать, чтобы
полностью заполнить им интервал продуктивных горизонтов:
IV = Q. т = 20 • 10’’ • 682 = 13,66л/3
Таким образом, высота подъёма цементного раствора плотностью 1910
кг/м3 составит:
h = W / 5 = 13,66 / 0,785 • (0,2162 - 0,1462) = 689.W
Цементный раствор надо поднять до отметки 3000 - 689 =2311 м.
12.5.8. Увеличение эксцентриситета на 1 мм, г.е. при е=5 мм и тех же
реологических и геометрических величин, приведёт к снижению мини-
мальной скорости потока в узком зазоре кольцевого пространства до 0,61
м/с и соответственно к увеличению объёма цементного раствора плотно-
стью 1910 кг/м до 19,67 м , а высоту подъёма до 1003 м
Из приведенного расчета вытекает ещё один вывод. На проведение опера-
ции с подачей 20 л/с потребуется всего 75 мин., а с учетом необходимого за-
паса можно задаться временем загустевания 94 мин. Поэтому после прове-
денных расчетов с выбором подачи насосов необходимо вернуться к подбору
рецептуры цементного раствора на предмет снижения времени его загустева-
ния. Это важно сделать, поскольку сокращение времени между временем за-
густевания и схватывания и моментом «стоп» существенно влияет на каче-
ство цементирование.
12.5.9. Увеличение реологических свойств цементного раствора суще-
ственно снижает скорость всплытия газа. Наши исследования на стендо-
вой установки и наблюдения на скважинах, на которых произошли га-
зопроявления показали, что при высоких реологических свойствах буро-
вого раствора, накопившейся на забое газ не всплывает. Скорость ми-
334
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
грации газа в пузырьковом режиме можно рассчитать по эмпирической
зависимости, предложенной N.J.Adams :
= 3,65е0"03'’ = 3,65 е-0 003=0Л\м1с = ЗЬм1час
За время проведения процесса газ в цементном растворе может мигриро-
вать не более чем на 100 м.
Предложено немного рецептур цементного раствора с высокими реологи-
ческими 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 от-
метки 1135 м. Этого достаточно, чтобы цементный раствор не позволил про-
пустить через себя пластовый флюид. Но наличие эксцентриситета предрас-
полагает наличие каналов, заполненных буровым раствором, в последствии
обезвоженных вследствие гидратации цементного раствора. Поэтому, опреде-
лим какой объём цементного раствора надо прокачать, чтобы вытеснить бу-
ровой раствор в интервале 1200 - 1135 м при эксцентриситете 0,003 мм.
£ = e/R = 0,003/0,115 = 0,026
а = /?,//? = 0,073/0,115 = 0,634
335
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
грации газа в пузырьковом режиме можно рассчитать по эмпирической
зависимости, предложенной N.J.Adams :
= 3,65е0"03'’ = 3,65 е-0 003=0Л\м1с = ЗЬм1час
За время проведения процесса газ в цементном растворе может мигриро-
вать не более чем на 100 м.
Предложено немного рецептур цементного раствора с высокими реологи-
ческими 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 от-
метки 1135 м. Этого достаточно, чтобы цементный раствор не позволил про-
пустить через себя пластовый флюид. Но наличие эксцентриситета предрас-
полагает наличие каналов, заполненных буровым раствором, в последствии
обезвоженных вследствие гидратации цементного раствора. Поэтому, опреде-
лим какой объём цементного раствора надо прокачать, чтобы вытеснить бу-
ровой раствор в интервале 1200 - 1135 м при эксцентриситете 0,003 мм.
£ = e/R = 0,003/0,115 = 0,026
а = /?,//? = 0,073/0,115 = 0,634
335
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
I/ R /1 \ /. х 3-г
12/; L R
а,=1 + 1,5-Г—1 =1 + 1.5 Г 0,026 "I =1.0076,
1 U-oJ 0-0.634J
а. =1+0,5-| | = 1 + 0,5-1 —026 - I =1,0025,
U-aJ -0,634,1
b = л- • R • (I + а) = 3,14 • 0,115 • (1 + 0,634) = 0,590л/
h = R • (1 - a) / 2 = 0,115 (1 - 0,634) / 2 = 0,02 Lw
Г<7, = 0/[л-Д: (1-а2)]= 20-10 3/[з,14 0,1152 (1 -0,6342)] = 0,8л/с
_ 2г/?(1-а) 210-0,115 (1-0,634)
Sen =------------=---------------------= 26,3
j]Vcp 0,040 0,8
Д£ = _ 3.0.04Q.20U0J /| + LOO25 1
L 2 1,0076 0,59 0,0213 I 8 )
V OJISi (1-0,634-0.026)- 937 • (1 - 0.634 - 0,026) - = 0,538л//с
12 0,04 0,115 J
Определим, сколько времени понадобится для движения раствора в узкой
части затрубного пространства в интервале 1300 - 1135 м:
Т = 165 /0,538 = 306,7с
Определим, какой объём цементного раствора нужно прокачать, чтобы
полностью заполнить требуемый участок: 1F=2O- lO’’-ЗОб,7=6,1 м3.
Итак, цементный раствор должен быть поднят нал башмаком 245 мм об-
садной колонны: Л=6,1/О,785 (О,2232-О,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
= 0,785 £(£>;-</;)/» = 0,785
(0,22*' -0,146:)-200 +
(0,216- -0,146') -400 + (0,214-'
-0.146’) 100
= 14,1л?
Для цементного стакана в колонне:
= 0,785 • < • Л = 0,785 0,1262•10 = 0,1 л5
Итого объём цементного раствора:
= Г,+^=14,1 + 0,1 = 14,2л?
Погребное количество тампонажною раствора плотностью 1510 кг/м3 для
интервала 2300 - 920 м:
Г, = 0,785 • £ (D2„ - d*) • h = 0,785 •
(0,2252 -0,146:)-280 +
(0,23*' -0,146*') 100 +(0,222 -0,146*') • 1000
= 28,9л/
Объём продавочной жидкости:
= 0.785 £< />,= 0,785 • [(о,122' • 1000)]+ (о,1262 • 20(Х))= 36,5л’
Потребность в материалах:
количество сухого цемента марки G:
вц — Кур P/z ~ К = 1,05 • 3150 • 191 ° ~1 °00 • 14,2 = 19879кг
1 рс-ря 3150-1000
количество воды для растворения цементного раствора
Рс-Ри у _,05 3150-1910
рс-рв и ' 3150-1000
= 8,6л/'
количество цемента ОЦГ и воды
337
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Gu = 1,05 • 2900 • 1510 1000 • 28,9 м3 = 23621 кг.
и 2900-1000
Ge=l,05-
2900-1500
2900-1000
•28,9 = 21,5 м3.
Определение объемного расхода, глубины опорожнения, устьевого и за-
бойного давления.
Рассчитаем с помощью таблицы и формулы гидравлические потери в за-
трубном пространстве на момент окончания процесса цементирования:
Р =----------(1200-1910 +1200 1510 + 800-1120) = 24,2кг/слГ
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 результа-
ты представлены в таблице 12.4
Таблица 12.4
№ (акачнпаемая ЖМ.1КОСП. Объём шкачки. Время oi Подача насосов, л/с Данленне на насосах кгс/см2 Забойное Даклсние кгс/см2 Объёмная скоросп. на вьпаас.гс
С, (МИН)
1 Буферная 1 10.0 1 15,0 16,0 339,0 15,0
2 2 666 15,0 16.0 339.0 15,0
Облегчен. Нем. Рас- 28.9 (11.1)
твор 20,0 25,0 339.0 20.0
1 667 20.0 0.0 340.3 20,1
2 2112 20.0 0,0 343.1 30.1
3 2470
3 Цемент нор. 14.2
плот. 20.0 0,0 343.1 30,1
1 2472 20.0 0.0 351.9 21.9
2 2812 20.0 0,0 368.7 21,6
3 3171
4 11родавка 36.5 20.0 0.0 368.7 21.6
1 3172 0.0 0.0 368,7 21.4
2 3174 0.0 0,0 368,8 0,0
3 3474 20.0 50.6 424,6 20,0
4 4962 20.0 123.9 451,8 20,0
5 5322 0.0 50,0 451.8 0,0
6 5324
338
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
12.13. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ
РАСТВОРОВ
Лабораторные исследования тампонажных растворов и цементных компо-
зиций. соответствующих конкретным горно-геологическим условиям, пред-
ставляются важным звеном в процессе проектирования и строительства сква-
жин.
12.13.1. Методы испытаний тампонажных цементов
Общепризнанными мировыми стандартами на методы испытаний тампо-
нажных цементов являются стандарт Американского Нефтяного Института
(API)/ стандарт Международной организации по стандартизации (ISO), и их
разделы.
Часть стандарта API Specification 10А/ ISO 10426-1 устанавливает требо-
вания и дает рекомендации по восьми классам тампонажных цементов (А, В,
С, D, Е, F, G и Н), включая требования к химическому составу и физическим
свойствам и методики физико-механических испытаний.
Часть стандарта API Recommended Practice 10В-2/ ISO 10426-2 устанавли-
вает требования и даст рекомендации по испытаниям цементных растворов и
связанных с ними материалов в условиях, имитирующих условия скважины.
Помимо этого, в указанных выше стандартах приведены требования к ис-
пытательному оборудованию, даны размеры и схемы отдельных узлов для
производителей.
Основные методы физико-механических испытаний тампонажных цемен-
тов и контролируемые параметры, регламентируемые указанными стандарта-
ми, 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.
- Нсразрушающис испытания ультразвуком.
- Определение проницаемости цементного камня по газу /жидкости.
339
Бабаян Э.В.. Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
12.13.2. Отечественные методы и приборы для испытания параметров
тампонажного раствора и камня
В российских источниках указаны следующие параметры:
• Плотность тампонажного раствора.
• Растекаемость тампонажного раствора.
• Седиментационная устойчивость тампонажного раствора.
• Водоотдача тампонажного раствора.
• Подвижность (консистенция) тампонажного раствора.
• Время загустевания тампонажного раствора.
• Сроки схватывания тампонажного раствора.
• Прочность на сдвиг и сжатие тампонажного камня.
12.13.2.1. Определение плотности тампонажного раствора
Плотность тампонажного раствора с помощью аэрометров.
Ареометр типа АГ-ЗПП состоит из мерного стакана 2, поплавка 3 со
стержнем 4 и съемного грузика 1.
Прибор поставляется в комплекте с ведерком для воды 5, в которое он по-
гружается, крышка 7 ведерка служит пробоотборником для раствора.
340
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Порядок выполнения работы
В мерный стакан ареометра налить воду из ведра, в котором производится
замер. При стабильном положении прибора прочесть и записать показания.
Отсоединить стакан от донышка и вылить воду в ведро. Залить в мерный
стакан ареометра подготовленную пробу тампонажного раствора. Тщательно
смыть водой излишки раствора с поверхности ареометра.
Погрузить ареометр в ведро с водой прочесть значение плотности тампо-
нажного раствора.
При надетом калиброванном грузе отсчет брать по левой шкале с оциф-
ровкой от 800 до 1700 кг/м3. Если ареометр при надетом калиброванном грузе
погрузится так, что шкала окажется под уровнем воды в ведре, то следует
снять груз и отсчет брать по правой части основной шкалы с оцифровкой от
1700 до 2600 кг/м3.
12.13.2.2. Определенно подвижности тампонажного раствора
При испытаниях тампонажных растворов в производственных условиях
применяют в основном метод оценки подвижности тампонажного раствора по
его растекаемости.
Оборудование и материалы: прибор - конус АзНИИ (КР-1 по ТУ 25-04-52
-75).
Прибор состоит из формы-конуса I и
измерительного столика 2. Измерительный
столик - это плита, снабженная шкалой,
которая представляет собой круг.
Порядок выполнения работы:
- Регулировочными винтами по уровню
установить плиту в горизонтальное положе-
ние.
- Внутреннюю поверхность конуса и
стекло перед испытанием протереть влаж-
ной тканью.
- Форму-конус установить на стекле в
центре измерительного столика таким обра-
зом, чтобы внутренняя окружность формы
совпадала с начальной окружностью 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 тампо-
нажной смеси.
12.13.2.3. Определение седиментационной устойчивости тампонажно-
го раствора
Тампонажный раствор не должен расслаиваться на твердую и жидкую фа-
зы. Седиментационную устойчивость тампонажных растворов характеризуют
коэффициентом водоотделен ня.
Порядок работы
Готовят 600 см тампонажного раствора, который заливают в два мерных
цилиндра объемом по 250 см каждый. Для предотвращения испарения жид-
кости мерные цилиндры сверху накрывают смоченной в воде фильтровальной
бумагой, после чего их оставляют в покос на 3 ч.
По истечении этого времени по делениям на стенках цилиндров отсчиты-
вают объемы воды, выделившейся в верхней части каждого из них. Коэффи-
циент водоотделения определяется величиной отношения объема выделив-
шейся воды к объему исходного тампонажного раствора 100,%
где К| - исходный объем тампонажного раствора, см3; И2 - объем осевшего
тампонажного раствора, см’.
Раствор считается достаточно устойчивым в седиментационном отноше-
нии. если коэффициент водоотделения за Зч не превышает 2,5 %.
342
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
12.13.2.4. Определение показателя фильтрации (водоотдача) тампо-
нажного раствора
Показатель фильтрации определяется с по-
мощью прибора ВМ-6, в кубических сантимет-
рах. выделяющегося при избыточном давлении
0,09807 МПа 1 кг/см2) за 30 минут с площади
фильтрации диаметром 75мм.
Показатели прибора ВМ-6М:
- диапазон измерения объема фильтрата,
см3 - ( 0 - 40 );
- фактический диаметр фильтра, мм - (53);
- цена деления шкалы, см3 - ( I );
- предел абсолютной погрешности прибора,
см’-( + 1,0);
давление фильтрации. МПа -(0,1 +0.01 );
- габаритные размеры, мм - ( 112x275 );
номинальный объем пробы испытуемого
раствора, см3 - ( 100);
- используемое масло ГОСТ 20799 (И30А);
- масса прибора, кг - (4 ).
Порядок выполнения работы
Приготовить 300 см тампонажного раствора. После трех минутного пере-
мешивания залить раствор в фильтрационный стакан так, чтобы уровень рас-
твора не доходил до верхнего края горловины на 4 - 5 мм.
Навернуть цилиндр на стакан. Налить в цилиндр индустриальное масло И-
ЗОА, не доливая до верхнего края втулки на 10 мм.
Вставить плунжер в цилиндр. Приоткрыть иглу и, вращая плунжер рукой
за накатку на грузе, подвести нулевое деление шкалы к риске на верхнем крае
втулки. Если нулевое деление шкалы опустится ниже риски, то фактическое
начальное показание прибора по шкале нужно принять за нулевое, вычитая
его из всех промежуточных и окончательного отсчетов.
Вытащить пробку и в этот момент включить секундомер.
Брать отсчеты по шкале прибора (отсчеты берутся через 5, 10, 20, 30, 40, 50 и
60 с). При взятии отсчетов следует учесть, что из обычного тампонажного
раствора вся способная к отделению вола отфильтровывается за время менее
1 мин (показатель фильтрации тампонажных растворов, приготовленных на
343
Бабаян Э.В.. Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
основе стандартного тампонажною портландцемента, обычно находится в
пределах 300-500 см’ за 30 мин).
•5
12.13.2.5. Определение сроков схватывания тампонажных расi воров
Наиболее быстро схватывание тампонажного раствора происходит в том
случае, когда он после затворения остается в покое.
Прибор Вика имеет цилиндрический металлический стержень 6, свободно
перемещающийся в обойме станины 7. Для закрепления стержня на требуе-
мой высоте служит зажимной винт 3. Стержень снабжен указателем 1 для
отсчета перемещения его относительно шкалы 2 с делениями от 0 до 40 мм,
прикрепленной к станине. Шкала имеет цену
деления через 1 мм. При определении сроков
схватывания применяется игла 4.
При пользовании прибором масса пере-
мещающейся части прибора должна быть 300
г, включая дополнительный груз 5. который
накладывастся сверху стержня.
Коническое кольцо 8 для тампонажного
раствора имеет следующие размеры: внут-
ренний диаметр верхнего основания 65 ± 5
мм, нижнего 75 ± 5 мм, высота 40 ± 0,5 мм.
Под кольцо подкладывается пластинка.
Сверху на кольцо устанавливается надставка
высотой 5 мм.
Порядок выполнения работы
Для определения сроков схватывания готовят 300 см’ раствора, который
после 3-минутного перемешивания заливают в кольцо прибора ВИКА до
верхнего края надставки и записывают время начала затворения раствора.
Через I ч после затворения надставку снимают, а избыток раствора среза-
ют вровень с краями кольца смоченной в воде металлической или деревянной
линейкой.
Иглу прибора доводят до соприкосновения с поверхностью цементного
теста, приготовленного и уложенного в кольцо, и в этом положении закреп-
ляют стержень зажимным винтом; затем освобождают стержень, после чего
игла должна свободно погружаться в тесто.
