Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 [ 36 ] 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

на стенки скважины при спуске бурильного инструмента предлагают определять по формуле

Ap = a 0Vmaxl 2 , (2.44)

d2(p2 - 1) 2

где a0 - опытный коэффициент; p = D/d.

А.А. Мовсумов для определения Aр приводит аналогичную закономерность, только вместо vmax рекомендуется брать среднюю скорость спуска бурильного инструмента. При использовании труб разного диаметра, в том числе утяжеленных, значение 1 увеличивается на эквивалентную длину утяжеленных бурильных труб, определяемых по формуле

1экв -т 1у, (2.45)

( - dУ C [D - dу)

где D - диаметр скважины; d - диаметр спускаемой колонны; dу - диаметр утяжеленной бурильной трубы, см; 1у - длина колонны утяжеленных бурильных труб, м.

А.К. Козодой показал, что замена максимальной скорости спуска бурильного инструмента на среднюю в формуле (2.44) существенно снижает точность расчетов.

М.К. Сеид-Рза предложил определять гидродинамическое давление на стенки скважины как сумму гидравлических потерь в затрубном пространстве скважины и потерь напора на местные сопротивления. Гидравлические потери рассчитывают по формуле Дарси-Вейсбаха

Ap = Х- , (2.46)

D- d2

где Х - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве; р - плотность бурового раствора.

В.И. Бондаревым получена эмпирическая формула для определения гидродинамического давления в скважине при спуске колонны бурильных труб

Ap = -ss, (2.47)

D2- d2

где n - эффективная вязкость бурового раствора.

Как видно, одни авторы предлагают линейную зависимость между гидродинамическим давлением и скоростью спуска ко-

лонны труб, другие - квадратичную, с учетом или без учета вязкопластичных свойств бурового раствора. Область применения эмпирических формул ограничена условиями проведенных опытов.

Гидродинамическое давление характеризуется значением давления столба жидкости, находящегося в движении. Это давление в сопоставлении с гидростатическим давлением, создаваемым столбом жидкости, дает разность гидродинамического и гидростатического давлений и характеризует изменения давления в скважине, связанные с динамическими факторами, т.е.

Ар = р2 - рст, (2.48)

где р2 - гидродинамическое давление столба жидкости, находящегося в движении; рст - гидростатическое давление столба жидкости; Ар - перепад давления, характеризующий значение изменения гидродинамического давления по сравнению с гидростатическим.

Кеннон впервые провел исследования при спуске и подъеме колонны труб, оборудованных в нижней части глубинными манометрами. Им было установлено, что на снижение давления в призабойной части скважины при подъеме колонны труб влияют значение предельного напряжения сдвига бурового раствора, длина труб и размер кольцевого зазора между бурильными трубами и стенками скважины.

Аналогичные исследования были сделаны Г.А. Ковтуновым и Н.А. Сидоровым.

Работы показали, что темп роста гидродинамического давления в скважине зависит от размера зазора между бурильным инструментом и стволом скважины, скорости спуска инструмента и показателей свойств бурового раствора. Прирост гидродинамического давления в скважине на каждые 1 000 м глубины против гидростатического при спуске инструмента достигал 4,5-5,0 МПа.

В покоящемся буровом растворе гидростатическое давление не остается постоянным. Оно непрерывно изменяется из-за температурных колебаний, седиментационного, кон-тракционного и фильтрационного процессов при одновременном нарастании структурно-механических свойств бурового раствора.

Забойное давление в глубоких скважинах. Одна из функций бурового раствора - создание гидростатического давления рг на забой и стенки скважины в целях предотвращения обвалообразований и газонефтеводопроявлений. Ограничени-

ем являются недопущение гидроразрывов пластов и поглощения раствора.

Из основного уравнения гидростатики давления рг на глубине z определяется по формуле

(2.49)

р0 + р gz,

где р - плотность бурового раствора; g - ускорение свободного падения; р0 - давление на свободной поверхности жидкости.

В глубоких скважинах при высокой температуре плотность бурового раствора на водной и углеводородной основах значительно отличается от их плотности, замеренной на поверхности. Поэтому уравнение (2.49) особенно для глубоких скважин является неточным, поскольку буровой раствор в этих условиях становится и сжимаемым, и расширяющимся. Влияние температуры на изменение плотности воды показано на рис. 2.7.

Изменение плотности пресной воды, насыщенного раствора NaCl и дизельного топлива в зависимости от давления и температуры приведено на рис. 2.8.

Плотность повышается по мере увеличения давления и уменьшается с ростом температуры. Эти два явления стремятся свести друг друга на нет, и поэтому это является основанием применения постоянных плотностей для расчета забойных давлений. Действительно, для скважины глубиной 2000 м с температурой на забое 55 °С и давлением 20,0 МПа плотность воды не превысит 986 кг/м3, это, вероятно, существенно не отразится на точности расчетов и не является причиной возможных осложнений. Однако для скважины глубиной 6000 м с температурой на забое 190 °С и давлением 60,0 МПа плотность воды будет 910 кг/м3, это изменение плотности уже значительное. По мере увеличения глубины

Рис. 2.7. График изменения плотности воды в зависимости от температуры