Скачиваний:
107
Добавлен:
02.03.2016
Размер:
6.67 Mб
Скачать

использование системы раннего обнаружения осложнений на основе оперативной обработки данных комплексного контроля за процессом бурения (методы технологического контроля, методы геофизического контроля);

использование методов прогнозирования опасных зон по данным региональных и промысловых геофизических исследований.

Рассмотрим отдельные виды осложнений и меры по их предупреждению.

7.2. РАЗРУШЕНИЕ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины.

Осыпи и обвалы происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения циркулирующей жидкостью или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям). Осыпям и обвалам может способствовать набухание. Проникновение свободной воды, которая содержится в больших количествах в растворах, в пласты, сложенные уплотненными глинами, аргиллитами или глинистыми сланцами, приводит к их набуханию, выпучиванию в ствол скважины и в конечном счете к обрушению (осыпанию). Осыпи могут происходить из-за механического воздействия бурильного инструмента на стенки скважины. Осыпи и обвалы могут произойти также в результате действия тектониче- ских сил, обусловливаюших сжатие пород. Значение горного давления при этом значительно превышает давление со стороны столба промывочной жидкости. Характерными признаками осыпей и обвалов являются: резкое повышение давления на выкиде буровых насосов, обильный вынос кусков породы, интенсивное кавернообразование и недохождение бурильной колонны до забоя без промывки и проработки, затяжки и прихват бурильной колонны, иногда выделение газа. Интенсивное кавернообразование существенно затрудняет вынос выбуренной породы на дневную поверхность, так как уменьшается скорость восходящего потока и его подъемная сила, возрастает аварийность с бурильными трубами, особенно при роторном бурении. Из-за опасности поломки бурильных труб приходится уменьшать нагрузку на долото, а это ведет к снижению скорости бурения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации осыпей и обвалов являются:

1) бурение в зоне возможных осыпей и обвалов с промывкой химиче- ски обработанным буровым раствором, имеющим минимальную водоотда- чу и максимально возможно высокую плотность;

2)правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

3)спуск бурильной колонны плавно, без резких торможений;

4)недопущение значительных колебаний плотности бурового раст-

âîðà;

5)утяжеление перед подъемом бурильной колонны раствора, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее

снижение;

165

6) недопущение длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия промывочной жидкости и ее фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя бурового инструмента.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтре которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига и уменьшению структурно-адсорбционных деформаций, а также степени и давления набухания;

правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения.

Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т.е. ползти и выпучиваться в ствол скважины. В результате недостаточного противодавления на пласт глина, песчаные глины, ангидриты, глинистые сланцы или соляные породы ползут, заполняя ствол скважины. Осложнение может происходить и вследствие того, что кровля и подошва пласта (горизонта) глины или аргиллита ползут, выдавливая последние в скважину. При этом кровля и подошва пласта (горизонта) глины, глинистых сланцев или аргиллита сложены породами (например, соляными), склонными к ползучести. Явление ползучести особенно проявляется с ростом глубины бурения и увеличением температуры пород. Характерными признаками ползучести являются затяжки, посадки бурильной колонны, недохождение бурильной колонны до забоя; иногда прихват и смятие бурильной или обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

разбуривание отложений, представленных породами склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

правильная организация работ, обеспечивающая высокие скорости бурения;

использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин незначительное;

осуществление при цементировании обсадных колонн подъема цементного раствора в затрубном пространстве на 50−100 м выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию).

Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования − большие углы перегиба ствола скважины, большая масса единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба − проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб. Опыт бурения показал, что же-

166

лобообразование происходит не сразу, а постепенно с ростом числа рейсов бурильного инструмента. Установлено, что образование желобов при использовании утяжеленного бурового раствора характеризуется меньшей интенсивностью, чем в процессе применения необработанного раствора. В условиях желобообразования опасность заклинивания возрастает, если диаметр бурильных труб превышает ширину желоба в 1,14−1,2 раза.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;

стремление к максимальной проходке на долото; там, где целесообразно, переход на бурение алмазными долотами;

использование предохранительных резиновых колец; при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в

целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения осыпей и обвалов.

Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях − потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения – бурение с применением безводных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Растепление многолетнемерзлых пород. В верхней части геологического разреза многих северных районов (Западная Сибирь, Аляска, Канада и др.) залегает толща многолетнемерзлых пород; мощность этой толщи иногда достигает 500 м и более. В состав ее могут входить как хорошо связанные, прочные породы (известняки, песчаники и т.п.), так и породы несвязанные (пески, галечники и т.п.), единственным цементирующим материалом для которых является лед.