344
Бабаян Э.В.. Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
основе стандартного тампонажною портландцемента, обычно находится в
пределах 300-500 см’ за 30 мин).
•5
12.13.2.5. Определение сроков схватывания тампонажных расi воров
Наиболее быстро схватывание тампонажного раствора происходит в том
случае, когда он после затворения остается в покое.
Прибор Вика имеет цилиндрический металлический стержень 6, свободно
перемещающийся в обойме станины 7. Для закрепления стержня на требуе-
мой высоте служит зажимной винт 3. Стержень снабжен указателем 1 для
отсчета перемещения его относительно шкалы 2 с делениями от 0 до 40 мм,
прикрепленной к станине. Шкала имеет цену
деления через 1 мм. При определении сроков
схватывания применяется игла 4.
При пользовании прибором масса пере-
мещающейся части прибора должна быть 300
г, включая дополнительный груз 5. который
накладывастся сверху стержня.
Коническое кольцо 8 для тампонажного
раствора имеет следующие размеры: внут-
ренний диаметр верхнего основания 65 ± 5
мм, нижнего 75 ± 5 мм, высота 40 ± 0,5 мм.
Под кольцо подкладывается пластинка.
Сверху на кольцо устанавливается надставка
высотой 5 мм.
Порядок выполнения работы
Для определения сроков схватывания готовят 300 см’ раствора, который
после 3-минутного перемешивания заливают в кольцо прибора ВИКА до
верхнего края надставки и записывают время начала затворения раствора.
Через I ч после затворения надставку снимают, а избыток раствора среза-
ют вровень с краями кольца смоченной в воде металлической или деревянной
линейкой.
Иглу прибора доводят до соприкосновения с поверхностью цементного
теста, приготовленного и уложенного в кольцо, и в этом положении закреп-
ляют стержень зажимным винтом; затем освобождают стержень, после чего
игла должна свободно погружаться в тесто.
344
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Иглу погружают в тесто через каждые 5 мин до начала схватывания и че-
рез 15 мин в последующее время, передвигая кольцо после каждого погруже-
ния для того, чтобы игла не попадала в одно и то же место.
Началом схватывания цементного теста считается время, прошедшее от нача-
ла затворения до того момента, когда игла нс будет доходить до пластинки на
1-2 мм.
Концом схватывания считается время от начала затворения до момента,
когда игла будет опускаться в тесто не более чем на 1 мм.
Для определения сроков схватывания в автоклавных условиях служит
прибор УС-1.
12.13.2.6. Определение времени загустевания тампонажного раствора
Процесс схватывания тампонажного раствора, находящегося в движении,
проявляется в увеличении его динамического напряжения сдвига и пластиче-
ской вязкости, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений
На практике изменение консистенции тампонажных растворов во време-
ни определяют с помощью специальных приборов. Консистометр тарируется
в условных единицах по истинно вязким жидкостям.
Техническая характеристика консистометра КЦ-5
Диапазон измерения консистенции, Па-с 0,5-10.
Максимальная температура нагрева пробы, °C 90.
Максимальное давление испытания, МПа атмосфер-
ное.
Частота вращения стакана с пробой, об/мин 60.
Приведенная погрешность измерения консистенции.
% ±4.
Порядок выполнения работы
Для определения консистенции приготовляют 650 см’
тампонажного раствора и заливают его в стакан.
В стакан опускают мешалку, включают электродвигатель и одновременно
пускают секундомер.
При испытаниях тампонажного раствора в консистометре КЦ-5 в момент
пуска прибора и в дальнейшем через каждые 5 мин фиксируют показания по
шкале (текущее значение консистенции), температуру раствора и напряжение
345
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
в электронагревателе. Испытание пре-
кращают, когда консистенция достиг-
нет 5 Па с.
По результатам испытаний строят
кривую изменения консистенции во
времени - кривую загустевания, по
которой и находят срок загустевания,
равный времени от начала испытаний
до того момента, когда консистенция
тампонажного раствора z/K достигнет
значения 3 Па с.
Для условий высоких температур и
давлений в отечественной практике
применяется консистометр КЦ-З.
по данным консистометра КЦ-5
Гидравлический пресс
12.13.2.7. Для испытания образцов на сжатие
используются различные прессы. Чаще других
применяются гидравлические прессы
При работе с прессом, установленным в лабора-
тории. следует руководствоваться инструкцией,
приложенной к прессу. Предел прочности рассчиты-
вают по трем наибольшим значениям из четырех
испытаний.
12.13.2.8. Перечень рекомендуемого оборудования лаборатории там-
понажных растворов*
Наименование оборудования Назначение, замеряемый napaMeip Шифры некоторых предлагаемых единиц оборудования (фирма)
Мерные цилиндрические сосуды (комплект 1. 2.5. 10 л) Объемный насыпной вес сыпу- чих материалов МП
Комплект сит для цемента с крышкой Отсев по фракциям Л 0-251
Прибор Товарова Удельная поверхность цемента Т-3
Весы до 200-500 г (по ГОСТ 24104) Взвешивание проб цемента, реагентов S02020 (OHAUS)
Весы до 10-20 кг Взвешивание проб цемента
Мерные сосуды Отмер жидкостей
346
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Наименование оборудования Назначение, замеряемый параметр Шифры некоторых предлагаемых единиц оборудования (фирма)
Чаша с лопаткой для затво- рения Затворение цемента
Мешалки, миксеры Приготовление тампонажного раствора ЛМР-1
Перемешивающие устрой- ства Приготовление растворов реа- гентов 8100
Плотномер Плотность
Ареометр Плотность АБР-1
Весы - плотномер с или без давления Плотность, плотность под дав- лением для исключения влия- ния аэрации FANN
Конус растекаемости Растекаемость КР-1
Ротационные вискозиметры Реологические характеристики ВСН-3 FANN 355А (FANN) Chan 35 (Chandler)
Капиллярные вискозиметры Реологические характеристики жидкости затворения
Вытяжной шкаф со сливом напольный Выполнение саннтарно гиги- енических норм при работе 3.1.1132
Камера для влажного хране- ния образцов цемента Создание и поддержание кли- матических условий при хране- нии образцов KBX-400
Термостат ванна Обеспечение заданных гидро- термальных условий при хра- нении образцов тампонажного камня ТЖЛ-4 4201 (Chandler)
Автоклав Серии 73 и 19 Chandler
Установка прочности це- ментного камня Определение прочности тампо- нажного камня после автокла- вирования ПЦК-1
Мерные цилиндры по ГОСТ 1770 вместимостью 20 см3 с ценой деления не более 0.2 см’ и 250 см’ высотой граду- ированной части не менее 230 и не более 250 мм. Пи- петки по ГОСТ 29277 Водоотделен ИС
Прибор Вика Сроки схватывания при атмо- сферном давлении ИВ-2.ОГЦ-1. ПВ-300
347
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Наименование оборудования Назначение, замеряемый парамегр Шифры некоторых предлагаемых единиц оборудования (фирма)
Установка сроков схватыва- ния Сроки схватывания при повы- шенных температурах и давле- нии УС-1М
Формы балок размером 40x40x160 мм 20x20x100 мм по стандарту API Формирование балочек из це- ментного камня
Испытательные машины - прессы адаптированные Испытание камня на растяже- ние при изгибе и на прочность при сжатие И И-100, МИЦИС-200. МИЦИС-300
Прибор для ускоренного определения активности цемента Определение активности це- мента в течении 1 мин. 4207D (Chandler). ИАЦ- 03
Ультразвуковые приборы Нсразрушаюшая оценка кине- тики набора прочности цемент- ного теста - камня Бетон 22. 120-50 OFITE
Тестер проницаемости це- ментного камня Проницаемость цементного камня Модель 90 (OFITE)
Фильтропрссс Фильтратоотдача цементного раствора УВЦ2М-1. ФЛР-1
Оборудование для исследо- вания коррозии цементного камня
Термометры
•ООО «БурснисСсрвнс»
12.13.3. Граф-схема алгоритма лабораторных испытаний (311
Принятая в настоящее время методика лабораторных испытаний предна-
значена в основном для оценки пригодности тампонажного раствора к успеш-
ной 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 нс оценивается при выборе рецептур. В
процессе многочисленных теоретических и экспериментальных работ пред-
ложены новые показатели, характеризующие изолирующую способность там-
понажного раствора, и разработаны приборы и лабораторные установки для
348
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
определения этих показателей. Однако эти устройства исполнены в единич-
ных экземплярах в виде работающих макетов.
Установлены коррекционные связи между показателями, характеризую-
щими изолирующую способность тампонажного раствора и традиционными
показателями, измеряемые стандартными лабораторными приборами.
Предлагается следующая последовательность операций при оценке при-
годности тампонажного раствора к формированию герметичного цементною
кольца в заданных геолого-технических условиях конкретной скважины, ко-
торая представлена в виде граф-схемы.
Граф-схема алгоритма забора iориых йены ганий
349
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
12.14. ОЦЕНКА ИЗОЛИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ТАМПОНАЖ-
НЫХ РАСТВОРОВ |43-47]
Предлагается следующая последовательность операции при оценке при-
годности вяжущего к формированию герметичного цементного кольца в за-
данных 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;
hmp - высота подъема тампонажного раствора от устья по вертикали, м;
hfvilc — высота подъёма буферной жидкости от устья по вертикали, м;
pfix. - плотность буферной жидкости, кг/м3;
/Л;;> - плотность бурового раствора, кг/м3;
а - коэффициент аномальности пластового давления (отношение пласто-
вого давления к давлению столба воды аналогичной высоты). б\р:
b - коэффициент гидроразрыва пласта (отношение давления гидроразрыва
к давлению столба воды аналогичной высоты). б\р;
а - зенитный угол в зоне пласта, град;
Т- динамическая температура в зоне пласта, °C;
рц - плотность цемента, кг/м3;
So - удельная поверхность цемента, м7н;
Условия формирования экспериментальных проб
Рецептура тампонажного раствора в эксперименте должна соответствовать
рецептуре при цементировании;
Измерение времени начала схватывания тампонажного раствора необхо-
димо производить после выдержки его в консистометре по термобарическому
режиму, соответствующему режиму цементирования в натурных условиях
Диаметр цилиндрических сосудов для измерения седиментационного во-
доотделения, должен быть равен (D-d) скважины. Высота цилиндра определя-
ется 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 по-
следовательности :
Приготовить жидкость затворения согласно базовой рецептуре;
Замерить плотность жидкости затворения, рж^ кг/м3;
Замерить вязкость жидкости затворения при динамической температуре в
зоне пласта, //ж. Па с;
Если нет данных, определить удельную поверхность цемента So, м2/н;
Затворить пробу тампонажного раствора, смешав цемент с жидкостью за-
творения с заданным водоцементным отношением;
Замерить растекаемость тампонажного раствора, R (см);
Замерить плотность тампонажного раствора, рт/1 (кг/м3);
Затворить пробу тампонажного раствора для испытания в консистометре;
Рассчитать термобарический режим консистометра в соответствие с пла-
нируемым режимом цементирования (изменение температуры и давления в
консистометре должны соответствовать этим параметрам на «голове» тампо-
нажного 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 сё в формы для испытания
сроков схватывания, исключая попадание машинного масла в раствор;
Поместить формы с пробой в УС-1 или гермованну с температурой, рав-
ной температуре в зоне пласта;
Определить время начала схватывания тампонажного раствора при задан-
ной температуре, (мин).
Вычисление изолирующей способности тампонажного раствора:
Рассчитать коэффициент зависания по формуле:
А=ехр
4r0exp(1.48ln
где:
351
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
г0 = I,53/R“ - начальная прочность тампонажного раствора. Па;
Т1их - прочность структуры тампонажного раствора в момент начала
схватывания. Па; 1500 Па.
t - время ОЗЦ, мин. Начало отсчёта - после окончания процесса цементи-
рования (момент получения сигнала «стоп»).
Рассчитать время зависания (время окончания седиментации):
Me *HCX
ln(((£>-d)• R2 g*cos(tt• а/180) -(pmp-рж)/6.2-
1п((980 Я2)/Р11))
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 проч-
ностных связей.
Если нет произвести следующие расчёты.
Используя гипотезу Козсни-Кармана [6], получаем.
зоо-л--/?2
где: к t - коэффициент проницаемость порового пространства тампонаж-
ного раствора, м.
Высота седиментационного водоотделения определяется следующим об-
разом:
352
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
X=30.Koe*P<0Ma>gpmp ,t (4)
П.ж М1в
Если х>0,0 1 м, то л=0.
Если х<0,01м, то вычисляется коэффициент изоляции X по формуле:
1 __ £(УЪ
g А
(5)
где: (тв - сдвиговая прочность воды, Па, ок~0.02 Па.
с - эмпирический коэффициент, £ ~0,2.
Рассчитывается критерий герметичности заколонного пространства
О
кр
по формуле:
%
= (1-А)- тр ж
А
’+Р* +Я-(1-А)+ВРбр+(А-В)Рбж-;
‘ Рв Рл Ря
л
7
’ в
Z
-а
в
(6)
Если выполняется условие 0 > 0 в период от 0 до тампонажный рас-
кр
твор пригоден для формирования герметичного заколонного пространства,
если 0 < 0 - непригоден.
кр
Пример расчета:
Исходная информация
z = 1000 м (глубина залегания пласта по вертикали);
hmp = 0 м (высота подъёма тампонажного раствора от устья по вертикали);
м (высота подъема буферной жидкости от устья по вертикали);
А=В=0:
а=1,5 (коэффициент аномальности пластового давления);
353
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Ь =2,0 ( коэффициент гидроразрыва пласта);
а =0, град ( зенитный угол);
ртр =1830, кг/м (плотность тампонажного раствора);
рж= I 000, кг/м5 (плотность жидкости затворения тампонажного раствора);
//=0,001, Па с ( вязкость жидкости затворения тампонажного раствора);
В/Ц=0,5 (водоцементное отношение);
R= 18 см (растекаемость тампонажного раствора).
Расчёты:
Расчет коэффициента зависания, формула 1
= схр
4-8-641667 ехр(1,48-10(150%^,667)-(Х00) '
((0,216-0,146)-(1830-1000)-9.81-Со.т(Л‘ '%80))
В табл.1 занесены значения //, в зависимости от времени.
Таблица I
Изменение//,с [ечеиием времени
(.мни 0 20 40 60 80 100 120 140 160
0,941 0,904 0,846 0,756 0,629 0,462 0,277 0,118 0,020
Рис.З. График изменения коэффициента зависания
354
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Расчет времени зависания, формула 2.
t 300 ln(((0,216-0,146) 182-9,81cos(3,14-0/180)-(1830-1000)/6,21830))
1п((980 182)/1 830)
= 162 мин.
Расчёт коэффициента проницаемости порового пространства тампонажно-
го раствора, формула 3.
Расчётные данные занесены в табл.2
Таблица 2
Коэффицнеп I проницаемое ।и
t, мин 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
к-10'”м2 2.6 1.87 1,33 0.94 0.67 0.48 0.34 0.24 0,17 0.12
Рис.4. График изменения коэффициента проницаемое! и
355
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Расчет времени зависания, формула 2.
t 300 ln(((0,216-0,146) 182-9,81cos(3,14-0/180)-(1830-1000)/6,21830))
1п((980 182)/1 830)
= 162 мин.
Расчёт коэффициента проницаемости порового пространства тампонажно-
го раствора, формула 3.
Расчётные данные занесены в табл.2
Таблица 2
Коэффицнеп I проницаемое ।и
t, мин 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
к-10'”м2 2.6 1.87 1,33 0.94 0.67 0.48 0.34 0.24 0,17 0.12
Рис.4. График изменения коэффициента проницаемое! и
355
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Расчёт седиментационного водоотделения, формула 4.
„ ,Л 2,6 10”13 ехр(0,06 0)-9,811830 Л Л__
X = 30 • —---------—-------—-----------162 = 0,023.W > 0,01 - прини-
0,001
маем Х=0.
Рассчитываем критерий герметичности по формуле 6
0 =(0,83//,+1)-1,5
*7»
Данные в табл. 3
Таблица 3
Динамика изменения к|
t,MI1ll 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
0.941 0.904 0.846 0.756 0.629 0.462 0.277 0.118 0.029 0.003
0,28 0.25 0.20 0.13 0.002 -0.12 -0.27 -0.4 -0.47 -0.5
График критерия показан на рис. 5
Время, мин
К<0
Рис.5. Критерий герметичности
356
Глава 12
ПРОГРАММА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Раствор неспособен в данных условиях формировать герметичное цемент-
ное кольцо.
Изменяем рецептуру: В жидкость затворения добавляем высокомолеку-
лярный водорастворимый полимер типа КМЦ до получения вязкости жидко-
сти 0,025 Па с. При этом сроки схватывания, как правило, увеличиваться. До-
бавляем ускоритель типа №2СОз и производим операции расчётов для новой
рецептуры.
