2.3.11 Розрахунки, пов’язані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт

1. Розрахунок тиску на вибої свердловини, яка простоює

Тиск на вибої простоюючої свердловини знаходимо за формулою:

p_в = p_г + p₀ ± Dp_с, (2.30)

де p_в – тиск на вибої свердловини, яка простоює; p_r - гідростатичний тиск стовпа рідини у свердловині; p₀ – тиск на гирлі свердловини або тиск на вільній по­верхні рідини; Dp_с – перепад тиску, що може виникати перед початком руху рідини від прояву її неньютонівських (в’язко-пластичних, структурно-механіч­них) властивостей.

Гідростатичний тиск стовпа рідини

p_г = Нrg, (2.31)

де Н – глибина свердловини, точніше висота стовпа рідини; r – середня густина рідини (нафти, води, рідини глушіння, бурового розчину тощо) за температур­них умов у стовбурі свердловини; g - прискорення вільного падіння.

Перепад тиску Dp_с визначаємо за формулою:

, (2.32)

де t₀ – статична напруга зсуву в’язкопластичної рідини (нафти, бурового розчи­ну тощо); D_в – середній внутрішній діаметр колони труб (експлуатаційної колони).

Якщо тиск на вибої свердловини починає повільно зростати внаслідок слабкого припливу рідини із пласта, то перед початком руху розчину величину Dp_с необхідно брати зі знаком плюс, а перед початком руху рідини в пласт (повільне поглинання) – зі знаком мінус.

2. Визначення густини рідини глушіння

Якщо свердловина заповнена рідиною глушіння, то її гирло може бути відкритим, бо рідина глушіння створює протитиск на пласт і попереджує викиди зі свердловини. Тоді із формули гідростатичного тиску, нехтуючи величиною атмосферного тиску, знаходимо густину рідини глушіння (промивальної рідини під час розкриття і розбурювання продуктивного пласта):

, (2.33)

де p_пл – пластовий тиск (тиск на вибої свердловини, яка тривало простоює); k_з – коефіцієнт запасу, який береться в залежності від глибини Н:

H, м	≤1200	>1200
kз	1,1-1,15	1,05-1,1.

3. Оцінка відносного тиску в системі пласт - свердловина

Відносний тиск – це відношення пластового тиску p_пл до умовного гідро­статичного тиску у свердловині p_г (тиску стовпа прісної води висотою, рівною глибині свердловини),

. (2.34)

У свердловині можуть мати місце:

– за p_відн > 1 – розгазування нафти (виділення газу з розчину), перемі­шування нафти і води та фонтанування, а за значного перевищення (p_відн >> 1) – газові, нафтові та водяні викиди і фонтанування; для їх попередження під час ремонтних робіт свердловину необхідно заповнити рідиною глушіння, густина якої повинна бути не меншою 10³ p_відн кг/м³, тоді матимемо p_відн ³ 1;

– за p_відн £ 1 – викидів нафти не повинно бути, але може спостерігатися поглинання рідини пластом (p_відн < 1), а за p_відн << 1 – повна втрата циркуляції; для безпеки робіт свердловину теж необхідно заповнити рідиною глушіння (наприклад, гідрофобно-емульсійним розчином), а за p_відн = 1 є найбільш сприятливі умови для роботи у свердловині.

3. Визначення зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб

Колона труб у свердловині займає певний об’єм, а після їх підняття це призведе до зниження рівня рідини і, як наслідок, до зменшення тиску, що створюється стовпом рідини, якою заповнена свердловина:

Dp = Dhrg, (2.35)

де Dh – зниження рівня рідини; r – густина рідини; g – прискорення вільного падіння.

Об’єм колони труб становить

, (2.36)

який дорівнює об’єму рідини

V_к = Dh F, (2.37)

звідси зниження рівня рідини

, (2.38)

де М_к – маса колони труб; r_м – густина металу труб; F - площа поперечного прохідного перерізу експлуатаційної колони.

Маса колони однорозмірних труб

М_к = m L, (2.39),

де m - маса 1 м труб з урахуванням муфт (довідкова величина); L - довжина колони труб.