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

50 100 150 Давление, МПа

50 100 150 Давление, МПа

50 100 150 200 Давление, МПа

Рис. 2.8. График изменения плотности в зависимости от температуры и давления:

а - пресной воды; б - насыщенного раствора NaCl; а - дизельного топлива

влияние температуры доминирует над влиянием давления; плотность раствора с глубиной уменьшается (см. рис. 2.8).

В связи с этим изменение давления Ар в интервале увеличения глубины АЯ для однородной жидкости плотностью р можно представить в виде формулы

Ар = g [Ар(р, ]АЯ. (2.50)

Выбрав значения для Ар(р, Т) (см. рис. 2.8) можно рассчитать изменение давления А р по интервалам А Я от устья до забоя и, прибавляя их, получить забойное давление.

ля бурового раствора, приготовленного из различных жидкостей с разными коэффициентами сжимаемости и расширения, расчет следует вести на основе материального баланса различных компонентов.

Можно считать, что вся твердая фаза, находящаяся в буровом растворе, не сжимается.

Уравнение для определения гидростатического давления имеет вид:

Ap, =- т/ , д . , (2.51)

100 + п

где m, п, k - объемная доля соответственно твердой фазы, соленой воды и дизельного топлива в наземных условиях, %; рт, рв, рд - плотность твердой фазы, соленой воды и дизельного топлива соответственно; рв,-, рд,- - плотность соленой воды и дизельного топлива в ,-м интервале соответственно.

Тогда действительное давление на глубине определяется из следующего выражения:

Pг = p0 + IAp,. (2.52)

Если иметь в виду, что на некотором интервале глубины скважины можно допустить линейное изменение р(, p), то получим

Pг = p, + р+1 (и, +1 - И, )g, (2.53)

где p, - гидростатическое давление на глубине Иi; р, + 1, р,- - плотность бурового раствора, рассчитанная соответственно для глубин Иi+1 и Hj.

При определении изменения плотности бурового раствора по стволу скважины необходимо знать характер изменения температуры. Для бурового раствора, долгое время не циркулирующего в скважине, его температура сравнивается с температурой пласта. В этом случае достаточно знать геотермальный градиент разбуриваемых горизонтов.

Для циркулирующего бурового раствора температура его в нижней части ствола будет ниже пластовой и зависит от таких факторов, как пластовая температура, геометрия ствола, глубина, скорость потока, температура на устье, коэффициенты сжимаемости и расширения и др.

На рис. 2.9, а показаны температурные профили для трех различных глубин: 1 500, 4600 и 7500 м. Температурный градиент (ТГ) пласта, принятый равным 4 °С/100 м, показан пунктирной линией. На рис. 2.9, 6 приведены результате! для трех температурных градиентов на глубине 7500 мм. На рис. 2.9

Рис. 2.9. Графики изменения температуры бурового раствора при промывке с подачей насоса 19 л/с в зависимости от глубины (а) и температурного градиента на глубине 7500 м (б):

1 - 1500 м; 2 - 4600 м; 3 - 7600 м; Г - ТГ = 2 °С/100 м; 2 -ТГ = 3 °С/ 100 м; 3 - ТГ = 4 °С/100 м

стрелками показано направление циркуляции. Стрелки, направленные вниз, показывают, что буровой раствор в бурильной колонне холоднее, чем в затрубном пространстве (стрелки направлены вверх). Буровой раствор в скважине глубиной 1500 м почти не нагревается, поэтому можно принять, что влияние температуры на плотность бурового раствора на небольших глубинах почти не сказывается. Температура бурового раствора на больших глубинах сама по себе высокая и значительно меняется в зависимости от наличия или отсутствия циркуляции. Температура бурового раствора, например, на глубине 7500 м при циркуляции равна 221 °С, а при длительном отсутствии циркуляции она поднимается до пластовой, до 300 °С.

Динамическую температуру для учета ее влияния на плотность можно рассчитать с достаточной для этого случая точностью по формуле

дин = 0 + 0 - уст , (2.54)

где Г0 - геостатическая температура на глубине промывки; t0 - температура нейтрального слоя; уст - установившаяся температура бурового раствора на выходе из скважины.

На рис. 2.10 приведены результаты расчетов изменения плотности бурового раствора и забойного давления для скважины глубиной 7500 м. При расчетах принят характер изменения температуры, показанный на рис. 2.9 при подаче насоса 9 и 1 9 л/с.

Буровой раствор на водной основе имеет на поверхности