При бурении в толще многолетнемерзлых пород одним из распространенных осложнений является нарушение устойчивости стенок скважин. Этот процесс в различных по льдистости породах происходит с разной интенсивностью. При всех прочих равных условиях интенсивность разрушения стенок скважин возрастает в зависимости от того, какое значение имеет лед в цементировании минеральной части породы. Наибольшие нарушения стенок скважин наблюдаются в мерзлых породах четвертичных отложений, в которых лед является единственным материалом, цементирующим породы в монолит.

167

Оттаивание льда, содержащегося в многолетнемерзлых породах, в процессе бурения влечет за собой оседание толщи пород, а вместе с ней и устьевого, и бурового оборудования. Растопление толщи многолетнемерзлых пород может происходить за счет относительно высокой температуры бурового раствора, нагревающегося при бурении на больших глубинах, за счет нагрева в процессе закачки и твердения цемента, за счет перемещения по скважине нефти, имеющей высокую температуру (при добыче).

Основным способом предотвращения осложнений при бурении в многолетнемерзлых породах является сохранение отрицательной температуры стенок скважины. Для этой цели применяют различные буровые среды: от охлажденного воздуха и буровых растворов до устойчивой пены. При использовании буровых растворов на водной основе приходится также решать проблему предупреждения замерзания раствора при длительном прекращении промывки.

После разбуривания всей толщи многолетнемерзлых пород ствол скважины закрепляют обсадной колонной, башмак которой устанавливают на 100−150 м ниже глубины промерзания. При цементировании следует подбирать цементы с низкой температурой гидратации, низкой теплопроводностью и высокой скоростью выделения тепла при гидратации. В газовых и газоконденсатных скважинах кольцевое пространство между кондуктором и стенками ствола скважины рекомендуется герметизировать с помощью пакера, устанавливаемого в 10−20 м от башмака. Это позволяет предотвратить прорыв газа в заколонное пространство и образование грифонов вокруг устья скважины, что часто наблюдается при растоплении мерзлых пород.

7.3. ПОГЛОЩЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНАХ

Поглощения в скважинах буровых растворов является одним из основных видов осложнений.

ПРИЧИНЫ ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ В СКВАЖИНАХ

Установить какие-либо закономерности возникновения поглощений и выбрать эффективные мероприятия и технологию проведения работ по предупреждению и ликвидации поглощений из-за большого числа факторов, обусловливающих явление поглощения, очень сложно. Поэтому стали использовать вероятностно-статистические методы для прогнозирования зон поглощений и выбора наиболее эффективных технологических мероприятий по предупреждению и борьбе с поглощениями.

Поглощения буровых растворов и иных жидкостей в поглощающие пласты обеспечиваются наличием пор, каналов, трещин, пустот в проходимых скважиной породах и (или) недостаточной устойчивостью (сопротивляемостью) пород к давлению столба жидкости в скважине, в результате чего возникает гидроразрыв пород, и в щели проникает жидкость.

Поглощающие пласты в бурящихся скважинах могут быть представлены пористыми, трещиноватыми и кавернозными породами. Пористые пес- чано-алевритовые породы имеют трещины и обладают поровой трещинной проницаемостью, трещиноватые породы имеют межзерновую пористость, а кавернозные породы разбиты микротрещинами различной раскрытости.

168

Проницаемость песчано-глинистых пород зависит от размеров пор, которые могут быть субкапиллярными, капиллярными и сверхкапиллярными. Соединяющиеся между собой поры образуют поровые каналы, являющиеся путями движения жидкости и газа.

В мелко- и среднезернистых песчаниках и алевролитах интенсивные

поглощения буровых растворов не

происходят, так

как образующаяся

при фильтрации раствора в пласт

глинистая корка

на стенке скважи-

ны имеет низкую проницаемость и препятствует проникновению раствора в пласт. В крупнозернистых песчаниках и алевролитах раствор фильтруется с большой скоростью. Еще больше раствор проникает в пласты конгломератов, имеющих каналы диаметром 1−5 мм и более.

Наиболее часто буровой раствор поглощается в карбонатных (обычно известняки) породах. Различаются известняки с первичной или вторичной пористостью и трещиноватые. К первым относятся мел, раковинные и коралловые известняки. Ко вторым − все известняки и доломиты, пористость которых является результатом последующего выщелачивания. Третью группу составляют известняки и доломиты, трещиноватость которых обусловлена процессами доломитизации, вызывающими сокращение объема породы, или тектоническими причинами.