Рассчитываем максимальное седиментационное водоотделение:
2,6-IO'13-9,81 1830
Л — J V •------------------
0.025
•162 = 0,000907
Рассчитываем коэффициент изоляции по формуле 5
0.2 0.02
9,81-1000-4к
Результаты расчёта в табл.4
Таблица 4
Коэффнциеш изоляции
/, мни 0 20 40 60 80 Гоо 120 140 160 180
A*,10“, м2 4.88 ТВ тл 4.63 4.55 4.48 4.4 4.33 4.25 4.18
/. 0.584 0.589 0.594 0.599 0.604 0,609 0.615 0.620 0,625 0.631
Рассчитываем критерий герметичности по формуле 6. Данные расчёта в
табл. 5.
Таблица 5
Динамика изменения кршерня i ермешчнос1И
Амин 0 40 80 120 160 200 240 280 300
0.941 0,846 0.629 0.277 0,029 о (» 0 (>
0.865 0.796 0.626 0,345 0.149 0,139 0.150 0.161 0.167
Как видно из табл.5 и графика (рис.6), критерий герметичности принимает
положительное значение в период ОЗЦ, вплоть до времени начала схватыва-
ния. Следовательно, принимаем решение:
357
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Тампонажный раствор пригоден для формирования герметичного цемент-
ного кольца в заданных геолого-технических условиях.
Время, мни
Рис. 4. Критерий герметичности
Для более сложных условий (кривизна скважины, наличие множества вы-
соконапорных пластов, цементирование несколькими пачками тампонажного
раствора с разными параметрами, недоподъём цемента и т.д.) разработана
компьютерная программа, позволяющая прогнозировать вероятность возник-
новения заколонных флюидопроявлен и й, межпластовых перетоков и интер-
валы формирования седиментационных каналов в этих условиях и выбор оп-
тимальных технико-технологических параметров, исключающих эти ослож-
нения
358
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Глава 13.
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
13.1. НАГРУЖЕНИЕ ВЗВЕШЕННОЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
13.1.1. Удлинение (stretch) /л вызванное натяжением под собствен-
ным весом, м:
/ = 0.0785- — , (13.1
3 2Е V
где L - длина колонны, м;
Е - модуль упругости материала труб, для стали Е= 2,1 • 10 МПа.
Пример:
Рассчитайте удлинение колонны длиною 3000 м.
Решение
/, =0,0785- 300°' = 1,683л/ •
3 2-2,Ы05
13.1.2. Сжатие бурильной колонны I,, обусловленное ее плавуче-
стью в жидкости:
(13.2)
L
где Р,', р - плотность бурового раствора, кг/м3;
9 - коэффициент Пуассона, для стали «9=0,3;
Е=2,1Ю".
359
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Пример:
Рассчитайте изменение длины колонны длиною 3000 м в буровом раство-
ре плотностью 1100 кг/ м3.
/ =—1^9--3000- (1-0,3) =-0,33.м.
' 2,1 10" ' '
13.1.3. Удлинение колонны, обусловленное температурой, м:
I, = 11,8-10'6-£ dt, (13.3)
dt - температурный интервал, в котором находится колонна труб, °C.
Пример. Колонна длиною 3000 м находится в температурном интервале
dt =40 °C. Каково удлинение колонны?
Решение
I, = 11,8-Ю6-3000-40 = 1,42л/.
13.1.4. Общее изменение длины бурильной колонны:
/ = /, +/,+/„ (13.4)
Расчет общего удлинения бурильной колонны по ранее заданным условиям:
/ = 1,683 + (-0,33) +1,42 = 2,77 л/.
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 зо-
ны: верхнюю - растянутую, в которой колонна рассчитывается на статиче-
360
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
скую прочность и нижнюю - сжатую, в которую входит область нулевого
сечения.
Нормальные напряжения при бурении скважины обусловлены массой бу-
рильной 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 прочно-
сти:
". = I а" ,»(13-5)
где пс - запас прочности по статическим нагрузкам;
- предел прочности материала тела трубы, МПа;
ар нормальные напряжения растяжения, МПа;
г - касательные напряжения. МПа.
Определяем длину и вес УБТ и секций бурильной колонны.
Длину УБТ рассчитываем по формуле:
, ”i
соха-к, -q^
где - длина УБТ, м;
п/ - коэффициент запаса на длину УБТ, принимают = 1,15;
Gliai - проектируемая нагрузка на долото, кг;
а - зенитный угол;
к/ - коэффициент потери веса колонны в буровом растворе (плавучесть);
- 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 L, рассчитывают по формуле:
5 „10,02-G^) L . q .
\ т длгг.дл /ин / утдт < уолт
^Ям ят
361
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где - предел текучести, МПа;
Sme_,m - площадь поперечного сечения тела трубы, см2;
Gpac - запас на дополнительное растяжение, например, на расхаживание
прихваченной колонны труб, кг;
qm - вес 1 пог. м бурильной трубы;
13.2.3. Верхняя секция бурильной колонны принимается из груб, со-
стоящих с более высоким пределом текучести, и ее длина рассчи тывает-
ся но формуле:
, (0.9 <T. S_10,02-G^) I,'9.+(^ <?,«.)
L, -------------------------------------------(13.8)
к\ Чт
13.2.4. Пример 1
Исходные данные
Проектная глубина - L = 3800 м;
Диаметр ствола - D = 215.9 мм;
Плотность бурового раствора - р = 1160 кг/м3;
Размер УБТ - 178 мм -90 мм; вес Inor.M q^ - 145 кг;
Нагрузка на долото - G,^ - 20000 кг;
Запас на дополнительное растяжение (например, расхаживание прихва-
ченной колонны труб) - GpaC - 30000 кг;
Коэффициент запаса на длину УБТ - nt = 1,15;
Угол наклона ствола - а = 5 град.
Начало решения
Шаг 1
Определение длины УБТ. м
Ко эффициент плавучести:
к} = 1-^
Ри
Длина УБТ рассчитываем по формуле (13.6):
= 1-11^ = 0,851.
7800
362
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
1,15-20000
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 qm =30,6 кг рассчи-
тываем по формуле (13.7):
(0,9 • 372 • 34,05 • 10,02 - 30000) 187-145
0,851-30,6
= 3234-886 = 2348
30,6
ШагЗ
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):
L (0,9-540-34,05-10,02-30000) 2348-30,6+ 187 145)
0,851-30,6 30,6
= 5215,5-3234 = 1981л/.
Шаг 4
Таким образом, окончательно принимаем длину второй секции БТ:
L^L-L^-Ц (13.9)
Л =3800-187- 2348 = 1265 м.
Шаг 5
Вес бурильной колонны в воздухе:
G = + q„ А, + qm • £, (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:
(13.11)
Рассчитаем вес колонны в буровом растворе:
G, = 0,851 • 137673 = 117160 кг.
Шаг 6
Напряжение растяжения у устья скважины:
а, = -^-,(13.12)
^тел.т
Расчет:
= 117160 = 3446кг / = 344 МПа
' 34,05
Проверяем на предел текучести.
Для принятой марки стали «Е» 539 > 344.
13.2.5. Касательные напряжения т, которые определяются по
формуле:
г = ^-,(13.13)
IV v 7
364
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
где М*р - крутящий момент;
IF// полярный момент сопротивления сечения, который определяется по
формуле:
,4 \
W = ~d>- \--т- , (13.14)
" 32 ар d* ' '
нар /
dMap и dn„ - соответственно наружный и внутренний диаметр трубы, м.
Продолжение примера
Расчет полярного момента сопротивления для колонны dMap = 0,127 м и dm
- 0,1086 м. (В соответствующих справочных пособиях и книгах приводятся
справочные данные о полярных моментах сопротивлениях для всех исполь-
зуемых бурильных труб).
W = — 0,127’ • [1 - °’1086/1 = 9,45 1О’6 .и3.
' 32 0,1274 J
13.2.6. Крутящий момент (н*м) во время углубления скважины
роторным способом определяется по формуле:
Л/>г=0,577-Т*Г71^1Гр, (13.15)
где кг- коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на
уровень напряженного состояния трубы; кг = 1,04 - для вертикальных сква-
жин; кг= 1,1 - для наклонно направленных скважин;
бр - напряжение растяжения в теле трубы, текущее, МПа;
и;-см5.
Продолжение примера
Расчет крутящего момента:
=0,577-Vl-04-l -344-94.5=9,3510 ' и-.w.
Касательные напряжения рассчитаем по формуле (13.13):
г =3751/94,51ОЛп3 =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): Рас-
считаем коэффициент запаса прочности для верхнего сечения труб марки Е:
п = 539 / 73442 + 4-39,69' =1,53.
Нормативные запасы прочности при квазистатичсском нагружении бу-
рильной колонны осевой растягивающей нагрузкой, крутящим моментом и
при наличии се изгиба, представлены в таблице:
Сгронге.1ьс1во скважин 1.1 Бурениг
забойными двигателями poiopiioe
На суше и на море со стацио- нарных оснований 1,40 1.45
На море с плавучих средств 1.45 1,55
13.3. СОПРОТИВЛЕНИЕ УСТАЛОСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОН-
НЫ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ПЕРЕМЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ОТ ИЗ-
ГИБА И КРУЧЕНИЯ, ОЦЕНИВАЕТСЯ КОЭФФИЦИЕНТОМ ЗА-
ПАСА ПРОЧНОСТИ НА ВЫНОСЛИВОСТЬ:
л=(^)о-А (>з.1б)
где (« ,)л- предел выносливости материала труб, МПа.
Согласно ГОСТ Р 50278-92 для труб ПВ, ПК, ПН (ТБПВ, ТБПК, ТБПН
значение >)л должно составлять не менее 160 МПа. Но поскольку эти тре-
бования не выполняются, то рекомендуется использовать табличные данные,
которые приведены в «Инструкции по расчету бурильных колонн [20].
ft - коэффициент снижения предела выносливости за счет пере!рузки
резьбы, ft = 0,6 для стали марки Д, ft = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.
о; - переменные напряжения изгиба, Па.
366
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): Рас-
считаем коэффициент запаса прочности для верхнего сечения труб марки Е:
п = 539 / ^344:+4-39,69" =1,53.
Нормативные запасы прочности при квазистатичсском нагружении бу-
рильной колонны осевой растягивающей нагрузкой, крутящим моментом и
при наличии се изгиба, представлены в таблице:
Сгронге.1ьс1во скважин 1.1 Бурениг
забойными двигателями poiopiioe
На суше и на море со стацио- нарных оснований 1,40 1.45
На море с плавучих средств 1.45 1,55
13.3. СОПРОТИВЛЕНИЕ УСТАЛОСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОН-
НЫ ПОД ДЕЙСТВИЕМ ПЕРЕМЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ОТ ИЗ-
ГИБА И КРУЧЕНИЯ, ОЦЕНИВАЕТСЯ КОЭФФИЦИЕНТОМ ЗА-
ПАСА ПРОЧНОСТИ НА ВЫНОСЛИВОСТЬ:
л=(^)о-А (>з.1б)
где (« ,)л- предел выносливости материала труб, МПа.
Согласно ГОСТ Р 50278-92 для труб ПВ, ПК, ПН (ТБПВ, ТБПК, ТБПН
значение >)л должно составлять не менее 160 МПа. Но поскольку эти тре-
бования не выполняются, то рекомендуется использовать табличные данные,
которые приведены в «Инструкции по расчету бурильных колонн [20].
ft - коэффициент снижения предела выносливости за счет пере!рузки
резьбы, ft = 0,6 для стали марки Д, ft = 0,55 для алюминиевого сплава Д16.
о; - переменные напряжения изгиба, Па.
366
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
13.3.1. Рассчитывают переменные напряжения изгиба (Па):
Л/.'/*', (13.17)
/.-•If, V >
где Е - модуль упругости материала труб, для стали Е = 2Ю11 Па; для
алюминиевых сплавов Е = 2 • 10х Па;
J- осевой момент инерции по телу трубы, м4;
(13-18)
где D и d- наружный и внутренний диаметры трубы, соответственно;
f - стрела прогиба:
/=(* (13.18)
2
где DCKe - диаметр скважины, м; D, - диаметр замка, м: К - коэффициент
кавсрнозности, обычно принимается К = 1,1.
WUI - осевой момент сопротивления высаженного конца трубы в основ-
ной плоскости резьбы (в опасном сечении резьбы - по пояску или по сварно-
му шву), м3:
где DHK, deK - наружный и внутренний диаметры высаженного конца тру-
бы, м;
13.3.2. Длина полуволны, м, определяется для сечения непосред-
ственно над УБТ:
= — ,(13.20)
w у /л.
367
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где w - угловая скорость вращения бурильной колонны, с ’, определяется
как £12, где п - число оборотов бурильной колонны, об/мин;
30
т, - масса одного метра трубы, кг/м.
Продолжение примера
Расчет коэффициентом запаса прочности
Шаг 1
Расчет [у =138.4 си3 берем из таблицы из справочников по бурению
или определяем по формуле (13.18)
Шаг 2
г. Л (0,21591,1-0,176)
Стрела прогиоа f ~ ' = 0 031 и
2 ’
ШагЗ
Осевой момент инерции берем из таблицы 7=592,4 см4 или определяем по
формуле (13.19).
Шаг 4
Длина полуволны:
, 3.14 /2-10"-594,2 10 м-6,282 ,
L =-----------------------------= 17,6 м .
6,28 V 30,6
Шаг 5
Переменные напряжения изгиба:
2-10"-592.4 10-8 0,031-9,86 = >/7а
17,6“-138,4-10’*
368
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Коэффициент запаса прочности рассчитываем по формуле (13.16):
л =100 0,6/8.44 = 7,1
Допустимый запас прочности пя = 1,5, п > ng
Альтернативное решение
Постоянное (среднее) напряжение изгиба определяется:
am=2 ad (13.21)
Расчет:
ст„, = 216,6 = 33,2 МПа
Коэффициент запаса прочности в нейтральном сечении считается, что оно
расположено над УБТ:
где । - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба,
МПа (табличные данные);
предел прочности, МПа (табличные данные).
Расчет:
ЮО
132-33,2 ' '
I о, о +
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 Dtt < 295,3 мм
>(0,854-0,75) Da (13.23)
для долот > 295,3л<л/
О,Л,2:(0,75+0,65) Д<, (13.24).
Пример: Определите диаметр основной ступени УБТ при бурении доло-
том диаметром 393,7 мм в осложненных условиях.
Решение
D - >0,65-393,7 = 255,9 л/л/.
Принимаем ближайший размер УБТ диаметром 254 мм.
2. Жесткость на изгиб основной ступени УБТ должен быть нс меньше
жесткости обсадной колонны (ОК), под которую ведется бурение
(£/). £(Е7) или определяется условием:
1-[(£>„-2^, )/Р„
,(13.25)
где £)i4w, (К - наружный и внутренний диаметры основной ступени УБТ;
D*, - 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
298,5
]-(100/254)4
0,851 >0,464,
Следовательно, наличие основной ступени УБТ диаметром 254 мм в со-
четании 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 бу-
рильным трубам необходимо, чтобы выполнялись условия:
- 0,75
0,75 • = 2,л , (13.26)
где I - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу вверх);
п - количество ступеней компоновки УБТ.
Длины ступеней УБТ могут равняться длине свечи или длине одной тру-
бы.
Длину 1-ой (основной ступени УБТ), м, для вертикального и наклонного
участков вычисляют по формуле:
cos a I 1-рж Ip,
£?,„ + & + •COSO' ,(13.27)
где t л) - приведённый вес 1 м длины /-ой секции УБТ, II (кге);
а - угол наклона профиля скважины на участке расположения (работы)
КНБК, для вертикального участка о=0;
К,) - коэффициент нагрузки на долото при роторном способе бурения
К,, =4/3=1,333(1], а при бурении забойными двигателями принимают
К>1,175;
Р<) - проектируемая нагрузка на долото, Н (кге);
pJpM ~ отношение плотностей жидкости и металла труб;
Qltt - вес забойного двигателя, И (кге);
371
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
- суммарный вес всех элементов КНБК за исключения забойного дви-
гателя и УБТ. Н(кгс);
I, - длина /-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 кН
= 12000 кг. Угол наклона - 20°. Плотность бурового раствора - 1,1 г/см3. Спо-
соб бурения роторный.
Выбор диаметра основной ступени УБТ:
> 0,85 -295,3 = 251 ли/.
Принимаем диаметр первой ступени УБТ D/=254 мм. Диаметр второй
ступени 0,75-£>! < D, <, Dt 0,75• 254 < D2 < 254 , таким образом принимаем
£>2=229 мм. Диаметр следующей ступени 0,75 • 229 < Dy < 229. Размер третьей
ступени в пределах этого соотношения принимаем Dj=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 рав-
ным длине одной трубы - 6,5 м, и вычисляем длину основной ступени УБТ
по формуле (5.21):
1
296,4-0,94
1,33312ООО_у ^26()+ ) =55 7„
. 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:
й„=210’^£^, (13.28)
где Е - модуль упругости стали, Н/м2;
372
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
J - осевой момент инерции сечения трубы, м4;
q - погонный вес 1 м грубы, Н.
II родолженне при мера
Рассчитайте критическую нагрузку на УБТ 254 мм по формулу (13.28) с
внутренним диаметром 127 мм и весом q = 2960 Н.
