книги из ГПНТБ / Элияшевский, И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении учеб. пособие

структурная вязкость г| = 2,10“3 кгс-с/м2. Раствор перекачивается в открытый резервуар при температуре 20 °С по трубопроводу дли­ ной L = 300 м. Известно также, что геодезическая отметка оси насоса Z x = 68 м, а отметка конца трубопровода Z 2 — 90 м.

Решение. Определим диаметр трубопровода по формуле

d = *

где Q — производительность насоса в м3/с-

^ = 8^50 = 0 >0139 м3/с==13’9 л/°;

v — средняя скорость течения жидкости по трубопроводу. Скорость течения жидкости выбирают с учетом физических

Согласно данным табл. 10, для глинистого раствора скорость те­ чения принимаем равной 2 м/с, тогда

d = [ / 43; f f =0,094 м = 9,4 см = 94 мм.

Согласно данным табл. 34 приложения, принимаем по ГОСТ 3262—62 трубы обыкновенные с наружным диаметром 101,3 мм (d = 93,3 мм).

Давление на выкиде насоса определяем по формуле

P = P i+ P a+ft>

где р х — потери давления за счет геометрической высоты перекачки раствора.

П р и м е ч а н и е . Если трубопровод проложен сверху вниз, т. е. Zx > Z 2, то в этом случае Z2—Zx способствует движению жидкости по трубопроводу ц величина р будет отрицательная.

100

Г л а в а VIII

БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В БУРЕНИИ

ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ

При превышении гидростатического давления в стволе скважины над пластовым во вскрытом при бурении пласте может произойти поглощение глинистого раствора. И, наоборот, при превышении пла­ стового давления над давлением столба промывочной жидкости нефть, вода, газ будут проникать из пласта в скважину, что может привести к выбросам.

Поглощение промывочной жидкости, сопровождающееся сниже­ нием гидростатического давления на стенки скважины и обнажением верхней части ствола, создает благоприятные условия для газонефтя­ ных и водяных выбросов, а также обвалов и осыпей вышележащих пород. Обвалы и осыпи приводят к затяжкам и прихватам бурильной колонны; выбросы газа, нефти и воды способствуют обвалам стенок скважины и т. д. Поэтому для предупреждения поглощений необхо­ димо при возможности уменьшать плотность глинистого раствора и увеличивать его вязкость.

Одним из основных требований, предъявляемых к промывочной жидкости при бурении с возможными газонефтяными проявлениями, является достаточная плотность глинистого раствора для предупре­ ждения выброса и фонтанирования.

Обвалы и осыпи пород при бурении являются одним из наиболее опасных нарушений процесса бурения глубоких скважин, нередко приводящих к авариям и затрате больших средств и времени на их ликвидацию. Подавляющая часть обвалов происходит при бурении глинистых пород.

Своевременное увеличение плотности промывочной жидкости и уменьшение водоотдачи до необходимых размеров являются одним из основных мероприятий по предупреждению обвалов.

Основным профилактическим средством предупреждения прихва­ тов в виде прилипания труб к глинистой корке является бурение с промывкой высококачественным коллоидным глинистым раство­ ром, образующим плотную, но тонкую и нелипкую глинистую корку.

102

Для предотвращения прихватов бурильных (и обсадных) труб из-за образования сальников, осаждения шлама и утяжелителя необходимо вести бурение на стабилизированном структурированном глинистом растворе, имеющем небольшую водоотдачу.Вязкость и ста­ тическое напряжение сдвига целесообразно поддерживать возможно минимальными.

Прихваты и посадки инструмента, вызванные сужением ствола скважины и не связанные со свойствами промывочной жидкости, легко предупреждаются своевременной проработкой призабойной зоны новым долотом. Сужение ствола, связанное с набуханием глин, зависит от качества промывочной жидкости. Предупредить такие прихваты можйо, улучшая качество глинистого раствора.

Для ликвидации прихвата необходимо в первую очередь расхажи­ вать колонну с проворачиванием. Если при этом не удается ликви­ дировать прихват, применяют более сложные методы ликвидации: установку водяных, кислотных или нефтяных ванн в зависимости от характера прихвата; взрыв торпеды против зоны прихвата и другие способы.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Задача 63. В скважине глубиной Н = 2500 м произошел при­ хват 146-мм бурильных труб, имеющих толщину стенки 6 = 9 мм. Вес колонны бурильных труб в подвешенном состоянии перед при­ хватом — 55 делений; вес подвешенной части талевой системы — 5 делений; собственный вес колонны бурильных труб — 50 делений по индикатору веса. Растягивание Р г производилось на 60 делений, растягивание Р 2 — на 70 делений; разность удлинений бурильной колонны равна ДI = 15 см (метод определения Р г, Р 2 и ДI подробно изложен ниже). Определить длину неприхваченной части бурильной колонны. Оснастка 4 X 5 .