Раковинные, коралловые известняки и мел имеют высокую пористость, но их пустоты не все сообщаются между собой, что снижает их проницаемость. Известняки со вторичной пористостью являются хорошими коллекторами. Различаются известняки мелкопористые, крупнопористые и кавернозные. Трещиноватые известняки также обладают высокой проницаемостью.

Аномально низкие пластовые давления (АНПД) приурочиваются к верхней части разрезов воздымающихся регионов, где пласты подвергнуты физическому и химическому выветриванию, размыты и переотложены в пониженные участки земной коры.

Погружение осадочных пород на большие глубины приводит к их уплотнению и отжатию поровых вод.

Область прогибания часто вовлекается в воздымание, и верхняя часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давления приводит к расширению их пустотного пространства за счет деформаций скелета. По указанным причинам давления в верхней части разреза могут установиться аномально низкими.

В областях, где осадконакопление происходило относительно медленно (платформа, плита и т.д.), породы за длительные геологические отрезки времени уплотняются и цементируются так, что при снятии нагрузки упругого разуплотнения плотных и крепкосцементированных пород почти не происходит. В таких районах основная причина возникновения АНПД − снижение температуры пород. К таким областям относятся, в частности, районы Урало-Поволжья (до 600−1500 м).

АНПД могут фиксироваться также в артезианских бассейнах. Такие случаи АНПД объясняются тем, что альтитуда устья скважины находится выше линии напора вод от области питания к области разгрузки.

Поглощение буровых и цементных растворов связано также с гидроразрывом пластов (ГРП). Физическая сущность и механизм гидроразрыва изучены главным образом в связи с выявлением возможностей увеличения продуктивности скважин. Давление разрыва и направление развития трещин зависят от вертикального и бокового горного давления, наличия ес-

169

тественной и искусственной трещиноватости, значения давления в поровом пространстве, пористости, проницаемости горных пород и вязкости жидкости разрыва, подачи насосов. Разрыв пласта сопровождается одновременно тремя явлениями: упругой и пластической деформацией горных пород, движением вязкой жидкости или суспензии по трещине, фильтрацией жидкости в горных породах.

ГРП в песчано-глинистых толщах прогибов и впадин на небольших глубинах происходят при давлениях столба бурового раствора, значи- тельно меньших геостатических давлений. С глубиной давления ГРП возрастают и на больших глубинах приближаются к геостатическому давлению. Подобное явление наблюдается и в районах спокойного залегания горных пород, где проявление тектонических напряжений маловероятно, и в районах напряженной складчатости. Возрастание давлений ГРП с глубиной различные исследователи объясняют по-разному.

По многим данным, боковые составляющие напряжений в породах σx, σy меньше вертикальной составляющей σz на значение коэффициента бокового распора a:

σx = σy = aσz.

Значение a зависит от коэффициента Пуассона ν для рассматриваемой породы.

Предполагается, что с глубиной под действием больших геостатиче- ских давлений и температур породы становятся более пластичными, и σx, σy

è σz постепенно выравниваются, что может обусловить увеличение давлений ГРП. Согласно этой точке зрения, образующиеся в пластах трещины гидроразрыва должны быть преимущественно вертикальными.

Рассмотренные причины ГРП при давлениях меньше геостатических позволяют объяснить многие особенности ГРП в осадочных толщах. Так, в монолитной однородной толще пород напряжения в приствольной зоне скважины почти не меняются, и для ее гидроразрыва необходимо создать давление в скважине, близкое или превышающее геостатическое. Если ствол скважины длительное время не закреплен колонной, то деформации глинистых пластов увеличиваются, напряжения в породах вблизи ствола скважины снижаются, что приводит к уменьшению давления ГРП.

На значение давления ГРП большое влияние оказывают реологические свойства жидкостей: чем больше значения динамического напряжения сдвига и структурной вязкости жидкости, тем при меньших давлениях возникают ГРП. Связано это с тем, что слабофильтрующиеся жидкости оказывают большее гидродинамическое давление на стенки трещин разрыва, чем менее вязкие и легко фильтрующиеся в породы жидкости.

Буровые и цементные растворы создают повышенное давление на пласт, что иногда приводит к ГРП и поглощению жидкости.

Буровые и цементные растворы по своим физическим, структурно-ме- ханическим свойствам в процессе расширения трещины значительно отли- чаются от жидкостей разрыва, применяемых в нефтедобыче. Они также являются вязкопластическими жидкостями, но имеют высокую водоотдачу.

Водоотдача

цементного раствора может быть в десятки раз боль-

ше водоотдачи

бурового раствора на водной основе.

Цементные растворы при наличии пористой (трещиноватой) проницаемой среды склонны не только отфильтровывать свою, но и пропускать

170

через себя постороннюю воду. Цементные растворы обладают способностью загустевать, схватываться и превращаться в прочный камень. Все эти свойства находятся в тесном взаимодействии между собой.