Сначала рассчитайте осевой момент инерции или найдите се из одного из
справочников:
J= — (D4-J4) = ^(0,2544 -0.1274) = 1,915 10’4м4.
64 ' 7 64 V '
Рассчитайте критическую нагрузку на УБТ 254 мм:
Qv = 2 10 ’ i]EJq2 = 2 • 10 ' • </2 -10" -1.915 10 4 - 29603 = 139 кН.
Поскольку QKp >G tun 139 >120 кН. то устанавливать промежуточную
опору нс следует.
Рекомендация. В компоновки УБТ диаметром более 203 мм промежуточ-
ные опоры можно нс устанавливать.
Пример: Рассчитайте критическую нагрузку для УБТ 146 мм и внутрен-
ним диаметром 75 мм. Вес I м УБТ - 970 И.
Решение. Момент инерции:
64 '
— • (0,1464 - 0.0754) = 2,07 • 10 5 м4. •
64 ' 7
Критическая нагрузка:
=210 '•^2 10,,«2,07 10 5 -9702 =31,5кН.
373
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Если нагрузка на долото превышает то для ограничения прогибов и
площади контактов УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать
промежуточные опоры.
Необходимое расстояние между промежуточными опорами находят из
зависимости:
а = к0-£, (13.29)
где к'о - 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:
£ = ^3O8.|o,97.„.g, (13.30)
П у у ч
где L - длина полуволны в нейтральном сечении, м;
п - частота вращения, об/мин;
Количество промежуточных опор на основной ступени УБТ:
т = ^~ (13.31)
а
Продолжение примера
Рассчитайте количество опор, когда нагрузка на долото 90000 II = 90,0
кН, число оборотов долота - п= 60 об/мин.
Шаг!
Длина УБТ необходимое для создания необходимой нагрузки:
/, = 1,15-90/0,97 = 106,7лг.
374
Глава 13
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Шаг 2
Определим длину полуволны:
66,408
60
10)97.60ЛН^
V 90
= 18,15лг.
ШагЗ
Расстояние между опорами:
о = 1,25-18,15 = 22,7лс
Шаг 4
Количество промежуточных опор:
т =
1^2 = 4,7
22,7
Окончательно принимаем количество опор 5.
Приложение
Механические свонова Maiepna.ia оальных бурильных «руб (СКТ) по ГОСТ 631 - 75
Показатели Группа прочности
л К Е л М Р Т
Предел текучести при рас1яжении, <т„, МПа, не менее 372 490 540 637 735 882 980
Предел прочности при рас1яжении, <т„ .МПа, не менее 637 687 735 784 882 980 1078
Модуль ун ру гости при растяжении, Е, Па 2,1 Ю”
375
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Механические свойства маюриала алюминиевых бурильных |руб (АБТ)
_________ но РД 39-013-90 (АБТ) _______________________
Показатели Марка сплава
Д16Г 1953Т1 АКА1Т1
Предел текучести при растяжении, 3111а. не менее 325 480 355
Предел прочное!и при растяжении, М Па. нс менее 460 540 430
Модуль упругости тфи растяжении, £, 7,06- IO10
Механические свойства материала стальных бурильных труб (СБТ)
по ГОСТ Р 50278 /стандартам АНИ
Показатели Группа прочности
Е/Е-75 Л/Х-95 M/G- 105 P/S-135 Т У
Предел текучести при растяжении, <тм, МПа, не менее Предел прочноетн при растяжении, МПа, нс менее 517/724 687 655/862 735 724/930 784 930/1138 882 1035/1241 1104 1170/1373 1)241
Модуль упругости при растяжении, Па 2.1 10"
376
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Механические свойства маюриала алюминиевых бурильных |руб (АБТ)
_________ но РД 39-013-90 (АБТ) _______________________
Показатели Марка сплава
Д16Г 1953Т1 АКА1Т1
Предел текучести при растяжении, 3111а. не менее 325 480 355
Предел прочное!и при растяжении, М Па. нс менее 460 540 430
Модуль упругости тфи растяжении, £, 7,06- IO10
Механические свойства материала стальных бурильных труб (СБТ)
по ГОСТ Р 50278 /стандартам АНИ
Показатели Группа прочности
Е/Е-75 Л/Х-95 M/G- 105 P/S-135 Т У
Предел текучести при растяжении, <тм, МПа, не менее Предел прочноетн при растяжении, МПа, нс менее 517/724 687 655/862 735 724/930 784 930/1138 882 1035/1241 1104 1170/1373 1)241
Модуль упругости при растяжении, Па 2.1 10"
376
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 глу-
бине (Z) будет равно:
-Л, S (L-Z), (14.1)
где р,и - плотность пластового флюида, заполнившего скважину во время
фонтанирования;
Рп, - пластовое давление;
L - расстояние от устья скважины до башмака колонны.
14.1.2. Максимальные внутренние давления в кондукторе и тех-
нической колонне имеют место после закрытия устья при бурении во
время газонефтеводонроявленнй (ГНВП), выбросов и открытого
фонтанирования
При вскрытии разведуемого разреза нет достаточной информации о
насыщенности пластов тем или иным флюидом. Поэтому при вскрытии раз-
всдусмого разреза или при наличии в разрезе нефтяного пласта с газовым
фактором более 200 м7т 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:
(14.2)
где е = (2 + S)/(2 - Ж 14.2.1)
377
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
0,03415-p-(L-z)
s =---------(14.2.2)
тТ.Р
Tq, = (T>^ T,)/2, (14.2.3)
Г», T, - температура соответственно на устье и забое. К;
m - коэффициент сжимаемости газа;
р - относительная плотность газа по воздуху.
Расчёт значения S можно выполнить по упрощённой формуле:
5 = 10'4-p-(L-Z), (14.3)
Распределение давления по длине колонны допустимо принимать линей-
ным:
= (14-4)
где Ря/ и Р„ определяются по формуле (8.2) соответственно при z = 0 и z
= L.
Для первых двух-трёх разведочных скважин небольшой глубины р при-
нимается равным 0,6. Но если известен состав газа и доля каждого компонен-
та, то следует определить плотность смеси газа по формуле:
Ku
22,41’
(14.5)
где МСЛ1 - молекулярная масса смеси
Км = Уi'MI + у2'М2 + ...У, К , (14.6)
У! у2 ...у, - объёмные (молекулярные доли компонентов);
К. К....М, - молекулярные массы компонентов.
378
Глава 13
ОБСАДНАЯ КОЛОННА
Молекулярные массы основных природных газов:
Метан Димен 'Jiaii Пропилен Пропан И юбман Изобутилен СО,
16 28 30 42 44 58 56 44
Относительная плотность смеси природного газа по воздуху определяется
как
р = (14.7)
Р<ю*>.
где = 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 но формуле:
Pez = pg\H-z\ (14.9)
При проектировании рекомендуется при вскрытии трещиноватых пород,
склонных к гидроразрыву и поглощениям, учитывать возможное опорожне-
ние колонны на 30 - 40%.
14.1.4. В случае открытого фонтанирования жидким пластовым
флюидом при Ру = 0, т.е. при переливе внутреннее давление рассчи-
тывается по формуле:
Р^Рф-S-^ (14.9.1)
где рф - плотность флюида.
14.1.5. Но во время открытого газового фонтанирования возмож-
но более существенное снижение внутреннего давления у башмака
обсадной колонны:
P„=P, g Н + Ргхк. (14.10)
379
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где Л< д. - гидравлические потери при движении фонтанирующего газо-
вого потока от башмака обсадной колонны до устья.
Если задаться расходом газа при открытом фонтанировании, то можно
рассчитать давление у башмака обсадной колонны по формуле:
0 = 3223-
-----—--------(Л2-е’ р-) —
pT^^fx--------' е,-\
(14.11)
где О - объёмный расход газа, приведённый к атмосферному давлению и
температуре 15,6° С, в м3/сут;
zcp - средний коэффициент сжимаемости газа;
Тер — средняя температура по стволу скважины. °К;
d- внутренний диаметр трубы, см;
Р2 - давление на глубине х, кгс/см";
Pi давление на устье фонтанирующей скважины, кгс/см2;
5 = 0.0683 рх + Тср-гср
f- коэффициент трения потока.
Пример:
О = 10 000 000 м3/сут предполагаемый расход газа при открытом фонта-
нировании;
d = 22,5 см диаметр обсадной колонны;
х = 4000 м глубина 245 мм обсадной колонны;
Тср = (120 + 20)/2 = 70° С, Тср = 70 + 273 =343° К средняя температура по
скважине;
Zcp = 1.3 ;/= 0,012 - данные взятые из работы [ 12];
Р\ = 10 кгс/см" давление на устье фонтанирующей скважине
5 = 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
22,55
10000000 = 3223 ----------—--------------(р? - 2,715 • 102)---
0,8 • 343 1,3 0/012- 4000' 1 ' 2,710’49
-10.5
Решим относительно Р2 и получим Р = 226 кгс/см*.
14.1.6. Если предполагается в скважине вески работы, связанные с
нагнетанием, например, для интенсификации притока или гидрораз-
рыва в эксплуатационной колонне, или глушении скважины в «лоб», то
следует проводить проверочный расчёт или даже учесть величину
внутреннего давления при проектировании подобных работ но формуле
P^=P„,i.+^p-P g (L-z)nP“ ° <2>L, (14.12)
ДР - избыточное давление на устье, необходимое для нагнетания непо-
средственно по колонне.
14.2. РАСЧЁТ НАРУЖНЫХ ДАВЛЕНИЙ
14.2.1. Наружное давление на момент окончания закачки тампо-
нажного раствора рассчитывают как i идросгатическое давление со-
ставного столба бурового и цементного растворов, а также буферной
жидкости. Важно помнить, что гидростатическое давление составно-
го столба всех жидкостей должно превышать пластовое давление
вскрытых коллекторов
14.2.2. Наружные давления после ожидания затвердения цемент-
ного раствора в интервале, закреплённом предыдущей колонной,
определяют по давлению составною столба буровою расi вора и гид-
ростатического давления жидкости затворения с плотностью pt =
1100 кгс/см2
Рн=Р g h + p, (z-h), (14.13)
381
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 пла-
стовою или горного давления, т. е. Ри. = Рп,. или Рн. = Pn g z,
гдерп - 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 ее углубления
и опробования, вплоть до окончания её эксплуатации.
14.4. ПРИМЕР РАСЧЁТА ВНУТРЕННИХ, НАРУЖНЫХ И ИЗ-
БЫТОЧНЫХ ДАВЛЕНИЙ
Промежуточная 245 мм колонна. Глубина сё спуска // = 4000 м, высота
подъёма цементного раствора плотностью 1910 кг/см3 h = 1000 м. После це-
ментирования колонны при дальнейшем бурении под спуск 168мм эксплуа-
тационной колонны на глубине L = 4500 м должен быть вскрыт продуктив-
ный газовый горизонт с пластовым давлением Рл, = 85 МПа с коэффициен-
том сжимаемости газа zcp = 0,98, температурой Т/. = 403° К, Г,, =ЗОЗТ) К, Тср -
353° К и относительной плотностью по воздуху 0,8. Первая 324мм промежу-
точная колонна спущена на глубину 2500 м. Плотность жидкости между 324
и 245 мм колоннами 1,78 г/см . В интервале 2600 - 2700 м водяной пласт с
пластовым давлением Рп, = 37,5 МПа; 3700 - 3750 м водяной пласт Рп, = 63,0
МПа.
Расчёт внутренних давлений
Определим максимальное внутреннее давление при закрытом устье после
открытого фонтанирования но формулам (14.2) - (14.4):
При z = И = 4000 м; 5 = 10л0,8- (4450 - 4000) = 0,036;
е = (2 +0,036)/(2 -0.036) = 1,04;
Р^ = 85/1,04 = 81,7 МПа.
При z = 0; 5= 10л0,8- (4450 - 0) = 0,356 или
5 = 0,03415- 0,8- (4450 - 0 )/ 0,98* 353 = 0,351;
/ = (2 + 0,356 ) / (2 - 0,356 ) = 1,433;
Л = 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 Р, = 0,5 МПа и свободном дебите Q = 2000000 м3/сут по форму-
ле (14.11)
Решаем относительно Р2 и получим Р2 = 64,7 кгс/см*.
3. Определим максимальное внутреннее давление при окончании цемен-
тирования по формуле при z = 0.
Рс = (p„-p6)g(77-//) + P.<. =(1910-1780)-9,8 (4000-1000) +
+ I06 12,5 = 16,3-10* 77а.
при z = 4000м по формуле
Рк =Рб8Н + Р> .=1780-9,8-4000 + 16,3-10* = 86.1-10* 77а = 86.1 МПа.
В процессе углубления скважины из-под 245 мм обсадной колонне мак-
симальное внутренне давление рассчитывается по формуле:
P«Z = Рб g + Рг.с.к.
при z = 4000 м
P«4(W = 1980 • 9,8 • 4000 + 2,5 • 106 = 80,1 • 10* Па = 80,1 МПа.
Расчёт наружных давлений
1. Наружное давление при окончании цементирования 245 мм колонны:
/’.«о. = Р.: g h+ рц g (H-h) = 1780-9.81000 +
+ 1910-9,8 (4000-1000) = 73,6 МПа.
= 1780 - 9, X -1000 = 17,44 МПа.
Н I или
1. Наружное давление после ОЗЦ
383
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Pw2550 = p6gh + p,g(2550-h) = l78°-9,81000 +
+1100-9,8 (2550-1000) = 34,15Л//7о
Р„,75О = 1780- 9,8 • 1 000 +1100 • 9,8 1750 = 34,6Л//7а
РиЛ65О = 1780 • 9,8 • 1 000 +1100 • 9,8 • (3650 -1 000) = 46.0Л//7«
= 1780 • 9,8 • 1 000 +1100 • 9,8 • (3800 -1 000 ) = 46,54МПа.
2. Наружное давление против первого водяного пласта в интервале 2550 -
2750 м принимаем равным пластовому - 37,5 МПа, а против второго в интер-
вале 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/см Л= 1000 м. После це-
ментирования колонны при дальнейшем бурении под спуск 168мм эксплуа-
тационной колонны на глубине L = 4500 м должен быть вскрыт продуктив-
ный газовый горизонт с пластовым давлением РП1 = 85 МПа с коэффициен-
том сжимаемости газа zcp = 0,98, температурой Г/. = 403° К, Ту =303° К, Тср =
353° К и относительной плотностью по воздуху 0,8 Первая 324мм промежу-
точная колонна спущена на глубину 2500 м. Плотность жидкости между 324
и 245 мм колоннами 1,78 г/см . В интервале 2600 - 2700 м водяной пласт с
пластовым давлением Рп, = 37,5 МПа; 3700 - 3750 м водяной пласт Рп, = 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 2 = Н = 4000 м; 5 = 10л0,8- (4450 - 4000) = 0.036.
е = (2 +0,036)/(2 -0,036) = 1.04.
= 85/1,04 = 81,7 МПа.
При z = 0 5=1 О^’ОЛ (4450 - 0) = 0,356 или
S = 0,03415- 0,8- (4450 - 0 )/ 0,98- 353 = 0,351.
е = (2 + 0,356 ) / (2 - 0.356 ) = 1,433.
Л. = 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 2
= 4000 м при Ру = 0,5 МПа и свободном дебите Q = 2000000 м’/сут по форму-
ле (14.11)
2000000 =3223
__________22,55__________
0,8 -353 0.98 0,012 -4000
-М
0,632
е°’632-1
0.5
Решаем относительно Р2 и получим Р2 = 64,7 кгс/см2.
3. Определим максимальное внутреннее давление при окончании цемен-
тирования по формуле при 2 = 0
= (1910-1780)-9,8 (4000-1000) + 106 12,5 = 16,3 106/7а
при z = 4000м по формуле
Рк = Р(.& Н + Р* = 1780-9.8-4000 + I6.3 1 06 = 86.1106/7« = 86.LVf/7«.
В процессе углубления скважины из-под 245 мм обсадной колонне мак-
симальное внутренне давление рассчитывается по формуле:
Рв: = РЛ8-+Рг^л.
при 7. = 4000 м
Рв^ = 1980 • 9,8 • 4000 + 2,5 • 106 = 80. 11 0ъ 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:
C««>=Agh+Ag(H-h) =
= 1780-9,8-1000 +1910-9,8 (4000-1000) = 73,6Л//7а
Р,1Ю0 = 1780 • 9,8 • I000 = 17,44Л//7а.
1. Наружное давление после ОЗЦ
= А • g • h + А • g - (2550-h) =
= 1780-9,8-1000 + 1100-9,8 (2550-1000) = 34,\5МПа
P„,75O =1780- 9,8 • 1000 + 1100 9,8 • 1750 = 34.6,W/fa
J6S0 = 17 80 • 9,8 • 1000 +1100 • 9,8 • (3650 -1000) = ЛЬМПа
Pm = 1780 • 9,8 • 1000 +1100 9,8 (3800 -1000) = 46, ЫМПа.