Решение. Сначала определим цену одного деления (в кгс) по ука­ зывающему прибору индикатора веса с верньером (ГИВ-2). По сви­ детельству тарировки, на канате диаметром 28 мм усилие на один конец, согласно данным табл. 35 приложения, при 60 делениях соста­ вляет 6650 кгс, а при 70 делениях — 7850 кгс; поэтому цена одного деления равна

7850 —6650 = 120 кгс.

10

Длина неприхваченной части бурильной колонны определяется по формуле

103

труб с б = 9 мм; Р г и Р 2 — создаваемая нагрузка для растяжения колонны бурильных труб в кгс;

Р„ — Р1 = 70 дел. —60 дел. = 10 дел.

Таким образом, разность натяжения составит:

120 *10 - 8 -- 9600 кгс.

АI — 15 см — разность удлинений бурильной колонны, соответству­ ющая указанным выше нагрузкам.

Тогда

п = 1,05 2,1'9бо038,7 15 = 133 000 см = 1330 м-

П р и м е ч а н и е . Вышеприведенную формулу можно записать так

£ н . П — К н . п

где

EF

Кв. п = 1,05 —д 5—.

Г2 — ^1

Значение коэффициента 7fH. п можно брать из табл. 11.

Т а б л и ц а И

Определение места прихвата зависит от точности измерения удли­ нения. Поэтому приводим описание практического способа определе­ ния места прихвата, с помощью которого получаются наилучшие ре­ зультаты.

104

1. Прихваченная колонна бурильных труб растягивается под действием силы Р х, которая по индикатору веса должна быть на пять делений больше нормального веса колонны в свободно подвешенном состоянии (предполагается, что вес колонны был известен перед при­ хватом). При этом на бурильной трубе делается отметка на уровне стола ротора.

2. Колонна растягивается с силой, которая по индикатору веса на пять делений больше предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного предыдущему. Снова делается отметка на бурильной трубе, которая вследствие трения

вталевой системе возможно и не будет совпадать с первой.

3.Расстояние между этими двумя отметками делится на две рав­ ные части, и делается пометка на трубе, соответствующая нагрузке Р х.

4.Прихваченная колонна снова растягивается под действием

нагрузки Р 2, большей Р г на 10—20 делений шкалы индикатора веса. Величина силы Р 2 должна быть соизмерима с площадью поперечного сечения тела труб и физико-механическими свойствами материала последних, с тем чтобы деформации, вызванные этой силой, были упругими. Полученное при этом удлинение отмечается на трубе.

5. Колонна снова растягивается под действием силы, на пять делений большей Р 2, а затем нагрузка снимается до первоначальной величины Р 2. Новое положение также отмечается. Средняя отметка между ними представляет собой удлинение, соответствующее силе Р 2.

6- Точно измеряется расстояние между верхней и нижней отмет­ ками, которое и дает искомое удлинение неприхваченной части бурильных труб, т. е. АI.

РАСЧЕТ НЕФТЯНОЙ (ВОДЯНОЙ ИЛИ КИСЛОТНОЙ) ВАННЫ

Задача 64. Произвести расчет нефтяной ванны для освобождения

VH= 0,785 (DtKB- D2) Нх+ 0,785d?H2,

где D CKB— диаметр скважины в м.

DCKB= KDa= 1,2 • 295 = 354 мм = 0,354 м.

Здесь К — коэффициент, учитывающий увеличение диаметра сква­ жины за счет образования каверн, трещин и пр. (величина его колеб­ лется в пределах 1,05—1,3); D = 0,140 м — наружный диаметр

105

бурильных труб в м; Н 1 — высота подъема нефти в затрубном про­ странстве. Нефть поднимают на 50—100 м выше места прихвата:

Я ^ Я - Д н . п + ^О-МОО),

Нг = 2300 - 2000 + 100 = 400 м;

d — внутренний диаметр бурильных труб в м.

d = £>—26 = 140 —2 .8 = 124 мм = 0,124 м.

