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

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА НА ЗАВ ОЙ

Задача 69. Определить величину гидростатического давления глинистого раствора на забой, если глубина скважины Н = 3000 м; удельный вес глинистого раствора угл_р = 1,25 гс/см3; статическое напряжение сдвига глинистого раствора 0 = 300 мгс/см2, или 3 кгс/м2; диаметр скважины DCKB = 200 мм.

Решение. Гидростатическое давление глинистого раствора на за­ бой скважины определяют по формуле

где р 0 — давление на свободной поверхности глинистого раствора (в кольцевом пространстве на устье скважины). Это давление воз­ никает в том случае, если глинистый раствор выходит из скважины через герметизирующее приспособление или при задавке скважины с закрытым полностью или частично превентором. В нашем случае глинистый раствор свободно выходит из скважины, т. е. р 0 = 0, рс — давление, которое может возникнуть на забое от проявления структурных свойств глинистого раствора.

Если давление на забое начинает медленно возрастать в резуль­ тате слабого притока жидкости в скважину, то до начала движения раствора величину рс необходимо брать со знаком плюс. Если про­ исходит медленное отфильтровывание воды в нижней части скважины при неизменном положении уровня в скважине, то величину рс необходимо брать со знаком минус. Если скважина заполнена водой,

Таким образом, в статическом состоянии давление на забой скважины в результате пластических свойств раствора отклоняется от гидростатического на 18 кгс/см2. Если раствор долгое время находился в состоянии покоя, в силу тиксотропных свойств и дру­ гих причин статическое напряжение сдвига раствора может воз­ расти в 3—5 раз. При этом также возрастет и р с. Это обстоятельство всегда следует учитывать при определении начального давления на выкиде насосов в процессе продавки промывочной жидкости

вскважине, которая долгое время находилась в покое.

Пр и м е ч а н и е . На практике величиной рс пренебрегают, тогда гидро­ статическое давление глинистого раствора на забой равно

110

а если устье скваж ины свободно открыто, то р 0 = 0 и тогда

Угл. рН

Р10 *

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ СКВАЖИНА — ПЛАСТ

Задача 70. Определить относительное давление в системе сква­

то может произойти поглощение раствора в пласт, а при значитель­

в скважине могут произойти обвалы и осыпи вышележащих пород. При условии угл р < р оти может происходить разгазирование раствора, перелив нефти и воды, а при значительном превышении

111

б) для скважины глубиной свыше 1200 м

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОГЛОЩАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

лить коэффициент поглощающей способности пласта.

Решение. Коэффициент поглощающий способности пласта К при полном поглощении определяется по формуле

Q

У н

где Qn — интенсивность поглощения в м3/ч; Н — напор в м вод. ст., равный разности положений статического и динамического уровней промывочной жидкости в скважине при работе насосов с производи­ тельностью Q.

Н = НС- Н Я= 9 7 -8 1 = 16 м.

Тогда

К = ^ £ = 27,5.

/ 1 6

Как видно из табл. 14, при К > 25 в скважину для ликвидации зон поглощения необходимо спустить промежуточную колонну или бурить без выхода циркуляции.

На основании обобщения опытных данных по борьбе с погло­ щениями была предложена следующая классификация зон погло­ щений и рекомендованы мероприятия по их ликвидации (табл. 14).

П р и м е ч а н и е . Статический уровень Яс замеряется при отсутствии закачки воды в скважину и при установившемся уровне жидкости. После за­ мера Яс замеряют динамический уровень Яд. Для этого в скважину спускают бурильные трубы на 5—10 м под статический уровень. Из ротора вынимают вкладыши, а элеватор с трубами подтягивают к стенке кондуктора и устанавли­ вают на ротор. На ведущую трубу навинчивают переводник с наконечником из 50-мм трубы длиной 1,5—2 м и спускают в скважину между внутренней стен­ кой кондуктора и бурильными трубами. Буровыми насосами в скважину зака­ чивают воду. При помощи поплавка, спущенного на лебедке Яковлева, или другими способами замеряют в бурильных трубах установившийся динамич е- ский уровень Яд.