2. Наружное давление против первого водяного пласта в интервале 2550 -
2750 м принимаем равным пластовому - 37,5 МПа, а против второго в интер-
вале 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 теоретиче-
ского веса спущенной колонны:
0 = 2?.?,. (14-14)
I
где п - число секций обсадной колонны; q - вес одного погонного метра
трубы; /| - длина секции.
386
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Расчёт наружных давлений
1. Наружное давление при окончании цементирования 245 мм колонны:
C««>=Agh+Ag(H-h) =
= 1780-9,8-1000 +1910-9,8 (4000-1000) = 73,6Л//7а
Р,1Ю0 = 1780 • 9,8 • I000 = 17,44Л//7а.
1. Наружное давление после ОЗЦ
= А • g • h + А • g - (2550-h) =
= 1780-9,8-1000 + 1100-9,8 (2550-1000) = 34,\5МПа
P„,75O =1780- 9,8 • 1000 + 1100 9,8 • 1750 = 34.6,W/fa
J6S0 = 17 80 • 9,8 • 1000 +1100 • 9,8 • (3650 -1000) = ЛЬМПа
Pm = 1780 • 9,8 • 1000 +1100 9,8 (3800 -1000) = 46, ЫМПа.
2. Наружное давление против первого водяного пласта в интервале 2550 -
2750 м принимаем равным пластовому - 37,5 МПа, а против второго в интер-
вале 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 теоретиче-
ского веса спущенной колонны:
0 = 2?.?,. (14-14)
I
где п - число секций обсадной колонны; q - вес одного погонного метра
трубы; /| - длина секции.
386
Глава 13
ОБСАДНАЯ КОЛОННА
14.6. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ
Избыточное наружное давление Рщ не должно превышать допустимого
Рч/п\ где п\ - коэффициент запаса прочности. Для секций, находящихся
в пределах эксплуатационного объекта, п\ =1,0....1,3 (в зависимости от
устойчивости коллекторов); для остальных секций /ц =1,0; значения критиче-
ского сминающего давления Ркр для наиболее используемых обсадных труб
приведены в приложении.
Избыточное внутреннее давление не должно превышать допустимого
= Рт/п2, где - коэффициент запаса прочности на внутреннее давление. Для
труб диаметром 114-219 мм в исполнении А и Б л2 = 1,15. Для труб диамет-
ром свыше 219 мм л2 = 1,15 (для труб в исполнении А) и /ь = 1,45 (для труб в
исполнении Б). Значение предела текучести на внутреннее давление Рт при-
ведены в приложении.
Расчет на растяжение колонн (страгивающие нагрузки) из труб с резьбой
треугольного профиля (ГОСТ 632-80) производят по формуле Яковлева -
Шумилова. Численные значения Ptm приведены в таблицах в справочниках
инженера - технолога. Вес колонны не должен превышать значения [PJ, т.е.,
0<[Р] где [Р]= Рси/пуу где п-у - коэффициент запаса прочности.
Расчет на растяжение колонн труб с резьбой трапециевидного профиля
(ОТТМ, ОТТГ и ТБО по ГОСТ 632-80) производят по разрушающей нагруз-
ке, наименьшей из подсчитанных, исходя из условий:
- разрушения по телу трубы в опасном сечении;
- выхода трубы из сопряжения вследствие уменьшения поперечных раз-
меров трубы от удлинения при растяжении;
- разрушения по муфтовой части соединения в опасном сечении.
Допустимые значения растягивающей нагрузки [Д] определяют по формуле
[Р]= Рра/пу. Значение [/^приведено в справочниках инженера - технолога.
14.7. ЗАПАС ПРОЧНОСТИ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВА-
ЖИН
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 учетом изгиба определяется в зависимо-
сти от искривления как для наклонно- направленных скважин. Вес колонны
Q нс должен превышать допустимого, т. с. 6<[Р], где [Р]=Ргя/лз, коэф-
фициент запаса прочности (см. табл.).
Коэффициент запаса прочности на растяжение
Диаметр труб, мм Длина колонны, м Коэффициент тапаса проч- ности в вертикальной скважине
114.. ...168 до 3000 свыше 3000 1,15 1,3
178.. ....245 до 1500 свыше 1500 1.3 1.45
273.. ...324 до 1500 свыше 1500 1,45 1.6
свыше 324 до 1500 свыше 1500 1.6 1.75
Для труб с резьбами трапецеидального профиля с нормальным диаметром
муфт (ОТТМ. ОТТГ, ТБО и импортных труб с резьбой «Батресе», «Экстрем
лайн» и др.):
- при интенсивности искривления скважин до 5/10 м для труб диаметром
до 168 мм и до 3°/10 м для труб диаметром свыше 168 мм расчет на проч-
ность соединения при растяжении производят так же, как для вертикальных
скважин без учета изгиба:
- при интенсивности искривления от 3 до 5°/10 м для труб диаметром
свыше 168 мм допустимая нагрузка на растяжение уменьшается на 10%.
Для гладкой части трубы на изогнутом участке ствола, коэффициент за-
паса прочности определяется по формуле:
"д=---------Щ--------г, (14.15)
1-„, -0.5) ' ’
где л5 = 1,25; а0 - интенсивность искривления ствола; 4 - коэффици-
ент, учитывающий влияние формы тела и её прочностные характеристики.
Для труб диаметром 114, 127 и 140 мм А =0.031-0.011, Большие значения
Ау 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 эксплу-
атационного 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 пре-
делу 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:
£10*
(14.16)
4ltg(a + </>)
где Рк - осевая растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле
трубы, закреплённой в клиновом захвате, доходит до предела текучести;
F — площадь сечения трубы, м ,
ст, - предел текучести материала трубы, МПа;
dcp — средний диаметр трубы, мм;
/ - длина плашек клина, мм;
а - угол уклона клина = 9° 27 15" (уклон 1:6);
Ф - коэффициент трения = 0,2;
£ - коэффициент охвата трубы плашками (0,7 < е < 1,0), а также может
быть определён в зависимости от типа захвата £ = у • т / 1л , где у > 60° -
угол охвата трубы плашками одного клина, т - число клиньев.
Вес колонны не должен превышать допустимого значения [Р], которое
рассчитывается как, [Р]=Рк/п4; w4=l,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 воздей-
ствуют различные термодинамические условия. При эксплуатации нагнета-
тельных и газлифтных скважин свободная незацементированная часть ко-
лонны. особенно в зимнее время, охлаждается и соответственно укорачивает-
ся, 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 дополнитель-
ные сжимающие усилия, ведущие к потере устойчивости колонн. Следует так
же отметить, что при глушении скважины происходит охлаждение колонны,
следовательно, возникают сжимающие нагрузки.
Усилие натяжения Q„ (кН) обсадной колонны перед обвязкой устья долж-
но превышать вес свободной части колонны Q-.
QH =е+а£ГД/10’3+0,31р</2103-
-0,655-/-g*(D2-</2 •/>„)• 10"6, (14.17)
где р внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или
при интенсификации, МПа;
/ - длина свободной части колонны, м;
D nd - соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м;
Рр> А - плотности жидкости за колонной и внутри неё в процессе экс-
плуатации, кг/м ,
а - коэффициент линейного расширения, 1 /°C;
Д/ - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, °C;
Д/ = (/3 -/j ) + (/4 -Г2)/2 , где /3,/| - температура колонны на устье со-
ответственно при эксплуатации и до неё; /4,/2 - температура колонны на
голове цементного камня соответственно при эксплуатации и до неё.
Значение усилия натяжения О„ не должно превышать допустимой осевой
нагрузки [Р] на трубы колонны, т. е. QH <[Р].
В процессе освоения, эксплуатации и ремонте скважин должно соблю-
даться следующее условие прочности:
390
Глава 13
ОБСАДНАЯ КОЛОННА
Й,-й-/’ + /’г-Р3<[/’]
а-а* И
где б, - все колонны от устья до рассматриваемого сечения;
Р} - осевое усилие, возникающее в колонне в результате температурных
изменений;
Л - осевое растягивающее усилие, возникающее в колонне в результате
действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации;
Л - осевое усилие, возникающее в колонне в результате действия внеш-
него и внутреннего гидростатического давления.
Р2 = 0,41 pd2
/>=(),235 /g(D!Ap„-</2A/>.),
где А/ - при нагревании положительна, при охлаждении - отрицательна;
I - расстояние от устья скважины до рассматриваемого сечения;
Ар;, - Рр- Рр J Аря = рн- ра , где Рр, р„ - плотность жидкости в сква-
жине после спуска и цементирования колонны.
Статистическая обработка результатов расчётов величины натяжения, т.с.
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 об-
садной 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 депрес-
сии 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 следу-
ющего соотношения:
_РЛ (is.,)
где (Усж - предел прочности породы на сжатие, который может отли-
чаться по каждой скважине на месторождении и подвергаться изменениям
из-за проникновения фильтрата бурового раствора;
к = 1э-(1 — и)- коэффициент бокового распора, а о - коэффициент Пуас-
сона;
р.=РсР'& горное давление, Рср~ средняя плотность вышележа-
щих над продуктивным пластом горных пород; рср = 2300- 2500кг/ л<3;
Н - глубина нахождения продуктивного пласта; Рп, - пластовое давление.
Прочность пород на сжатие зависит от их зернистости, плотности, влаж-
ности 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 увеличе-
нием 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 умень-
шается на 25 - 45 %.
Пример: Определите допустимую депрессию из условия прочности при-
забойной зоны пласта, представленного песчаником (а( = 18 МПа; и = 0,32).
Горное давление Р. =58,8 МПа; пластовое давление РЛ, = 28 МПа.
Решен не
ЬР < у-0,32(1 -0,32) (58.8-28) = 2,3 МПа.
15.1.2. Значение допустимой депрессии для трещиноватых кол-
лекторов из условия избежания смыкания трещин можно оценить но
формуле:
где 8- раскрытое™ трещин, мм; / - длина трещин, мм; Е - 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; 6 = 0,2 мм; / = 200 мм; и = 0,3.
Решение
0,2-1,5-10
ДР <-------—7------г = 4,1
4-200 (1-0,3-)
МПа.
393
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 проч-
ность цементной оболочки между водоносным горизонтом или водо-
нефтяным контактом (ВПК) и наиболее близким перфорационным
каналом:
ДР2/’„-(Р„-аЛ), (15.3)
где РЯ1 давление в водоносном горизонте либо в ВНК;
h - высота качественной цементной оболочки между водоносным гори-
зонтом и близким к нему перфорационным каналом;
а - допустимый градиент давления на цементную оболочку, МПа/м, ре-
комендуется принимать в расчетах а нс более 2,5 МПа/м.
Пример: Определите ограничение по величине депрессии, если каче-
ственная цементная оболочка между водоносным горизонтом и перфораци-
онным каналом нс превышает 1,5 м. Пластовое давление 32 МПа.
Решение
ДР < 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:
ЬР>Р^ (15.4).
Значение рсппр зависит от коллекторских свойств пласта и степени загряз-
ненности призабойной зоны. Как правило, оно составляет 2-5 МПа.
Для слабосцементированных пластов (коэффициент сцепления (Ке1, = 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 нс 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:
P^.=P..-pgH. (15.4)
если 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:
(15.5)
где РфуН ~ плотность пластового флюида и глубина кровли продуктив-
ного пласта.
Пример: Определите величину депрессии при переводе скважины на во-
ду и затем на пластовый флюид плотностью рф = 750 кг/м3. Глубина продук-
тивного пласта Н = 2800 м. Пластовое давление РЛ1 = 32 МПа.
Решение
Скважина переведена на солевой раствор плотностью ра„ = 1050 кг/м’:
Р =32-1050- 2800 • 9,8 • 1 (Г6 = 32 - 28,8 = 3,2 МПа.
дсп ' ’ ’
Скважина заполнена пластовым флюидом:
Р]е1, =32-750-2800-9,8-10* =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 опреде-
ление избыточного давления в затрубном пространстве и трубах, а также
замерьте объём при тока.
Если переход на более лёгкую жидкость осуществлялся через затрубное
(кольцевое) пространство, то пластовое давление легко рассчитывается по
формуле:
= (15.6)
395
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:
P^.=P..-pgH. (15.4)
если 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:
(15.5)
где РфуН ~ плотность пластового флюида и глубина кровли продуктив-
ного пласта.
Пример: Определите величину депрессии при переводе скважины на во-
ду и затем на пластовый флюид плотностью рф = 750 кг/м3. Глубина продук-
тивного пласта Н = 2800 м. Пластовое давление РЛ1 = 32 МПа.
Решение
Скважина переведена на солевой раствор плотностью ра„ = 1050 кг/м’:
Р =32-1050- 2800 • 9,8 • 1 (Г6 = 32 - 28,8 = 3,2 МПа.
дсп ' ’ ’
Скважина заполнена пластовым флюидом:
Р]е1, =32-750-2800-9,8-10* =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 опреде-
ление избыточного давления в затрубном пространстве и трубах, а также
замерьте объём при тока.
Если переход на более лёгкую жидкость осуществлялся через затрубное
(кольцевое) пространство, то пластовое давление легко рассчитывается по
формуле:
= (15.6)
395
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где Рл. - гидростатическое давление жидкости по затрубному простран-
ству; PUJK - избыточное давление на устье затрубного пространства.
Затем следует восстановить циркуляцию с одновременным открытием ре-
гулируемого дросселя и одновременной фиксацией давления на насосе. По-
дача насоса должна быть нс большой, т.е. нс более 3 л/с, чтобы потерн в тру-
бах были минимальные, поскольку они увеличивают забойное давление. Ес-
ли давление на насосе снижать за счёт открытия дросселя до Ьр, величину
которой принимают нс более 1,0 МПа, то величина депрессии будет равна
Рл, =Л..-Лг-^-
Прокачку легкой жидкости (воды) через затрубное пространство следует
продолжать с заданной подачей насоса, поддерживая давление на насосе по-
стоянным и с замером объёма в приёмной ёмкости во времени за счёт работы
пласта. Зная Q-W!t и &piien можно оценить фактический коэффициент
продуктивности (гидропроводности)
, где к- проницае-
Ьр
мость пласта, м2; Л- толщина пласта, м; Ь- объёмный коэффициент пла-
стовой нефти; Р вязкость нефти в пластовых условиях, МПас, Q- м/с; ДР
- 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 волу плотностью рсо., = 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 дав-
ление в грубах и затрубном пространстве.
Избыточное давление в затрубном пространстве Ри1К = 2,0 МПа, а в тубах
Putm - 3,0 МПа. Определите пластовое давление (глубина перфорационных
отверстий Н= 2800 м).
396
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Решение
Рп, = p.-Hg + Ри„= 1050-2800-9.8-10л + 2,0 = 28,8 + 2,0 = 30,8 МПа.
Возобновите перевод скважину на воду при поддержании забойного дав-
ления равного 29,8 МПа (депрессия I МПа). При этом продолжайте закачи-
вать воду с подачей 3 л/с и поддерживая давление на насосе постоянным с
помощью регулируемого дросселя. Давление на насосе определяется по фор-
муле:
Р„= Р^+Рг.с- ЬР-
где Р„ - давление на насосе;
ДР - заданная депрессия;
Ргс - гидравлические сопротивления циркуляционной системе, которые
определяются по формуле:
(о Y
Р = 0,9-Р" ,
ш
где р" - давление на насосе при подаче Q,„ которое имело место при
промывке перед началом перевода скважины на легкую жидкость;
Ок - подача насоса при переводе на легкую жидкость.
(зу
Р = 0,9-8,0 - = 7,2 МПа.
Давление на насосе:
Р„ = 2,0 + 7,2-10 = 8,2 МПа-
Замерьте объем притока за t =250 с, который составил 1Г =1,050 м\ Рас-
считайте расход:
Q = W/t = 1050 л/250с = 4,2 л/с.
Определите коэффициент продуктивности;
г/ = -^- = 4*2’10 =4,2-10 3 м’/МПа.
ф ДР 1,0
397
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Определите в условиях, когда; h = 12 м; b = 1,1; ц = 0.002-106 МПа-с
среднюю проницаемость коллектора:
А = = - •1,10,00210~6 = 0,77-10",2м2 =0,77 д.
h 12
Чтобы снять зависимость £2 =/(Др) следует изменять давление на
насосе на заданную величину и вести прокачку при той же подачи с измере-
нием времени и объёма поступившего флюида.
15.3. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ ВОЗДУШНОЙ ПО-
ДУШКИ
Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в сква-
жине, 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 но
формуле:
Я + ----*2-Е---
/i+iovg-н,
где Н - глубина снижения уровня в скважине после срабатывания воз-
душной подушки, м;
кпп - эмпирический коэффициент, квп = 0,8;
Н№„ - высота воздушной пробки, м;
Н„ - высота столба воды, закаченной для продавки воздушной подушки, м;
РК — давление в кольцевом пространстве (на выходе компрессора) перед
нагнетанием воды, МПа;
5 - площадь сечения кольцевого пространства;
398
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
5MWN - площадь проходного сечения колонны НКТ;
р - плотность воды, кг/м3.
Уровень жидкости над воздушной подушкой, определяется объемом за-
каченной воды К,:
Н.= V./S.