ГРП вызывают и другие технологические факторы. Так, спуск бурильного инструмента в скважину с повышенной скоростью приводит к возникновению дополнительных гидродинамических давлений в стволе скважины, что нередко является причиной раскрытия трещин в породах и поглощения бурового раствора.

Таким образом, на давления ГРП влияют как геологические особенности разрезов, так и технологические факторы. В таких условиях прогноз давления ГРП в бурящихся скважинах связан со значительными трудностями.

МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ

Данные о строении поглощающего пласта, его толщине и местоположении, интенсивности поглощения (водопроявления), размерах и направлении перетоков могут быть получены гидродинамическими, геофизическими методами исследований и с помощью отбора керна или шлама (рис. 7.1).

В зависимости от степени изученности разбуриваемой площади применяется один из двух комплексов исследований: оперативный или детальный.

Оперативный комплекс глубинных исследований включает: определение границ поглощающих пластов, их относительной приемистости и нали-

Рис. 7.1. Классификация методов изучения поглощающих пластов (по В.И. Крылову)

171

чия перетоков жидкости по стволу скважины из одного пласта в другой; определение фактического диаметра скважины в интервале поглощающего пласта с помощью каверномера и замер пластового давления глубинным манометром.

Для определения интенсивности поглощения бурового раствора существует несколько способов: один из них – по разности количества закачи- ваемого и выходящего из скважины бурового раствора. Однако это приближенный метод. Способ определения потери бурового раствора в процессе бурения более точен, так как при этом учитывается, кроме изменения объема жидкости в циркуляционной системе, избыточное давление на поглощающий пласт, что дает количественное значение интенсивности поглощения бурового раствора при определенном избыточном давлении.

ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ

Гидравлическое давление в скважине при выполнении различ- ных технологических операций в ходе бурения (спуск и подъем бурильной колонны, восстановление циркуляции, расхаживание турбобура в скважине, промывка и др.) постоянно изменяется. Значение изменения этого давления зависит от ряда факторов (скорости движения бурильной колонны, ее компоновки, конструкции скважины, показателей бурового раствора и др.). Поэтому одной из основных причин осложнений (поглощений) в скважине является превышение гидравлического давления в скважине над критическим его значением или снижение по сравнению с ним. В первом случае происходит гидравлический разрыв горных пород, во втором – возникают нефтегазоводопроявления.

Известно несколько работ для определения гидродинамического давления в скважине при движении колонны бурильных или обсадных труб.

Эти работы показали, что темп роста гидродинамического давления в скважине зависит от размера зазора между бурильным инструментом и стволом скважины, скорости спуска инструмента и показателей свойств бурового раствора. Прирост гидродинамического давления в скважине на каждые 1000 м глубины против гидростатического при спуске инструмента достигает 4,5–5,0 МПа.

В покоящемся буровом растворе гидростатическое давление не остается постоянным. Оно непрерывно изменяется из-за температурных колебаний, седиментационного, контракционного и фильтрационного процессов при одновременном нарастании структурно-механических свойств бурового раствора.

Забойное давление в глубоких скважинах. Одна из функций бурового раствора − создание гидростатического давления pã на забой и стенки скважины в целях предотвращения обвалообразований и газонефтеводопроявлений. Ограничением является недопущение гидроразрывов пластов и поглощения раствора.

Из основного уравнения гидростатики давление pã на глубине z определяется по формуле

pã = p0 + ρgz,

(7.8)

ãäå p0 − давление на свободной поверхности жидкости; ρ − плотность бурового раствора; g − ускорение силы тяжести.

172

В глубоких скважинах при высокой температуре плотность бурового раствора на водной и углеводородной основах значительно отличается от их плотности, замеренной на поверхности. Поэтому формула (7.8) особенно для глубоких скважин является неточной, поскольку буровой раствор в этих условиях становится и сжимаемым, и расширяющимся.

Плотность повышается по мере увеличения давления и уменьшается с ростом температуры. Эти два явления стремятся свести друг друга на нет, и поэтому это является основанием применения постоянных плотностей для расчета забойных давлений. Действительно, для скважины глубиной 2000 м с температурой на забое 55 °С и давлением 20,0 МПа плотность воды не превысит 986 кг/м3, это, вероятно, существенно не отразится на точ- ности расчетов и не является причиной возможных осложнений. Однако для скважины глубиной 6000 м с температурой на забое 190 °С и давлением 60,0 МПа плотность воды будет 910 кг/м3, это изменение плотности уже значительное. По мере увеличения глубины влияние температуры доминирует над влиянием давления; плотность раствора с глубиной уменьшается.

