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

при спускоподъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания;

нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора, находящегося в скважине, за счет осаждения твердой фазы);

эффекты фильтрации и контракции в сочетании с особенностями структурно-механических свойств бурового раствора;

погрешности в определении пластового (порового) давления.

Условие, при котором возникает проявление в процессе бурения или промывки, может быть записано как:

Рпл > Рг + Ргс, (4.5)

где рг - гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора; Ргс - гидравлические потери в затрубном пространстве скважины.

Условие, при котором возникает проявление при подъеме колонны труб, может быть выражено формулой

Рпл > Рг - Ардп - Арст - АЛрд, (4.6)

где АРдп - гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное подъемом колонны труб, МПа; Арст - снижение статического давления на забой скважины, обусловленное выходом твердой фазы из взвешенного состояния и временем нахождения бурового раствора в неподвижном состоянии, МПа; Ah - глубина опорожнения затрубного пространства, м; g - ускорение свободного падения, м/с2; р - плотность бурового раствора, кг/м3.

В литературе фигурирует только одна формула, по которой можно рассчитать снижение давления во время подъема колонны труб:

АРдп = 4 (4.7)

где dн - наружный диаметр труб, м.

Снижение давления против гидростатического при подъеме колонны труб также может быть обусловлено изменением скорости подъема (обратный гидравлический удар) при преодолении воздействия статического напряжения сдвига на этапе начала движения, а также в связи с гидравлическими потерями при движении колонны труб вверх с равномерной скоростью.

Для момента начала движения гидродинамическое давление может быть определено по формуле

D - dн

Ардп = + рУc(у - У0(4.8)

где Ус - скорость распространения ударной волны по за-трубному пространству скважины, м/с; у - достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м/с; У0 - начальная скорость движения колонны труб, м/с; l - длина колонны труб, м; 5т, Sк - площадь поперечного сечения соответственно трубы и затрубного пространства, м2.

При равномерном движении колонны труб вверх снижение давления может быть оценено по формуле Дарси - Вейсбаха с учетом скорости движения жидкости: 2

где Ут - объем труб, поднятых из скважины за время t (в секундах), м3; X - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Измерения на забое, сделанные с помощью телеметрической системы, показали, что при подъеме колонны труб с глубины 2020 - 2235 м изменение давления составило 0,17 - 0,74 МПа при р г = 25,5+27,2 МПа. Расчеты по формуле (4.8) для e = 50 Па, Ус = 1000 м/с и у = 0,2+0,4 м/с хорошо совпадают с результатами измерений забойного давления. Расчеты по формуле (4.9) дают заниженные значения по сравнению с фактическими измерениями. По-видимому, наибольшее снижение давления при подъеме колонны труб наблюдается в начальный момент движения.

При расчетах по предложенной формуле рекомендуется принимать скорость распространения ударной волны по за-трубному пространству для обсаженного ствола, заполненного водой, равной 1 350 м/с, и буровым раствором - 11 00 м/с. Для необсаженного ствола, заполненного буровым раствором, Ус = 800 м/с.

ГНВП при спуске колонны труб обусловлены снижением гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб.

Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может быть выражено формулой

Рпл > Рг - АРст - АРдс, (4.1 0)

где АРдс - гидродинамическое давление (отрицательная составляющая), обусловленное торможением при спуске колонны труб.

Значение Арст по мере спуска труб уменьшается.

Измерения значений гидродинамического давления при спуске бурильной колонны показали, что за счет него общее давление в скважине может и увеличиваться, и уменьшаться. Анализ результатов исследований показал, что снижение давления не превышает 5 % значения гидростатического давления, рассчитанного по глубине погружения труб. При спуске труб со скоростью 1 ,0-3,0 м/с гидродинамическое давление (отрицательная составляющая) следует определять по формуле

Ардс = (0,05+0,02) р, (4.11)

где р - гидростатическое давление на глубине погружения бурильной колонны.

При спуске труб со скоростью менее 1 м/с АРдс = 0,01 Рг.

При отсутствии циркуляции ГНВП обусловлены нестабильностью бурового раствора, в связи с чем условия их возникновения можно выразить формулой

Рпл > Рг - АРст . (4.1 2)

Снижение давления столба бурового раствора, находящегося в покое, обусловлено нестабильностью свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными эффектами. По мере роста статического напряжения сдвига темп падения и значение забойного давления снижаются. На основании имеющихся результатов экспериментальных исследований можно предложить следующую формулу для определения снижения давления в случае, когда 9 < 200 дПа за 1 мин, для периода покоя до 10 ч:

Арст= (0,02+0,05) Яп рд, (4.13)

где Нп - высота столба бурового раствора, остающегося в покое.

Для случая 9 > 500 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового раствора не происходит. Для уточнения предложенных зависимостей необходимо провести дополнительные экспериментальные исследования.

Количество поступающего из пласта флюида в единицу времени в начальный момент проявления может быть оцене-