Высота воздушной подушки зависит от давления в кольцевом простран-
стве:
н.„= P.I pg
Для того, чтобы пузырьки газа не могли мигрировать вверх по потоку за-
качиваемой воды, подача насоса должна удовлетворять следующему усло-
вию:
а>$М *
" L Jmxii
где минимальная скорость воды, предотвращающая всплытие
вверх пузырьков газа, [у] =0,4 м/с-
L Jmiih
Пример: Определить глубину снижения уровня воды в скважине в про-
цессе вызова притока при помощи воздушной подушки и минимальную по-
дачу насоса для таких условий: внутренний диаметр эксплуатационной ко-
лонны 0,124 м; колонна НКТ, у которой внешний диаметр 73 мм, а внутрен-
ний - 62 мм. Плотность воды 1000 кг/м3. Давление воздуха в кольцевом про-
странстве перед закачиванием воды 6,0 МПа; количество воды, закаченной в
кольцевое пространство 6,5 м3.
Решение
1. Высота воздушной подушки в затрубном пространстве:
Явп = 6106/1000-9,81 =612 м.
2. Высота столба воды над воздушной подушкой:
Нл = 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 "I 0.0079
Н = 0,8 • 612+------------------------------------= 506 м.
t 6,0-+10*’ -1000-9,81-823,1 0,0079 + 0,003
4. Минимальная подача насоса при продавки воздушной подушки:
£>, > 0,0079 0,4 = 0,0032 м’/с = 3,2 л/с.
153.2. Альтернативное решение но определению глубины опорож-
нения можно представить но В.Д. Мал сванскому. Величина //^ но В. Д.
Малеванскому, может быть определена но упрощённой формуле:
^ = ^2^, (15.8)
где х- высота газового пузыря, поступившего на забой;
Л| = Н-х, где Н - 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 О,75Лкр, 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 об-
ладает запахом и вкусом, не токсичен. Масса 1 м3 газообразного азота при
нормальных условиях составляет 1,25 кг, следовательно, он тяжелее углево-
дородных газов. При температуре 195,8°С газообразный азот превращается
в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м , а при дальнейшем
охлаждении - в твёрдую массу с температурой плавления - 209,9°С. Теплота
400
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
парообразования равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м3 жидкого азота полу-
чают 702,5 м3 газообразного азота при 20°С и давлении 0,1 МПа. При темпе-
ратуре tKp = - 147°С и давлении ркр = 3,35 МПа азот обладает плотностью 311
кг/м и находится в критическом состоянии. Газообразный азот слабо раство-
рим в нефти и воде. Например, при давлении 30 МПа и температуре 50°С
растворимость азота в нефти 40,5 м /м , а в воде значительно меньше - 2,5
м3/м3.
15.4.1. При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практи-
чески без отклонения от законов идеальных тазов и, поэтому измене-
ние объёма описывается зависимостью:
v _ у, пхъР,
0 />,-(273,2 + /)’
где Уп,рп - объём и давление в нормальных условиях;
У,, Pt - объём и давление в данных условиях.
Если азот объёмом в 1 м3 находится под давлением 20 МПа и температуре
40°С. что примерно соответствует условиям скважины глубиною 2000 м, то
его объём в нормальных условиях составит:
1,0-273,2-20
0,1 (273,2 + 40)
= ! 74,4.1/3
Азот, закаченный в скважину, сохраняет газообразное состояние, что обу-
словлено его критическими параметрами.
Необходимый объём газообразного азота для вытеснения жидкости,
находящейся в скважине, определяют по следующим зависимостям при
условии закачки:
в лифт (насосно-компрессорные грубы)
77? 7
Ункя = 8 Л • < • Н • Р • , (15.10)
1 273,2+ /.р V '
в затрубное пространство
401
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Г =8,|(П2-<2)-ЯЯ—27X2 , (15.11)
’ V ф 273,2 + t/ 1 7
где Унк„ и V, - объём газообразного азота, м3;
Н — глубина спуска лифта, м;
Рср - среднее давление в полости скважины, МПа:
Рср = (Л. + Р6) / 2 ; Рл, и Ру - давление закачиваемого азота соответ-
ственно у башмака лифта и на устье, МПа;
Рб =Н рм g-IO‘; Р=Р1е'л'^"р-, (15.12)
где р* - плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3;
ра — относительная плотность азота, ра = 0,97 .
Пример: Определить потребный объём азота для вытеснения жидкости
из скважины с внутренним диаметром D = 126 лш, в которую спущен лифт
диаметром dHKIIt= 73 ми (dKH = 62 мм), глубиною //=2500 л/; плотность
жидкости рж = 1000кг / л/3; средняя температура в скважине f = 45°С.
Решение
=2500 1000-9,8Ю~6 =24.4Л//7а ;
Ру = 24,5/е'-210"2500 097 = \ЬЗМПа\
Рр=(24,5 + \ЪУ)/2 = 2\ч9МПа ;
Р =8,10.0622 -2500-21.9—2П2— = 1464л?;
273,2 + 45
273 2
И = 8,1 • (0,1262 - 0,0722) • 2500 • 21,9-—-= 3998 л?.
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 снижа-
ется. На практике для оценки забойного давления пользоваться формулой:
P(-P,+zaopo.ln(P,/P>) = pg.£€W, (15.3)
где Р, и Pv - давление у нижней и верхней траниц столба смеси или
для всего столба жидкости давление на забое и устье скважины;
Ро — атмосферное давление;
z - коэффициент сжимаемости;
Р - плотность жидкости;
- газожидкостное отношение, приведённое к стандартным условиям
Ро =0,\МПа и t = 20°C;
LCM - высота столба смеси.
В этом уравнении два неизвестных Р, и . 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 газожидкост-
ное отношение :
р • g • £см - Рз + Р
а0 -------------------
zp0-lnPr/Pv
Пример: Положим глубина освасмого пласта L{U = 3000.w . Необходи-
мо снизить забойное давление на 4,0 МПа. Определите, какое должно быть
газожидкостное отношение. Скважина заполнена водой. При освоении сква-
жины на устье поддерживается давление 0,5 МПа. Коэффициент сжимаемо*
403
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:
1000-9,8-3000 10"6-(29,4-4,0) + 0,5 ,,
ап =-------------------------------= 11.69.
1 0,098 £л25,4/0,5
Предположим, освоение скважины ведётся с использованием компрессо-
ра СД-9/101, производительность которого составляет 9 м3/мин. Чтобы вы-
держать расчётное газожидкостное отношение необходимо иметь подачу по
жидкости равную: Qx -QHI а0 = 9 • 103 / 60 • 11,69 = 12,83 л / с.
В расчёте не учтена динамика процесса, т.с. не учтены гидравлические
сопротивления в циркуляционной системе скважины. Очевидно, что при до-
статочно больших гидравлических сопротивлениях в трубах (5,7 МПа при
обратной промывке) нс позволят получить при данном газожидкостном от-
ношении желанное забойное давление. Кроме того, задача выбора режима
перевода скважины на газожидкостную смесь или пену осложняется невоз-
можностью менять режим работы компрессора. Но использование регулиру-
емого дросселя на выходе потока позволяет поддерживать требуемое забой-
ное 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 режим-
ных параметров газожидкостной смеси для выбора планируемой депрессии.
Если примем подачу цементировочного агрегата равную 5 л/с. то определим,
какое будет газожидкостное отношение а0 = Qe / Qm = 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 получим:
LnP„c/P,-P, =P'g L~P"<i.
Уравнение решается методом последовательных приближений. Для при-
нятых ранее условий:
404
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Ln25,4/Py-Py
1000-9.8-300010 6-25,4
301 0,098
Принимаем Ру = \<5МПа , тогда 2,829-1,5* 1,36. Поскольку правая
часть больше левой снижаем Ру 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
Ру = \у5МПа . Итак, после того как газожидкостная смесь (пена) начала по-
ступать в трубы (обратная промывка) постепенно перекрываем поток дроссе-
лем, полнимая давление перед ним до 1,5 МПа. Продолжая подачу газожид-
костной 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 депрес-
сии и качественную очистку призабойной зоны пласта. Плотность пены ста-
бильна в сравнении с плотностью газожидкостной смеси, поскольку скорость
всплытия пузырька в воде существенно (~ 4 раза) больше чем в 1%-ном вод-
ном растворе ПАВ.
Плотность пены можно оценить по формуле:
Р Т '
1 + а
РТ
(15-М)
где рж - плотность жидкости, кг/м ;
рг° — плотность газа при нормальных давлении Рп (1,0 кг/см‘) и темпера-
туре Т„ (°К);
405
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Ln25,4/Py-Py
1000-9.8-300010 6-25,4
301 0,098
Принимаем Ру = \<5МПа , тогда 2,829-1,5* 1,36. Поскольку правая
часть больше левой снижаем Ру 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
Ру = \у5МПа . Итак, после того как газожидкостная смесь (пена) начала по-
ступать в трубы (обратная промывка) постепенно перекрываем поток дроссе-
лем, полнимая давление перед ним до 1,5 МПа. Продолжая подачу газожид-
костной 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 депрес-
сии и качественную очистку призабойной зоны пласта. Плотность пены ста-
бильна в сравнении с плотностью газожидкостной смеси, поскольку скорость
всплытия пузырька в воде существенно (~ 4 раза) больше чем в 1%-ном вод-
ном растворе ПАВ.
Плотность пены можно оценить по формуле:
Р Т '
1 + а
РТ
(15-М)
где рж - плотность жидкости, кг/м ;
рг° — плотность газа при нормальных давлении Ptt (1,0 кг/см‘) и темпера-
туре Т„ (°К);
405
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
a = IQ* ~ отношение подачи газа к подачи жидкости;
Р - давление столба пены в скважине, кг/см ;
Т- температура в скважине, °К.
Пример:
Определите плотность пены (1% водный раствор ПАВ) на глубине 950 м
при давлении столба пены 85 кг/см" и температуре 303 °К, степень аэрации
20; плотность газа 1,0 кг/м3.
Решение
1000 + 20-1,0
1 + 20-10 293
85-303
= 831 кг/м3.
15.7. ПУСКОВЫЕ КЛАПАНА
Пусковые клапана устанавливаются на НКТ, на глубинах соответствую-
щих проектируемой депрессии. Сущность метода заключается в нагнетании
сжатого газа или азота в кольцевое пространство между НКТ и обсадной ко-
лонной. 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 вы-
броса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, с по-
мощью канатной технике), а уровень жидкости в затрубном пространстве
понижают до уровня размещения следующего клапана.
Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана:
£ = Л +----------------------------г - А£, (15.15)
g(I-b5/S_).(P/,-p...P_/p0)
где hcm - расстояние от устья скважины до статического уровня в ней,
м. Определяется из расчёта заданной величины забойного давления;
406
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
“ давление на выходе компрессора или пусковое давление, Па;
р. - плотность газа (азота), нагнетаемого в затрубное пространство,
кг/м3 *;
р0 - атмосферное давление, Па;
А£- разность между расчётным и фактическим уровнем размещения
клапана, м.
Клапан следует устанавливать на 20 - 25 м выше рассчитанного уровня.
Второй клапан размещают на глубине;
/ — / +___________________________221"________________________л/
(15.16)
Пример: Определить, на каких глубинах в колонне НКТ следует разме-
стить пусковые клапана для вызова притока флюида. Колонна НКТ с внеш-
ним и внутренним диаметрами 60 50,3 мм соответственно находятся в сква-
жине с внутренним диаметром эксплуатационной колонна 126 мм. Эксплуа-
тационная колонна заполнена жидкостью плотностью 1010 кг/м , статиче-
ский уровень которой находится на глубине 920 м. Среднее пластовое давле-
ние 15,0 МПа. Для вызова притока необходимо создать депрессию 4.0 МПа.
Максимальное давление на выходе компрессора составляет 8,0 МПа. Плот-
ность газа 1,29 кг/м3, атмосферное давление 0,1 • 106 МПа.
Решение
1. Уровень жидкости в скважине, обеспечивающий приток:
= (Рп, - W(g-p) = (15 - 4)106/(9,8 1010) = 1102 м.
2. Расстояние от устья скважины к месту размещения первого
клапана:
£,=920 + 8/9,81- 1
0,785 • (0,1262 - 0,Об2)
O.785-O.O5O32
1010-
1.29 810^
0,1 Ю6 )
-20 = 1271 м.
3. Расстояние от устья скважины к месту размещения второго
клапана:
407
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
£] =1271 + 8/9,81- 1 +
0,785-(0,126:-0,06:)
0,785 О,О5ОЗ:
1010-
1,29-8-10*
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:
Vcm=S\HCM-Нуп\
где S=0,785-(f«« -площадь внутреннего поперечного сечения НКТ (d„N -
внутренний диаметр НКТ);
Объем притока флюида из пласта в скважину:
Г/гря=5<Я<шл-Я„,.|),
где глубина отбора скважинной жидкости свабом в момент време-
ни
Нуп+/ - глубина уровня скважинной жидкости, достигаемая свабом при
последующем (п+1) спуске его в скважину в момент времени
Продолжительность притока из пласта в скважину:
Tn Aw+1
Текущий дебит скважины:
0„=—. (15.17)
г„
Среднее значение текущей депрессии на пласт:
Н + Н
W P g • (Яя.--- (15.8)
408
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
где НП1 - глубина залегания пласта; Рп, - пластовое давление; р - плот-
ность скважинной жидкости; g - ускорение силы тяжести.
Среднее текущее значение фактической продуктивности пласта:
s,. ’ <|519>
Среднее текущее значение показателя относительной продуктивности
пласта (ОП):
ОП=-^-, (15.20)
^фл
где £фл - потенциальная продуктивность пласта.
15.9. ГЛУШЕНИЕ
15.9.1. Подача насоса должна быть нс большой, из расчёта нс пре-
вышения гидравлических сопротивлений до 0,2 МПа на 1000 м
кольцевого пространства. Расход для вязкой жидкости можно опре-
делить но известной формуле:
Q = 0,785 • (D2 -d')• Л
v 7 V *P •£
(15.21)
Для скважины с внутренним диаметром О = 0,126.им, в которую спу-
щены НКТ диаметром d = 13мм , расход для жидкости глушения плотно-
стью р = 1050 кг! м* будет равен при Л = 0,04 :
, , м /2-0,2-10*-(0,126-0.073) .
0 = 0.785- 0,126*-0,073-) J----------—----------= 0,0059 л?/с = 5,9 л/с
' 7 V 0,04-1050-1000
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: Ри = Ри,т + Ргс,
где ~ давление на устье в трубах;
Р.- гидравлические сопротивления в циркуляционной системы сква-
жины (расчётная величина).
15.9.2. Глушение скважин с АНПД проводят в два этапа. На пер-
вом этапе глушение ведётся с применением блокирующей жидкости,
в процессе которого формируется эффективный экран, препятству-
ющий проникновению основной жидкости глушения в глубь пласта.
И только после этого, па 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 м\
Продавка продолжается жидкостью глушения до момента выхода блокиру-
ющей жидкости в затрубное пространство с последующей продавкой I - 2 м
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:
Р,= a_ 0,785-(D2-rf2), (15.22)
410
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Таблица 15.1
Иокамгелн ГОСТ 6ЛМ0 ЛИП
д К Е л м Н-40 J-55 С-75 Н-80 Р=105
Временное 650 7(H) 750 800 900 422 507 688 703 844
сонропииение ра>рыпу. МПа Предел текуче- ci м при рае।fl- жен и и. МПа: средний 380 500 550 650 750
минимальный - - 281 387 527 562 738
максимальный - - - - - 400 562 633 772 949
15.10.1.2. Собственный вес комбинированной колонны НКТ опреде-
ляется весом каждой секции. Вес трехсекцнонной колонны:
= Л. А +Л2 >2 Р, +Л> I,Р,< <15-23>
где Frl, Fr2 , Ft3 - площади сечения труб соответствующей части колон-
ны, м;
/i, /2, /з - длина соответствующей секции колонны, м;
р, - плотность материалов труб, кг/м3.
15.10.1.3. Максимальное усилие, которое разрушает резьбовое соеди-
нения в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу
текучести, определяют по формуле:
/rJcDcpaT
l + ^--c/g(a + p)
(15.24).
15.10.1.4. Для труб с высаженными наружу концами разрушение в
резьбовом соединении соответствует усилию в теле трубы:
Р2 = 0,785-(Р2-</2) <гт, (15.25)
411
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
где Р1, Р* усилия разрушающие резьбовые соединения, соответственно
для труб с гладкими и высаженными наружу концами, кН;
D, d - внешний и внутренний диаметр трубы, м;
<5(. - толщина стенки трубы но впадине первой полной нитке резьбы в за-
цеплении. м;
- средний диаметр трубы по первой полной нитке резьбы в зацепле-
нии, м;
а, - предел текучести материала труб при растяжении. МПа;
/ - длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем), м;
а - угол образованный между направлением опорной поверхности резь-
бы и осью трубы, а = 1.0625 рад;
(р = 0,306 рад.
Напряжения в трубе не должны превышать предельных значений.
