6.2.2 Расчет изменения давления при движении труб с ускорением

Поскольку СПО является процессом медленным, скважинную жидкость можно считать несжимаемой и применять к ней формулу Ньютона. Сила, обусловленная инерцией жидкости при движении с ускорением F= m*dU/dt, отсюда инерционное давление

(6.12)

где m – масса столба жидкости в кольцевом пространстве скважины. Поскольку , формула (6.12) принимает вид

(6.13)

По Е.Г. Леонову

(6.14)

При спуске ускорение колонны труб зависит, очевидно, от действия бурильщика, характеристики гидравлического или электрического тормозов лебедки, профиля скважины и т.д. Учесть все это невозможно. Известна следующая эмпирическая формула для определения ускорения труб при спуске.

, м/c², (6.15)

где G – вес колонны труб, Н.

6.2.3Определение предельно допустимых скоростей спо

Скорость проведения СПО ограничивается из условий недопущения проявления при подъеме и поглощения при спуске труб.

Явное решение определения максимально допустимой скорости отсутствует. Удобным является графический способ решения задачи. Строятся графики изменения давления в скважине при подъеме и спуске труб и по этим графикам определяется допустимые скорости (рисунок 6.3).

Рисунок 6.3

Важным является определение опасных точек плата (пропластков), в которых создаются условия проявления при подъеме и поглощения при спуске труб.

При подъеме проявление может начаться прежде в той точке пласта (в том пропластке), где коэффициент аномальности максимален.

При спуске труб поглощение может начаться прежде всего в той точке пласта (в том пропластке), где коэффициент поглощения минимален (рисунок 6.4).

Рисунок 6.4

Наиболее опасным положением инструмента, при котором максимально допустимая скорость СПО должна быть минимальной, является такое, когда над опасной точкой располагается элемент колонны максимального диаметра забойного двигатели или УБТ (рисунок 6.4 б, в).

7 Кольматация

В процессе проводки скважины частицы твердой фазы буровых растворов могут проникать в поры проходимых и, застревая в их сужениях, пористых пластов, кольматировать их. Кольматация приведет к снижению проницаемости около скважинных зон пластов (ОСЗП) в зоне проникновения твердой фазы, что, в свою очередь, уменьшает интенсивность филобрационных потоков между скважиной и проходимыми проницаемыми породами – уменьшается интенсивность поглощения, снижается проникновение бурового раствора и его филотроба в пласт, может уменьшаться толщина фильтрационной корки на стенках скважины. Но если глубина закольматированного слоя окажется больше глубины перфорационных отверствий, кольматация может привести к уменьшению дебита скважины.

Кольматация возможна при Р_с >Р_пл, отсутствии фильтрационной корки, наличие твердой фазы в буровом растворе, причем средний размер частиц и твердой фазы должен быть в пределах от среднего размера пор. Более мелкие проникают в пористую среду, практически не задерживаясь в сужениях пор, а более крупные не проникают в пористую среду.