Самым распространенным «возмущающим» фактором, влияющим на гидростатическое давление, являются спускоподъемные операции. Замеры, снятые сразу же после остановки инструмента с трубным испытателем пластов, показали, что фактическое гидростатическое давление превышает расчетное при спуске труб и, наоборот, оказывается меньше при их подъеме. Во время остановки происходит плавное снижение или повышение забойного давления. Время релаксации напряжений до некоторого конечного значения составляло 60−120 мин.

Измерения забойных давлений в скважинах, вскрывших хорошо проницаемые пласты, показывают, что через несколько десятков минут гидростатическое давление становится почти равным пластовому при сохранении положения уровня бурового раствора на устье скважины.

Фактическое гидростатическое давление в скважине, заполненной вязкопластической или вязкоупругой жидкостью, не соответствует расчетному. Отклонения гидростатического давления от расчетного могут иметь как положительное, так и отрицательное значение, что вызвано влиянием температуры, давления, показателя фильтрации, контрак-

öèè,

возмущающих факторов, обусловленных

движением труб вниз

èëè

вверх, перетоками бурового раствора из

затрубного пространства

в трубы, взрывами торпед и т.д. Эти отклонения могут иметь высокое зна- чение, вполне достаточное для гидроразрыва пласта и ухода бурового раствора.

Определение гидродинамических давлений. Спуск или подъем бурильной и обсадной колонн осуществляют трубами и свечами. Процесс этот, безусловно, инерционный и осуществляется в жидкостях, обладающих разной реологической характеристикой (вязкая, вязкопластическая и вязкопластичноупругая жидкости и т.д.). Спускаемая колонна по отношению к стволу скважины всегда находится в эксцентричном положении. При этом практически всегда имеют место фильтрационные процессы (за исключе- нием движения труб в обсаженном стволе), вплоть до частичного или даже полного поглощения бурового раствора. При этом надо считаться с тем, что фильтрация воды из раствора в пласт обусловливает появление пристенного слоя с минимальной вязкостью.

Процесс спуска или подъема прерывистый, и в зависимости от вре-

173

мени тиксотропные буровые растворы существенно меняют структурномеханические свойства.

Для скважины со сравнительно большим объемом и значительной глубиной существенное влияние на гидродинамические давления оказывают сжимаемость бурового раствора и объемная прочность.

В основу теоретических решений по определению гидродинамических давлений положено то, что движение колонны с открытым или закрытым нижним концом обусловливает движение жидкости в кольцевом пространстве и трубах, которое возникает в результате двух причин:

вязкая или вязкопластическая жидкость увлекается наружной и внутренней поверхностями труб, движущихся со скоростью uò;

жидкость, вытесняемая трубами, течет по кольцевому пространству и в трубах.

Для движения колонны труб с постоянной скоростью в вязкой жидкости задача решалась рядом исследователей (Л.С. Лейбензон, А.М. Пирвердян, С.М. Тарг и др.).

Н.А. Гукасов предложил упрощенную формулу, в которой раздельно учтены силы вязкости и пластичности:

p

=

uòl

 

 

1

 

 

+

0l

,

(7.9)

ä

 

R22

(1 + r2)ln

1

−(1 − r2)

 

R2 R1

 

 

 

 

r

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ãäå pä − давление под долотом; η − структурная вязкость; uò − скорость движения колонны труб; l − длина колонны труб; R1, R2 − соответственно радиус трубы (внешний) и скважины; r − внутренний радиус бурильных труб; τ0 − динамическое напряжение сдвига.

Так как и спуск, и подъем инструмента совершаются с переменной скоростью, то помимо сил вязкостного трения необходимо учитывать инерционные силы.

Давление, обусловленное изменением скорости перемещения труб, определяют по формуле

p = ρ

dv

l,

(7.10)

í dt

ãäå dv − изменение скорости во времени (ускорение).

dt

При расчете инерционной составляющей при спуске труб принимается во внимание характер разгона в зависимости от характеристики буровой установки и веса колонны труб в жидкости с учетом отношения площади сечения труб и площади кольцевого пространства скважины.

Известны инерционные «поправки» Я.М. Расизаде, Н.А. Гукасова; инерционную составляющую оценивают так, как это принято при определении давления гидравлического удара, возникающего вследствие резкого изменения скорости движения труб, а следовательно, и жидкости в затрубном пространстве скважины:

p = ±c

ρ∆u

Sò

,

(7.11)

â

ò

S

 

ãäå câ − скорость распространения возмущения по затрубному пространст-

174

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в папке Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин