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

Гидродинамические давления по различным формулам

Т а б л и ц а 2.4

Сопоставление результатов относительных погрешностей 5 подтверждает правильность выбора вида функциональной зависимости Ap = f(v), т.е. полученная формула наиболее надежна при расчетах и более обоснована. Степень адекватности найденных моделей может быть оценена по приведенным данным (см. табл. 2.4). Давление под башмаком обсадной колонны, спускаемой с обратным клапаном,

Pд = -"т SнT, (2.83)

где K - модуль объемного сжатия бурового раствора, МПа; Sн - площадь поперечного сечения по наружному диаметру колонны труб, м2; Vр - начальный (до начала спуска каждой свечи) объем раствора в скважине, м2; T - время запаздывания выходного бурового раствора из скважин.

Следует отметить, что изменение реологических свойств бурового раствора от скорости приложения нагрузки во время неподвижности бурового раствора, которое имеет место между спусками и подъемами очередных свечей, существенно влияет на точность и правильность определения статического и динамического напряжений сдвига.

Следует учитывать и релаксационные свойства бурового раствора, которые приводят к запаздыванию передачи гидродинамического давления на стенку скважины. Максимальное гидродинамическое давление, обусловленное, как правило, неравномерностью движения труб, сохраняется в силу релаксационных свойств бурового раствора более длительное время, чем время подъема всей свечи. Цементные, глинистые и глиноцементные растворы характеризуются ощутимым временем релаксации, а добавки полиакриламида увеличивают время релаксации. Время релаксации составляет от нескольких минут до нескольких часов.

Определение давления гидроразрыва пласта. Давление гидроразрыва пласта

Pгр = Pпл -(Pгст - Pпл), (2.84)

где pгст - геостатическое давление, МПа; [ - коэффициент

Пуассона для горной породы (приведен ниже).

Глины песчанистые............................................................ 0,38-0,45

Глины плотные.................................................................... 0,25-0,36

Глинистые сланцы.............................................................. 0,1 0-0,20

Гранит..................................................................................... 0,26-0,29

Известняки............................................................................ 0,28 - 0,33

Каменная соль...................................................................... 0,44

Песчаники............................................................................. 0,30-0,35

Рис. 2.14. Зависимость коэффициента Пуассона ц от объемной плотности р глин

Зависимость коэффициента Пуассона от объемной плотности глин определяют по рис. 2.14.

ля скважин глубиной свыше 4000 м можно определить давление гидроразрыва по упрощенной формуле

Ргр = Рпл + 0,85 (р- Рпл )•

(2.85)

2.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ

И ПРОФИЛАКТИКА ПОГЛОЩЕНИЙ

БУРОВЫХ И ТАМПОНАЖНЫХ

РАСТВОРОВ

Разнообразие геолого-технических условий в каждом нефтегазоносном районе обязывает изыскивать приемлемые способы предупреждения поглощений. Все они связаны с регулированием давления, действующего на стенки скважины при выполнении в ней различных операций.

На рис. 2.15 указаны факторы, обусловливающие снижение гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины с целью предупредить поглощения. Мероприятия сводятся к обеспечению минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в стволе скважины. Кроме того, в целях своевременного предупреждения поглощения бурового раствора необходимо определить интервалы возможного поглощения. При подходе забоя к интервалам ожидаемого поглощения выполняют ряд профилактических мероприятий: добавка наполнителей в буровые растворы, регулирование их плотности и структурных параметров, скорости спуска инст-