15.10.1.5. Допустимую глубину подвески колонны (£<»,,„) рассчитыва-
ют по формуле, которая учитывает нагрузку только от действия соб-
ственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса:
р1 - к F Р
. ““ (15-26)
kq
где к - коэффициент запаса прочности для труб, который принимают рав-
ным к= 1,3 - 1,5;
Риас - давление на выкидной линии буровою насоса (Pltac = 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 сек-
ции определяют по выше приведенной формуле, а длину следующих секций
- из соотношения:
£ =
" kq..
где Ln - длина секции, которую рассчитывают, м;
412
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
Р'п - разрушающая нагрузка для труб секции, которую рассчитывают,
МПа;
Рп_у - разрушающая нагрузка для труб предыдущей секции, МПа;
q - вес 1 м трубы секции, которую рассчитывают, Н;
Fln - площадь сечения рассчитываемой секции, м2;
Ft(n-i) - площадь сечения труб предыдущей секции, м*.
Пример 1: Рассчитать двухразмерную колонны НКТ, находящейся в
скважине, полностью заполненной жидкостью, для следующих условий экс-
плуатации: 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 внутрен-
ний нижней секции 73 и 62 мм, длина 1100 м.
Решение
Собственный вес комбинированной колонны:
Р„„ = 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 конца-
ми определяем для верхней трубы:
3,14 0.0065 0,876-380 106 „
Р =------0 876--------------------= 363,32 КН ‘
! + .c/g(1,0625+ 0,306)
2 0,0473 v 7
Расчет произведен для труб из стали группы прочности Д.
3. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными
концами:
Р2 = 0,785-(0,0889:-0,0762)-380 10'1 =634.484кН.
4. Допустимые условия с учетом коэффициента запаса прочности (А = 1,5).
413
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
гр1] = ^ = 3223 =
L J к 1,5
5. Расчетное усилие в верхней трубе больше предельно допустимого для
труб с гладкими концами и нс превышает предельно допустимого усилия для
труб с высаженными концами.
Пример 2: Определить конструкцию колонны НКТ, исходя из соблюде-
ния требований к прочности на растяжение. Минимальный внутренний диа-
метр 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:
Р' = 294 кН.
2. Масса и вес 1 м грубы (см. табличные данные):
q = 9,46 кг/м; q = 92,75 Н/м;
3. Допустимая глубина подвески колонны:
29410’-1,4-0,785-(0,0732-0,062’)-4-10”
’-------------------------------------= 2228 м.
1,4-92,75
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 ми-
нимальным внутренним диаметром груб 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):
Р' = 298 кН.
3. Вес 1 м трубы нижней секции (см табл.):
<7 = 92.75 Н.
4. Длина нижней секции (без учета влияния на растягивающие усилия
давления на выкиде насоса, что может компенсироваться увеличением коэф-
фициентом запаса прочности):
, 294-10’
=-----------= 2264 м.
” 1,4-92,75
5. Усилие разрушения для гладких труб верхней секции, изготовленных
из стали группы прочности К (см. табл.):
/>' = 585 кН.
6. Вес 1 м трубы верхней секции (см табл.):
</= 136,7 Н.
7. Длина верхней секции:
, 585-10’-298-10’ 0,785-(0.0889;-0.0762)
А =--------------------------------------— = 2100 м
1,4-136,7 0,785 (0,073’-0,062:)
8. Фактическая длина верхней секции:
^, = 4000-2264 = 1736 м.
9. Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допусти-
мой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требова-
нием 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 (распаксровка) с опорой на забой и от перепада давления с опорой
на пакере во время испытания пластов.
415
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
2. Разрушающее усилие для гладких труб нижней секции, изготовленных
из стали прочности группы Д (см. таблицу):
Р' = 298 кН.
3. Вес 1 м трубы нижней секции (см табл.):
<7 = 92.75 Н.
4. Длина нижней секции (без учета влияния на растягивающие усилия
давления на выкиде насоса, что может компенсироваться увеличением коэф-
фициентом запаса прочности):
, 294-10’
=-----------= 2264 м.
” 1,4-92,75
5. Усилие разрушения для гладких труб верхней секции, изготовленных
из стали группы прочности К (см. табл.):
/>' = 585 кН.
6. Вес 1 м трубы верхней секции (см табл.):
</= 136,7 Н.
7. Длина верхней секции:
, 585-10’-298-10’ 0,785-(0.0889;-0.0762)
А =--------------------------------------— = 2100 м
1,4-136,7 0,785 (0,073’-0,062:)
8. Фактическая длина верхней секции:
^, = 4000-2264 = 1736 м.
9. Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допусти-
мой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требова-
нием 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 (распаксровка) 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:
7t-EJ(D-d\ z
а =-------V—(15.28)
где Е - модуль продольной упругости, для стали Е = 2101’ Па, для алю-
миниевого сплава Е = 0,7-1011 Па;
J- экваториальный момент инерции площади сечения, м4;
Ln - длина полуволны прогиба хвостовика, м;
D, - диаметр скважины, м;
dt - внешний диаметр трубы хвостовика, м;
- осевой момент сопротивления на изгиб, м3.
Экваториальный момент инерции площади сечения определяют по фор-
муле:
•^=0.05 «1кш(15.29)
где d* - соответственно внешний и внутренний диаметры труб
хвостовика НКТ.
Осевой момент сопротивления на изгиб:
2 /
(15.30).
^TBHCtU
Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик
£„=5,98 ^£~, (15.30)
Изгибающее напряжение в трубе хвостовика нс должно превышать пре-
дельно допустимого [ст! =160 МПа •
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=^-G.. (15.31).
Напряжения сжатия имеют максимальное значение в соединении труб с
пакером:
05.32)
гт
где длина сжатия Ьсж части колонны определяется усилием, действую-
щим на пакер:
где рр, ру- плотность раствора и материалов труб:
q - масса 1 м труб колонны, кг;
F, - площадь сечения трубы, м2.
Усилия для раскрытия пакера находят по формуле:
G„=O,3E-5o(K„-l), (15.34)
где Е - модуль упругости резинового элемента пакера по начальному се-
чению, МПа, Е = 8,5 - 9,5 МПа;
So - площадь сечения пакера до его деформирования, см2;
К„ - 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; плот-
ность раствора 1200 кг/м‘, плотность материала труб 8660 кг/м'.
Решение
1. Усилие растяжения в верхнем сечении колонны:
417
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Р = 0,785 • (о, 0732 - 0,0622) • 3670 • 8660 - 0,785 (0,0732 - 0,0622) 3670 •
• 1200 - 80,09 10’ = 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:
80,09 103
———- = 995 м.
~ 9,81 9,53 (1 -1200/8660)
4. Напряжение сжатия в нижнем сечении колонны:
995-9,819,53
<т =---------------------— = 79,8 МПа.
0,785 (0,073--0,063;)
5. Действующее напряжение сжатия не превышает предельного значения
79,8 < 160.
6. Экваториальный момент инерции:
J = 0,05 (о, 0734 - 0,0624) = 0,68 • 10 6 м4.
7. Осевой момент сопротивления на изгиб:
»г = 2 0,68 10-*/0)073 = 18,63 10’‘м3.
8. Длина полуволны прогиба:
/2-101'-0,68-
V 80,09 103
= 7,793 м.
9. Изгибающее напряжение:
3,14 2-10" -0,68-10 (0,120-0,073)
ГтлоУймзйо^
= 27,85 МПа.
10. Изгибающее напряжение не превышает предельного значения
Ис» = ,6° МПа •
418
Глава 13
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
15.10.3. Расчет НКТ гидропсскоструйной перфорацией (ГПП)
При расчете колонны НКТ нужно учитывать внутреннее давление. Для
ГПП обычно применяют трубы диаметром 73 - 89 мм следующих марок ста-
ли: С - 75, Е, Н - 80, Л, М, Р - 105.
Допустимую глубину спуска (L) одноразмерной колонны НКТ определя-
ют по формуле:
, (юоосг„/^)-1олру
где QpH - разрушающая нагрузка резьбы, кН;
Ат - коэффициент запаса прочности труб, кл =1,3 - 1,5;
- площадь внутреннего сечения НКТ, м ,
ру — давление на устье, МПа;
- масса 1 м трубы, кг/м;
/т - сечение тела НКТ. м“;
р^ - плотность смеси жидкости с песком, кг/м3.
Удлинение труб рассчитывают по формуле:
Д7Т =
PyF,L
2f,E ’
(15.36)
где Е - модуль Юнга для стали, Е = 2,110 МПа.
Пример: Рассчитать колонну НКТ для ГПП скважины в интервале 2500 -
2514 м, т.с. наибольшая глубина самого низшего вырабатывающегося отвер-
стия 2514 м. Имеются неравнопрочные 73 мм НКТ из стали группы прочно-
сти М.
Коэффициент запаса прочности принимаем к = 1,5. Ожидаемое давление
на устье во время ГПП соответственно с расчетами ру = 50,8 МПа. ГПП про-
водят с использованием водопесчаной смеси, плотность которой рси = 1030
кг/м3.
419
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Решение
1. Рассчитаем допустимую глубину спуска:
(1000 580/1,5)- 10е-50,8 0,003014
L = -------------------------------= 2891 м .
9,8! (9,46-0,0017-1030)
Поскольку по условию L > 2514 м, то для ГПП принимаем одноразмер-
ную колонну неравнопрочных 73 мм НКТ из стали группы прочности М дли-
ною 2514 м.
2. Рассчитаем удлинение труб:
50,08-0,003014-2514 Л
А/, =------------------— = 0,78 м.
2-0,00117-2,1 -105
3. Определим длину труб с учетом их удлинения:
£an = L - А/, = 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 £ап = 2513,22 - 0,3 - 0,5 = 2512,22 м.
420
Приложение
ПРИЛОЖЕНИЕ
ПРИЛОЖЕНИЕ
Обозначения ipy6
Нормативный lOKVMein Краткая характеристика трубы Норматипнос обошачснис Обозначение в ИРБК
ГОСТ 631-75 Тип 1 - с высаженными внутрь концами, муфтами к ним. навинчиваемыми зам- ками. Тип 2 - то же. высаженными наружу концами. Тип 3-е высаженными внутрь концами и кониче- скими стабилизирующими поясками, навинчиваемыми замками. Тип 4 - то же. высаженными наружу концами. Труба В - Труба Н - Труба ВК Труба НК - ТБВ ТБН ТБВК(ВК) ТБНК(НК)
ГОСТ Р 50278-92 ПВ - с внутренней высад- кой. приваренными замками. ПК - то же. с комбиниро- ванной высадкой. ПН - то же. с наружной высадкой. Труба ПВ Труба ПК - Труба ПН - ТБПВ(ПВ) ТБПК(ПК) ТБПН(ПН)
ГОСТ 23786-79 Труба бурильная из алюми- ниевого сплава с внутрен- ними концевыми утолщени- ями (законцовками). навин- чиваемыми замками. То же. с протекторными утолщением. ТБД16.Т- ТБП Д16.Т- АБТ (ЛБТ) АБТП
Стандарты АНИ Импортные стальные трубы с приваренными замками, внутренней, комбинирован- ной. наружной высадками ТБИВ. ТБИК ТБИН (ТБИ)
421
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 тамкамн по ГОСТ 27834-95
Оботиачс- нне шпо- ра тмсра Группа прочно- сти Наруж- ный uiaMcip Тол- щина стенки, мм Внутрен- ний диаметр, мм ll.iouia.il, поперечно- го сечения. мм2 Осевой момент Тип танко- вого свели не- ния Мас- са <вес)1 м тру- бы, кг. (КТС) Приведен- ная масса (вес) 1 м трубы кт. (кто)
тела кана- ла Инерции попереч- ного сечения, см4. Сопротив- ление сечения,см’
Трубы бурильные с них ipcHHcti высадкой - ПВ. ipxiin прочное!и ЛиЕ
пв 73x9 Д;Е 73,0 9.2 54,6 184 4 2431 95,77 26.24 ЗП-95- 32 14,4 6 16.40
ПВ 89x9 ДЕ 88,9 9.4 70.1 234 8 3860 188,1 42.31 ЗП-108- 44 18,3 4 20.90
ПВ 89x11 Д;Е 88,9 11.4 66.1 277 6 3432 212.9 47.90 311-1 OS- 41 21.7 9 24,38
ПВ 102x8 Д;Е 101.6 8.4 84.8 246 0 5648 269.2 53.00 311-133- 71 19.2 7 22.56
Трхбы бурильные с комбинированной высадкой ПК. групп прочности Д и Е
ПК 114x9 Д;Е 114,3 8,6 97,1 285 6 7405 401.5 70,25 311-159- 83 22,3 2 27,37
ПК 114x11 Д;Е 114,3 10,9 92,5 354 1 6720 478,5 83.72 ЗП-159- 76 27,8 4 33,19
ПК 127x9 Д;Е 127,0 9,2 108.6 340 5 9263 594,2 93,57 ЗП-162- 95 26,7 0 31,22
ПК 127x13 ДБ 127,0 12.7 101,6 456 0 8107 753,9 118,7 ЗП162- 89 35,8 0 40.60
ПК 140x9 Д;Е 139,7 9.2 121.3 377 2 1155 6 806,6 115.5 311-178- юг 29.5 2 35.53
ПК 140x11 Д;Е 139.7 10.5 118.7 426 2 1106 895,1 128.2 ЗП-178- юг 33.5 7 39.53
Л иЕ
ПН 60x7 Д;Е 60.3 7.1 46.1 118 7 1669 42.73 14,17 ЗП-86- 44 9,33 10.54
ПН73х 9 Д;Е 73.0 9,2 54.6 184 4 2341 95,77 26,24 311-105- 54 14.4 6 16,41
ПН80х 9 Д;Е 88.9 9,4 70,1 234 8 3860 188,1 42,31 3I1-I2I- 68 18.3 4 21,08
ПН80х II Д;Е 88,9 11.4 66,1 277 6 3432 212,9 47,90 ЗП-127- 65 21,7 9 25,03
ПН 102x8 ДЕ 101,6 8,4 84,8 246 0 5648 269,2 53.00 ЗП-152- 83 19,2 7 23.75
ПН 114x9 Д;Е 114.3 8.6 97.1 285 6 7405 401.5 70.25 ЗП-162- 95 22,3 2 26.75
422
Приложение
ПРИЛОЖЕНИЕ
Обошачс- НИС 1ИПО- paiMepa Гр.унна прочно- CIH Наруж- ный иам<ip Тач- шина стенки, мм Внутрен- нин диаметр, мм Площадь попер счно- । о сечении, мм1 Осевой момент Тип «амко- ВОГО соелнне- пня Мас- са (вес)1 тру- бы, кт. (кге) Приведен- ная масса (вес) 1 м рубы КГ. (вс)
ела кана- ла Инерции попереч- ного сечения. см4. ConpOIHK- ление сечения, см’
ПН 114x11 ДЕ 144.3 10.9 92,5 354 1 6720 478.5 83,72 311-162- 92 27.8 4 32.40
ПН 127x9 ДЕ 127.0 9,2 108.6 340 5 9263 594.2 93,57 ЗП- 178- Юг 26.7 0 32.88
ПН 127х 13 ДЕ 127.0 12,7 101,6 456 0 8107 753,9 118.7 ЗП-178- Юг 35.8 0 42.05
Трубы бурильные с внутренней высадком - ПВ. трупп ирочносит .1 . М и Р
пв 102x8 Л 101,6 8.4 84,8 246 0 5648 269,2 53,00 311-133- 68 19.2 7 22.88
ПВ 102x8 М 101.6 8,4 84,8 246 0 5648 269,2 53,00 ЗП-МО- 62 19.2 7 23,55
ПВ 102x8 Р 101.6 8.4 84,8 246 0 5648 269,2 53,00 ЗП-МО- 51 19,2 7 24.04
Трубы бурильные с комбинированной высадкой - ПК. т ПИП IIPO4HOCI н .1. М и I’
ПК 114x9 Л; М 114,3 8,6 97,1 285 6 7405 401.5 70,25 ЗП-159- 76 22.3 2 27,74
ПК 114x9 Р 114.3 8,6 97,1 285 6 7405 401,5 70,25 ЗП-159- 70 22.3 2 28.36
ПК 114x11 Л 114.3 10,9 92.5 354 1 6720 478.5 83,72 ЗП-159- 70 27.8 4 33.73
ПК 114x11 М 114.3 10.9 92.5 354 1 6720 478,5 83,72 ЗП-159- 63 27.8 4 34.10
ПК114х 11 Р 114.3 10.9 92.5 354 1 6720 478,5 83,72 ЗП-159- 57 27.8 4 34,42
ПК 127x9 Л 127.0 9,2 108.6 340 5 9263 594,2 93,57 ЗП-ЮЗ- 89 26.7 0 31,94
ПК 127x9 м 127.0 9,2 108.6 340 5 9263 594,2 93,57 ЗП-165- 83 26,7 0 32.78
ПК 127x9 р 127.0 9,2 108,6 340 5 9263 594,2 93,57 ЗП-168- 70 26.7 0 33,47
ПК 127x13 Л 127.0 12.7 101.6 456 0 8107 753,9 118.7 ЗП-ЮЗ- 76 35,8 0 41.84
ПК 127x13 м 127.0 12.7 101,6 456 0 8107 753,9 118,7 311-168- 70 35.8 0 42,47
ПК 127x13 р 127,0 12,7 101,6 456 0 8107 753,9 118,7 ЗП-181- 83 35.8 0 43,62
423
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Обо те- чение niiiopai- мера Гр)ппа прочно- С1И Наруж- ный uiaMcip Тол- щина CICHKH. нм Внутрен- ний диамсгр. мм Пло1на.|ь нонеречно- о сечении, мм’ Осевой мочен । Тип (амкоко- ю соелнне- пня Мас- са (вес)1 м «ру- би. KI. (кге) Приве- денная tacca (вес) м грубы кг. (кге)
кана- ла Инерции попереч- ною сечения, см*. C'oiipoi яв- ление сечения, см'
ПК 140x9 Л 139,7 9.2 121.3 377 2 1155 6 806.9 115,6 ЗП-178- 95 29.5 2 36,10
ПК 140x9 М 139.7 9.2 121,3 377 2 1155 6 806.9 115,6 311-184- 89 29,5 2 37.13
ПК 140x9 Р 139,7 9,2 121,3 377 2 1155 6 806.9 115,6 ЗП-190- 76 29,5 2 38,77
ПК 140x11 Л; М 139,7 10,5 118,7 426 2 1106 6 895.1 128,2 ЗП-184- 89 33,5 7 41.09
ПК 140x11 Р 139.7 10,5 118,7 426 2 1106 6 895.1 128,2 ЗП-190- 76 33.5 7 42,73
Трубы бУ| ильные с наружной высадкой -НН. ipyni ПРОЧНОС1 и .1. МиР
ПН 60x7 Л; М 60,3 7,1 46,1 1187 1669 42,73 14,17 311-86-44 9,33 10,57
ПН 73x9 Л; М 73.0 9.2 54.6 1844 2341 95.77 26.24 ЗП-105-51 14.46 16.58
ПН 73x9 Р 73,0 9.2 54,6 1884 2341 95.77 26,24 ЗП-111-41 14,46 17,18
ПН 89x9 Л 88.9 9.4 70.1 2348 3860 188.1 42.31 311-127-65 18.34 21.73
ПН 89x9 М 88,9 9,4 70,1 2348 3860 188,1 42,31 ЗП-127-62 18,34 21,90
ПН 89x9 Р 88.9 9,4 70,1 2348 3860 188.1 42.31 311-127-54 18.34 22.27
ПН 89x11 Л 88.9 11.4 66.1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-62 21.79 25,28
ПН 89x11 м 88.9 11.4 66.1 2776 3432 212,9 47,90 ЗП-127-54 21.79 25.65
1111 89x11 р 88.9 11.4 66.1 2776 3432 212,9 47,90 311-127-57 21.79 26,14
ПН 102x8 Л; М 101,6 8.4 84,6 2460 5648 269,2 53,00 311-158-83 19.27 23,88
ПН 102x8 Р 101,6 8,4 84.6 2460 5648 269,2 53.00 ЗП-152-76 19,27 24,30
ПН 114x9 Л; М 114,3 8,6 97.1 2856 7405 401.5 70,25 311-162-95 22.32 29,90
ПН 114x9 Р 114,3 8.6 97.1 2856 7405 401.5 70.25 ЗП-162-89 22.32 27.36
424
Приложение
ПРИЛОЖЕНИЕ
Обо (ка- чение iHiiopai- мсра Группа прочно- сти Наруж- ный диаметр Тол- щина с пики, мм Внутрен- ний диаметр, мм П.тоща.11. поперечно- । о сечения. мм2 Осеней мочен i Тип вам ко ве- то соелиис- II ня Мас- са м •РУ- бы. KI. (кге) Приведен- ная масса (вес) 1 м трубы кт. (КТС)
тела кана- ла Инерции попереч- ною сечения. см4. Сопротив- ление сечения, см*
ПН 114x11 Л; М 114.3 10.9 92.5 354 1 6720 478,5 83.72 ЗП-162- 89 27,8 4 32,77
1111 114x11 Р 1114.3 10.9 92,5 354 1 6720 478,5 83,72 ЗП-168- 76 27,8 4 34.08
ПН 127x9 Л 127.0 9.2 108,6 340 5 9263 594,2 93,57 ЗП-178- 102 26.7 0 33,00
ПН 127x13 Л 127.0 12,7 101.6 456 0 8107 753,9 118,7 311-178- 95 35,8 0 43.00
ПРИМЕЧАНИЯ:
1. В двух последних i рафах численные значения массы (СИ) и веса (техническая
система единиц) совпадаю!.
