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

Рис. 2.10. Графики изменения плотности (а) и давления (б) с глубиной скважины для бурового раствора на водной основе (р = 1620 кг/м3) в зависимости от температурного градиента при промывке с подачей насоса 19 л/с:

1-6 - соответственно 2; 2,4; 2,8; 3,2; 3,6; 4,0 °С/100 м

плотность, равную 1620 кг/м3; содержание твердой фазы в нем составляет 23 % (см. рис. 2.10, а).

Отрицательные значения плотности означают, что действительная плотность на расчетной глубине меньше, чем на поверхности. Например, на глубине 7500 м при ТГ = = 4 °С/100 м действительная плотность бурового раствора равна 1510 кг/м3, т.е. на 110 кг/м3 меньше, чем на поверхности.

На рис. 2.12, 6 показана разница в расчетах давления столба бурового раствора по уравнениям (2.49) и (2.52). Отрицательное значение Ap означает, что действительное давление столба бурового раствора меньше рассчитанного по уравнению (2.49).

При температурном градиенте 4 °С/1 00 м на глубине 7500 м давление на 4,64 МПа ниже, чем оно оценивается по методу постоянной плотности. Если снизить скорость циркуляции или ее остановить, то температура бурового раствора повы -сится, и это должно привести к снижению плотности и забойного давления.

Известны эмпирические формулы для определения плотности бур овых растворов в зависимости от температуры и давления:

при t < 130 °C

р(p, t) = р0(1 + 4 • 10-10p - 4 • 10-51 - 3 при t > 130 °C

р(p, t) = р 0

10-6t

(2.55)

1 + 4 • 10-10 p - 4 • 10-5t - 3

10-6t +

+ 0, 4

t -130 B

(2.56)

На точность определения забойного давления существенное влияние оказывает наличие пластового газа и воздуха в пробе бурового раствора, по которой определяют его плотность. Наличие 1 -3 % газа в пробе раствора снижает его плотность на 200 - 500 кг/м3, что существенно отражается при расчетах гидростатического давления. Поэтому возникает проблема измерения плотности бурового раствора при избыточном давлении.

Гидростатическое давление можно определять по эмпирической формуле, полученной на основании обработки опытных данных на скважинах

рг = р0 + рдЯ(1 -1,8-10 - 4)(t - 50). (2.57)

Влияние температуры на изменение забойного давления неоднозначно. С одной стороны, как это было показано выше, повышение температуры снижает плотность бурового раствора, а с другой - повышение температуры, например, сразу же после остановки циркуляции проводит к изменениям объема бурового раствора.

Самым распространенным "возмущающим" фактором, влияющим на гидростатическое давление, являются спускоподъемные операции (О). Замеры, снятые сразу же после остановки инструмента с трубным испытателем пластов, показали, что фактическое гидростатическое давление превышает расчетное при спуске труб и, наоборот, оказывается меньше при их подъеме. Во время остановки происходит плавное снижение или повышение забойного давления. Время релаксации напряжений до некоторого конечного значения составляло 60-120 мин.

Забойное давление оказывается выше расчетного после взрыва порохового заряда с помощью торпедного шнура или перфоратора.

Буровые растворы обладают вязкопластичными свойствами и образуют структуру при остановке движения. Поэтому повышение температуры не приводит к очевидному увеличению объема бурового раствора (это было бы заметно по переливу на устье), а способствует повышению давления, поглощению раствора.

На рис. 2.11 показан характер изменения забойного давления сразу же после остановки циркуляции. Исследования, проведенные на скважине № 12-Кузнецовская с использованием глубинного манометра, установленного на глубине 3930 м при плотности бурового раствора 1 550 кг/м3 в 21 5-мм обсадной колонне, показали следующее (типичная картина).

Рис. 2.11. Графики изменения забойного давления при неподвижном буровом растворе:

1 - фактическое забойное давление; 2 - расчетное гидростатическое давление

В течение первого часа после остановки циркуляции наблюдался "пилообразный" рост давления. Забойное давление повысилось от 62,6 до 64,0 МПа. Внутренние сжимающие напряжения, обусловленные изменением температуры, периодически снижались и потом вновь возрастали. Характер снижения напряжений носил вид "разрыва" в жидкости, обладающей возрастающей во времени пр очностью. В дальнейшем наблюдалось плавное снижение забойного давления, когда темп изменения температуры по стволу значительно снизился, преобладающее влияние стали оказывать другие факторы.

На рис. 2.12 показано изменение забойного давления после спуска инструмента до глубины 3661 м при проведении различных операций на той же скважине. При восстановлении циркуляции и промывке в течение 1 ч (участок ВГ), когда давление на насосных агрегатах достигало 1 6,0 МПа, забойное давление повышалось до 99,5 МПа, а затем постепенно снижалось до 96,0 МПа.

Фактическая составляющая гидростатического давления при отсутствии движения жидкости и труб значительно отличается от расчетной и зависит не только от температурных колебаний, наличия газа в растворе (или его пробе для измерения плотности), но и от характера проводимой операции, после которой прекращается движение жидкости.

Фактическое забойное давление оказалось выше расчетного гидростатического после спуска труб или остановки насо-