6 = 8 мм — толщина стенки бурильных труб; Н 2 — высота столба нефти в трубах, для того чтобы периодически (через 1—2 ч) подка­ чивать нефть в затрубное пространство. Принимая Н 2 = 200 м, находим

FH= 0,785 (0,3542 — 0,1402) 400 + 0,785 • 0,1242 • 200 = 35,8 м3.

Количество глинистого раствора для продавки нефти равно

^ Г Л . Р = - ^ ( Я - Я 2).

Кгл. р = 344 ~°’1242 (2 3 0 0 - 200) = 25,4 м3.

Определим максимальное давление при закачке нефти, когда за бу­ рильными трубами находится глинистый раствор, а сами трубы запол­ нены нефтью

Считая, что нефтяная ванна будет производиться при помощи агре­ гата ЦА-300, мощность двигателя которого N = 120 кВт, можем определить возможную подачу насоса

106

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОЛОМКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПО ИНДИКАТОРУ ВЕСА

Задача 65. После спуска 146-мм бурильной колонны на глубину 2800 м индикатор веса над забоем показал 80 делений. В процессе бурения произошла поломка бурильной колонны, в результате чего индикатор веса показал 71 деление. Определить, на какой глу­ бине произошла поломка бурильных труб.

Решение. Вес бурильной колонны при этом уменьшился на 80—

— 71 = 9 делений. Согласно данным табл. 35 приложения, 80 деле­ ниям индикатора соответствует усилие на одном конце талевого каната 9240 кгс, а 70 делениям — 7850 кгс. Тогда цена одного деле­ ния индикатора между 70 и 80 делениями равна

9240— 7850 = 139 кгс.

10

Уменьшение веса бурильной колонны в кгс, соответствующее 9 деле­ ниям, составляет

Q = 139 • 8 • 9 = 10 008 кгс.

Здесь цифра 8 — число рабочих струн при оснастке 4 x 5 . Определим, какой длине бурильной колонны соответствует вес

10 008 кгс.

где угл и у,,,. — соответственно удельный вес глинистого раствора 1,3 гс/см3 и стали 7,85 гс/см3; q = 39,2 кг — вес 1 м 146-мм буриль­ ных труб (см. табл. 9 приложения). Таким образом, поломка буриль­ ных труб произошла на глубине

h —2800 — 306 = 2494 м.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ УСИЛИЙ ПРИ РАСХАЖИВАНИИ ПРИХВАЧЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ, ОБСАДНЫХ И НАСОСНО­

ченной бурильной колонны определяется по формуле

где ат — предел текучести материала труб в кгс/см2; ^ = 29,8 см2— площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы

107

(см. табл. 9 приложения); К — запас прочности, который при рас­ четах, связанных с освобождением прихваченной бурильной колонны, можно принимать в пределах 1 ,3 — 1 ,2 , а иногда и ниже.

Тогда

<?доп = - т т г 2 9 ,8 = 8 2 0 0 0 кгс = 8 2 тс.

П р и м е ч а н и е . Допустимые усилия при расхаживании прихваченных обсадных и насосно-компрессорных колонн определяются аналогично.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОГО УГЛА ЗАКРУЧИВАНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ПРИХВАТАХ

Задача 67. Определить допустимый угол закручивания (допу­ стимое число оборотов) бурильной колонны диаметром 114 мм с выса­ женными внутрь концами, прихваченной на глубине Ья п = 2500 м, при ее отбивке ротором. Материал труб — сталь группы прочности Д, б = 10 мм, натяжение бурильной колонны (?доп = 50 тс, запас прочности, связанный с освобождением прихваченной бурильной

колонны, спущенной на глубину 1800 м, установлены два гидравли­ ческих домкрата, имеющих 25,4-см цилиндры. Какое давление должно быть на манометре, если для освобождения бурильных труб подъемная сила домкрата должна превосходить на 30% собственный вес прихваченной колонны. Толщина стенки бурильных труб 10 мм, вес 1 м трубы 28,9 кг.

Решение. Подъемная сила домкратов равна

(?под — l,3gL = 1,3 • 28,9-1800 = 67 600 кгс.

108

Давление на манометре при достижении заданной подъемной силы домкратов

П р и м е ч а н и е . Для практических расчетов в случае применения гид­ равлических домкратов на буровой рекомендуется пользоваться данными табл. л2 и 13, в которых приведены значения подъемных усилий в зависи­ мости от диаметров цилиндров н давления, развиваемого насосами.

109