2. Приведенная масса (вес) 1 м грубы рассчитана для БТ длиной /=12,5 м. Для дру-
гой длины БТ (индекс штрих) пересчет указанных характеристик производится по
правилу:
=0^ -ш) •///' +т.
Где: т„„. - соответственно приведенные массы (веса) 1 метра трхб,
"'а
т - масса (нес) 1 метра грубы.
/, Г - соответственно длины труб.
425
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Трубы бурильные утяжеленные
Шифр D.. мм О.„. мм Д, мм Резьба Марка стали Масса 1 м рубы. кг
По ТУ 14-3-835-79. ТУ 39-076-74. ТУ 51-774-77
УБТ 89 89 32 6000 3-89 Д: К (36Г2С) 42
УБТ 95 95 32 6000 3-76 49
УБТ 108 108 38 6000 3-88 63
УБТ 146 146 74 8000 3-121 97
УБТ 178 178 90 12000 3-147 156
УБТ 197 197 90 12000 3-152 189
УБТ 203 203 100 12000 3-171 192
УБТ 219 219 120 8000 3-171 3-189 212
УБТ 229 229 100 6000 3-171 3-189 273
УБТ 245 245 135 6000 3-201 256
УБТ 254 254 100 6000 3-189 336
УБТС. 1-89 89 38 6500 3с-73 40хН2МЛ или 38хНЗМФА 36.7
УБТС. 1-108 108 50 6500 Зс-86 56.1
УБТС. 1-120 120 64 6500 3-102 63.5
УБТС. 1-133 133 64 6500 3-102 Зс-108* 84
УБТС. 1-146 146 68 72 6500 6500 3-121 3-122 103 100
УБТС. 1-178 178 80 90 6500 6500 3-140 3-140 155 146
УБТС. 1-203 203 90 80 6500 6500 3-162 3-171 202 215
УБТС. 1-229 229 90 100 6500 6500 3-161 3-171 3-177 273
УБТС. 1-254 254 100 127 6500 6500 3-189 3-201 3-201 260 336 296.4
УБТС. 1-273 273 100 127 6500 6500 3-201 3-201 398 358
УБТС. 1-299 299 100 127 6500 6500 3-201 3-201 40хН2МА или 38хНЗМФА 486 448,5
УБТС.2-108 108 46 6000 3-86 58.5
УБТС.2-120 120 64 6000 3-101 63,5
УБТС.2-133 133 64 6000 3-108’ 84
УБТС.2-146 146 68 6000 3-121 103
УБТС.2-178 178 80 6000 3-147 156
УБТС.2-203 203 80 6000 3-161 215
426
Бабаян Э.В., Черненко А.В.
Инженерные расчеты при бурении
Трубы бурильные утяжеленные
Шифр D.. мм О.„. мм Д, мм Резьба Марка стали Масса 1 м рубы. кг
По ТУ 14-3-835-79. ТУ 39-076-74. ТУ 51-774-77
УБТ 89 89 32 6000 3-89 Д: К (36Г2С) 42
УБТ 95 95 32 6000 3-76 49
УБТ 108 108 38 6000 3-88 63
УБТ 146 146 74 8000 3-121 97
УБТ 178 178 90 12000 3-147 156
УБТ 197 197 90 12000 3-152 189
УБТ 203 203 100 12000 3-171 192
УБТ 219 219 120 8000 3-171 3-189 212
УБТ 229 229 100 6000 3-171 3-189 273
УБТ 245 245 135 6000 3-201 256
УБТ 254 254 100 6000 3-189 336
УБТС. 1-89 89 38 6500 3с-73 40хН2МЛ или 38хНЗМФА 36.7
УБТС. 1-108 108 50 6500 Зс-86 56.1
УБТС. 1-120 120 64 6500 3-102 63.5
УБТС. 1-133 133 64 6500 3-102 Зс-108* 84
УБТС. 1-146 146 68 72 6500 6500 3-121 3-122 103 100
УБТС. 1-178 178 80 90 6500 6500 3-140 3-140 155 146
УБТС. 1-203 203 90 80 6500 6500 3-162 3-171 202 215
УБТС. 1-229 229 90 100 6500 6500 3-161 3-171 3-177 273
УБТС. 1-254 254 100 127 6500 6500 3-189 3-201 3-201 260 336 296.4
УБТС. 1-273 273 100 127 6500 6500 3-201 3-201 398 358
УБТС. 1-299 299 100 127 6500 6500 3-201 3-201 40хН2МА или 38хНЗМФА 486 448,5
УБТС.2-108 108 46 6000 3-86 58.5
УБТС.2-120 120 64 6000 3-101 63,5
УБТС.2-133 133 64 6000 3-108’ 84
УБТС.2-146 146 68 6000 3-121 103
УБТС.2-178 178 80 6000 3-147 156
УБТС.2-203 203 80 6000 3-161 215
426
Приложение
ПРИЛОЖЕНИЕ
Шифр /)„ мм мм L, MXI Резьба Марка стали Масса 1 м рубы, KI
УБТС.2-229 229 90 6000 3-171 273
УБТС.2-254 254 КМ) 6000 3-201 333.8
УБТС.2-273 КМ) 6000 3-201 395
УБТС.2-299 КМ) 6000 3-201 486.2
Механические свонова -ici кнх сплавов для бхрильных труб iина ЛБТ
Пока >а гели Сплав Д16Т Сплав 1953TI Сплав ХК4-ГП
Предел текучести. Ml 1а. не менее 330 480 350
Предел прочности. МПа. не менее 450 540 410
Твердость. ПВ 120 120- 130 130
Относительное удлинение. % 10-11 7-8 11 - 12
Относительное сужение. % 18-20 14-15 24-26
Плотность, г/см’ 2.8 2.8 2.8
Модуль упругости. МПах 105 Е 0,72 0.70 0.73
G 0.26 0.275 0.275
Максимальная температура окружающей среды. °C 160 120 240
Хярак1срнс1нка .ici коси. 1*виых бурильных труб, нзготовленных и j сплава Д16Г.
н замков к ним
Парамсчры Наружный диамсгр |рубы. мм
73 93 114 129 129 147 147
Толщина стенки, мм Шифр стальных об- 9 9 10 9 II 9 11
легченных замков Диаметр, мм: ЗЛ-90 ЗЛ-110 ЗЛ-136 ЗЛ- 152 ЗЛ-152 ЗЛ-172 ЗЛ-172
наружный облегчено- го стального замка наименьший внут- 99 ПО 136 152 152 172 172
реннего замка наименьший внут- 41 61 80 95 95 112 112
реннин трубы Масса 1 м трубы, кг, с учетом: 41 61 80 95 95 112 112
высадки стального облегченного замка 5.3 6.7 93 Ю.О 11,8 11.3 13,4
высадки концов и замка 6.8 8.4 11,0 11.8 143 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 реолого-
гидравлическая программа углубления скважин. НХ №2, 2000, с.23-26.
3. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В. Д. Предупреждение и ликвида-
ция газонефтеводопроявлений при бурении. - М.: Недра, 1992. 251 с.
4. Гидравлика бурения. Свидетельство №2002611701, РОСПАТЕНТ, 4
октября 2002.
5. Технология управления скважиной при газонефтеводопроявленнях в
разных горно-геологических условиях. РД 39-0147007-544-84, Мипнсфтс-
пром, 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. Буримое 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 39-00147001-
773-2004, 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 сква-
жин. 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 рас-
твора и глинистой корки на качество разобщения пластов, Н. X., №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 газонсфтсводо-
проявлениях. «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 бу-
рении, М.: «Недра», 1989, 270 с.
24. Бабаян Э. В., Шурыгин М. Н. Определение параметров режима цемен-
тирования эксцентрично расположенной обсадной колонны. - М.: Н.Х., №2,
2004,с. ПО- 112.
25. Шептала Н. Е. Руководство по физико-химическому анализу глини-
стых растворов, глин, утяжелителей и реагентов. М. «Недра», 1974, 152с.
26. Фсртль 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 иженера-
тсхнолога по бурению глубоких скважин. М., Недра. 2005. с. 499 - 552.
29. Освоение скважин. Справочное пособие / А. И. Булатов. Ю.Д. Кач-
мар, 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.- Газ-
пром. 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 газонефтеводопрояв-
лений// 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., Госто-
птезиздат, 1962, 572 с.
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, PcnnWell Publishing Company, Tulsa, 1985
41. Chenevcrt, Martin E., and Rcuven Hoolo, Tl-59 Drilling Engineering
Manual, PcnnWell Publishing Company, Tulsa, 1981
42. Crammer Jr., John L., Basic Drilling Engineering Manual, PcnnWell Pub-
lishing Company, Tulsa, 1983
43. A.c. 560970(CCCP) Способ определения седиментационной устойчи-
вости 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 там-
понажного раствора/О.Н. Обочин, А.В. Черненко, А.Е. Горлов, М.В. Рогози-
на. Опубл. вБ.И. 1979, № 18.
45. А.с. 750048(СССР). Устройство для измерения порового давления
высококонцентрированной гетерогенной суспензии /А.И. Булатов, А.В. Чер-
ненко, 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. Чер-
ненко, 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 креп-
ление 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. Л1МЕ. - 1949. -Vol. 186 - P. 39-
48.
49. Стебновский C.B. 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 «Про-
священие - 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. Уравнения для повседневного использования...........26
2.1. Объемная плотность бурового шлама..................26
2.2. Конструкция бурильной колонны (ограничения)........27
2.3. Расчеты по цементированию обсадных колонн..........29
2.4. 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
«рбс» 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. Промывка.............................................153
5.1. Подача буровых насосов..............................153
5.2. Площадь насадок долота..............................156
5.3. Давление и скорость струи...........................157
5.4. Гидравлическая мощность на долоте...................158
5.5. Гидравлическая сила удара струи о забой.............158
5.6. Транспорт шлама от забоя к устью (степенная модель).159
5.7. 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
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
БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА
- 4^); И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)
Книги почтой
Заказ можно сделать на сайте издательства «Инфра-Инженерия»
www.infra-c.ru
№ н/п Наименование киши
1 Газификация конденсированных топлив
2 Зашгпа зданий, сооружении, конструкций и оборудования от коррозии. Биологическая зашита. Материалы. технологии, инструменты и оборудование
3 Защита зданий и сооружений от огня и шума. Материалы. технологии, инструменты и оборудование
4 Методы дистанционного зондирования при разведке и разработке месторождений нефти и газа
5 Проектирование и эксплуатация систем электрического обогрева в нефтегазовой отрасли
6 Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа
7 Результаты дистанционных исследований в комплексе поисковых работ на нефть и газ
8 Справочник бурового мастера (в 2-х т.)
9 Специальные бетоны
10 Справочник дорожного мастера.
11 Справочник геолога нефтегазоразведки: нсфтсгазопро.мысловая геология и г идрогеология.
12 Справочник инженера по отоплению, вентиляции и кондиционированию
13 Справочник инженера по исследованию скважин
14 Справочник инженера по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электрических станций и сетей.
15 Справочник инженера предприятия технологического транспорта и спсцтехникн (в 2-х томах)
16 Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов
17 Справочник мастера строггтсльно-монтажных работ. Строительство нефтегазопроводов, хранилищ. терминалов, компрессорных станций. Монтаж наземного промыслового оборудования и сооружений.
18 Справочник мастера погрузочно-разгрузочных работ. Складское хозяйство, средства механизации, трубные базы. площадки комплектации технологического оборудования, вопросы безопасности.
19 Справочник мастера по промысловой геофизике
20 Справочник мастера по подготовке газа
21 Справочник мастера по рсмотпу нефтегазового технологического оборудования (в 2-х т.)
22 Справочник мастера ио эксплуатации оборудования газовых объектов (в 2-х т.)
23 Справочник промыслового (цехового) энергетика
24 Справочник по газопромысловому оборудованию
25 Справочник инженера по КИПпг\
26 Справочник инженера по АСУТП: Проектирование и разработка
27 Порядок создания, модернизации и сопровождения АСУТП
28 Методы рациональной автоматизации производства
29 Справочник инженера пожарной охраны
30 Справочник инженера по охране окружающей среды. (Эколога).
31 Справочник инженера по охране труда
32 Современные мнкроамплгггудныс тектонические движения, дистанционные методы их изучения и значение для нефтегазовой геолопш
33 Технологические потери природного газа при транспортировке по газопроводам. Магистральные газопроводы, наружные газопроводы, внутридомовые газопроводы
34 Управление потенциально опасными технологиями
35 Экология нефтегазового производства