Задача 73. На глубине 1000 м происходит частичное поглощение буровой жидкости с интенсивностью Qn = 15 л/с. Статический уровень был отмечен на глубине 30 м от устья. Диаметр бурильных

112

Т а б л и ц а 14

Классификация зон поглощений и мероприятия по их ликвидации

I1 Переход на бурение с использованием глинистого раствора

н1 -3 Закачивание быстросхватывающейся смеси БСС. Расход

цемента 5—10 т

ш3 - 5 Закачивание БСС. Расход цемента 10—20 т

труб 140 мм, диаметр долота (скважины) 295 мм. Производительность насосов QH= 35 л/с. Определить коэффициент поглощающей способ­ ности пласта.

Решение. Коэффициент поглощающей способности пласта К при частичном поглощении определяют по формуле

V h с+ h

где Qn — интенсивность поглощения в м3/ч, Qn = 15 л/с = 54 м3/ч; Нс — расстояние от статического уровня до устья скважины, Нс = = 30 м; h — гидравлические потери в затрубном пространстве при движении жидкости от поглощающего пласта к устью сква­ жины в м вод. ст.

h = 826А,к п _______ LQZ_______

(^СКВ--D)3 (DCKb~\~ D )2

Здесь Як п — коэффициент гидравлического сопротивления кольце­ вого пространства. Определение величины Як п приводится в задаче 29. В данном примере принимаем Хк п = 0,280; L — глубина зале­ гания поглощающего пласта, равная 1000 м. Q — количество жид­ кости, которое возвращается из скважины в приемные чаны насосов.

Тогда

Как видно из табл. 14, при К = 3-+-15 для ликвидации поглощения необходимо в поглощающий пласт закачать БСС.

Задача 74. Определить глубину установки конца труб с целью закачки тампонирующих материалов в поглощающий пласт при сле­ дующих данных: глубина залегания поглощающего горизонта Я п = 1400 м; мощность поглощающего горизонта Я ц = 50; плотность глинистого раствора угл = 1,2 г/см3; плотность тампонирующего материала уж = 1,7 г/см3.

Решение. Глубина установки конца труб определяется по формуле

РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ГЕЛЬЦЕМЕНТА, НЕОБХОДИМОГО ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ В СКВАЖИНЕ

Задача 75. Подсчитать общий объем гельцемента, необходимый для ликвидации поглощения в скважине глубиной Я = 1200 м , если кровля поглощающего горизонта находится на глубине ИЗО м, а подошва — на глубине 1195 м; диаметр скважины 300 мм; в пласт требуется ввести 8 м3 гельцемента.

Решение. Объем гельцемента рассчитываем исходя из объема скважины в интервале от подошвы поглощающего горизонта до конца бурильных труб, которые устанавливаются на расстоянии 20 м выше кровли поглощающего горизонта. Сумма указанных интерва­ лов равна

/ц = 1195 — ИЗО + 20 = 85 м.

Объем указанного интервала равен

Тогда общий потребный объем гельцемента

7 общ = 8 + 6 = 14 м3.

114

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕСОВОГО И ОБЪЕМНОГО КОЛИЧЕСТВА КАЖДОГО ИЗ КОМПОНЕНТОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ БСС

ПО ЗАДАННОМУ РЕЦЕПТУ

Задача 76. Подсчитать весовые и объемные количества каждого из компонентов, необходимых для приготовления 1 м3 БСС по рецепту, согласно которому на 500 г цемента приходится 450 см3 воды, 30 г порошкообразного бентонита, 15 см3 жидкого стекла и

Суммарный объем всех компонентов БСС по заданному рецепту равен

161+450 + 11,1 + 15 + 4,96 = 637,1 см3.

Зная, что на 637,1 см3 БСС нужно 161 см3 сухого цемента, находим объем его на 1 м3 БСС

X = 1 0 0 0 Ш Ь 1 6 1 _ = 2 5 3 0 0 0 с м з

6 3 7 , 1

или по весу

253 000 • 3,1 = 782 000 г = 0,782 т.

Аналогичным расчетом устанавливаем, что для приготовления 1 м3 БСС по заданному рецепту необходимо взять:

воды

или по весу

17 400-2,7 = 47000 г = 47 кг;

жидкого стекла

сухой каустической соды

или по весу

7950 • 2,02 - 1 5 900 г = 15,9 кг.

Задача 77. Определить весовые и объемные количества каждого из компонентов, необходимые для приготовления 1 м3 нефте-цемент- ной БСС по следующему рецепту: тампонажный цемент 100%, песок 150%, каустическая сода 10%, дизельное топливо 80%. (Последние три компонента берутся в процентах от веса сухого цемента.) Плот­ ность такой смеси равна 1,7 т/м3.

Решение. Определяем суммарный массовый состав БСС

Р —100 + 150 + 1 0 + 80 = 340 кг.

Подсчитываем объем, который займут 340 кг нефте-цементной смеси БСС,

F = — = 4 ^ - = 200 см3 = 0,2 м3.

Y 1,7

Находим количество сухого цемента, потребное для приготовле­ ния 1 м3 БСС,

X100 = 500 кг.

0,2

Аналогично находим, что для приготовления 1 м3 БСС по заданному рецепту необходимо взять:

сухого песка

Х = Ц = 750 кг;

каустической соды

Х = ^ = 50 кг;

дизельного топлива

Х = Ц - = 400 кг.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ РАЗГАЗИРОВАННОГО ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА ПРИ ВЫХОДЕ ЕГО ИЗ СКВАЖИНЫ

Задача 78. Найти плотность разгазированного глинистого рас­

116

Решение. Количество газа, поступающего в глинистый раствор из пласта в течение 1 ч, определяют по формуле

Vr = — t - V«T<й ар«*

Подставляя данные из условия, получаем

Fr= А-1.! - 0’32 8 -щ- 0,9 • 170 = 21,6 м3/ч.

Плотность разгазированного глинистого раствора при выходе егоиз скважины находим по формуле

3,6(?Yгл. р YP. гл- р== 3,6() -Fr '

3,6-40-1,6

Yp. гл- р 3,6-40 + 21,6 = 1,4 г/см3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ РАЗГАЗИРОВАНИЯ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА

Задача 79. Определить время разгазирования глинистого раствора в скважине глубиной Н = 1800 м, диаметром D CKB = 0,3 м при ско­

100 пл>

где Ъ — пористость породы, принимаемая равной 25%; а — коэф­ фициент растворимости газа в растворе, равный 1; рпл — пластовое давление, равное 200 кгс/см2.

Тогда

Уг = -3^44°’32 5 -Ц -1 - 200 = 17,6 м3/ч.

Плотность разгазированного глинистого раствора после выхода егоиз скважины равна

Пт

где Т — время с момента входа долота в газоносную свиту в ч; D и d — наружный и внутренний диаметры бурильных труб в м; Уж. ч — объем глинистого раствора в желобах и приемном чане в м3.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА ПЛАСТ И ИНТЕРВАЛА ДОЛИВА СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ ПОДЪЕМА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Задача 80. Определить снижение давления на пласт, если буриль­ ная колонна поднята с глубины Н = 2000 м без подкачивания гли­ нистого раствора углр = 1,35 гс/см3. Бурильная колонна состоит из 203-мм УБТ длиной 1у = 100 м и 146-мм бурильных труб.

Решение. Вес поднятой из скважины колонны равен

Q = ь 1у+

где qy — вес 1 м УБТ. Согласно данным табл. 10 приложения, qy =

Понижение уровня глинистого раствора в скважине определяется по формуле

118