книги / Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали
..pdf
|
ЕЛ... = Л |
+ Л/д + ЛъТ + Л/т, |
(5.28) |
|
где |
„ |
_ Рб/рбн |
(5.29) |
|
|
д |
Ъ 2 и г ' |
||
|
|
|
||
|
_ |
|
‘^2^УЕТРб/рбн |
(5.30) |
|
Р УБТ= |
,5 |
||
|
|
|
«ви/УБТ |
|
|
„ |
|
■^2^6/тРб/рбц |
(5.31) |
|
Р<*- |
.5 |
||
|
|
|
«вн/б/т |
|
где Л/д - перепад давления в забойном двигателе, определяется по его технической характеристике в зависимости от величины QH- количества прокачиваемого бурового раствора, м3/с.
Рб/р - плотность бурового раствора, кг/м3; р = 0,9 [49];/ыа- сум
марная площадь насадок долота, м2; /увт, /б/т- длина УБТ, буриль ных труб, м; dBil/VBT, </вн/б/т - внутренние диаметры УБТ, бурильной трубы; Кг = 0,024 [49].
Если принять, что ХЛ„ равно Рэкв - эквивалентному давлению внутри бурильной колонны, имеющей постоянный внутренний диа метр dm на всей длине колонны, то формулу dl™ можно записать в виде:
(5.32)
dm “ V 2 Л »
где L - длина бурильной колонны, L = /уд + /увт + /®г- сумма длин за бойного двигателя, УБТ, бурильных труб. Определение Л/£.н произ водится в следующей последовательности - по формуле (5.27) на ходится Уж в зоне забойного двигателя, УБТ, бурильных труб, пред варительно задаваясь величиной Л>. Далее определяется эквивалент ное количество Q^3KBвытесняемой в кольцевом пространстве буро вого раствора по формуле:
Q H/зкв ~ Р у / п ' ^ЭКВ 5 |
(5.33) |
111
где Fyjn - площадь сечения кольцевого пространства, м2; в соответ ствующей зоне элемента бурильного инструмента.
- Величина эквивалентного давления в кольцевом пространстве определяется по формуле (5.11).
= |
(5.34) |
как сумма давлений, гидравлических сопротивлений при движении (вытеснении) жидкости в кольцевом пространстве.
Найденное значение Ц РЙ должно удовлетворять условию (5.26):
Z r tS - Р й ». S (Рр=»р + Рщ.) - Р «СГ, |
(5.35) |
где Ррепр - заданное значение допустимой репрессии на пласт на
глубине скважины - 1; |
~ гидродинамическая составляющая |
|
репрессии на пласт. |
|
|
Рассмотрим пример. Требуется определить |
при спуске бу |
|
рильного инструмента в скважину и проверить выполнение требо вания условия (5.35) при следующих исходных данных.
Глубина скважины L = 3100 м (скважина вертикальная). Состав компоновки бурильного инструмента (КНБК-1) - долото 0 0,2159 м; диаметр насадок в долоте - 11 мм, количество насадок - 3; суммар ная площадь насадок долота -/ыд = 285-10-6 м2; диаметр УБТ - dy^r = = 0,178 мм; внутренний диаметр УБТ dBi^yET = 0,0714 м; длина УБТ, / у б т = 150 м; диаметр бурильных труб - d Tp = 0,127 м, внутренний диаметр </В|Лр = 0,108 м. Количество прокачиваемого бурового рас твора QH= 0,035 м3/с; плотность бурового раствора р&р - 1200 кг/м3. Способ бурения - роторный. Пластовое давление, Рт = 33,48 МПа, давление гидророазрыва пласта - Рг/р=51,15 МПа. Расчетное дав ление гидроразрыва пласта с учетом коэффициента безопасности Кб= 1,05, равно
^ ' = т ^ =48’71МПа- |
(5-36) |
Гидростатическое давление столба бурового раствора |
= 0,01 х |
х 1,2-3100 = 37,2 МПа.
112
1.Для определения dl™ находятся:
-по формуле (5.29)
|
|
1200 0,0352 |
111>71кжтт |
|
|
|
Р д = -------—----------- — = 11,17 МПа; |
|
|||
|
2 |
0,92(285 |
10'6) |
|
|
- по формуле (5.30) |
|
|
|
||
Р у б т |
_ 0,024 • 0,15 • 103 • 1,2• 103 • 0,035: |
|
|||
= |
0,0714 |
= 2,85 МПа; |
|
||
|
|
|
|
||
- по формуле (5.31) |
|
|
|
||
Рб/т - |
0,024 - 2,95 -103 • 1,2• 103 • 0,0352 = 7,08 МПа. |
|
|||
|
|
0,1085 |
|
|
|
Суммарная величина потерь давления внутри бурильной колон |
|||||
ны составит: |
|
|
|
|
|
|
Е Р „ = 11,17+ 2,85 + 7,08 = 21,1 МПа. |
(5.37) |
|||
По формуле (5.32), имеем: |
|
|
|
||
d 3KHB= |
1 , 2 П0^-3,М03 0,0352 = 0>0877 м (877 мм). |
(5.38) |
|||
2. Определяется Уж в 3°не УБТ и бурильных труб по формуле |
|||||
(5-27). |
|
|
|
|
|
В данном примере |
задается равной 2,5 м/с, к0 = 0,45 |
|
|||
Уъквмьтг=|о,4I 0,45 + |
0,1782-0,08772 |
•2,5 = 3,77 м/с; |
|||
|
|
||||
|
0,21592 - 0,1782 + 0,08772 |
|
|||
Кэм/б/г = 10,45 + |
0,1272 - 0,08772 |
2,5 = 1,68 м/с. (5.39) |
|||
|
|
||||
|
0,21592 -0,1272+ 0,08772 |
|
|||
113
3. Определяется Й " к«/уст в зоне УБТ и Й *дег в 30не буриль ных труб
б^квЛ^ЕГ = 0»785(о,21592 - 0,1782) • 3,77 = 0,0442 м3/с;
Q ^ KB/6fT= 0,785 (о,21592 - 0,1272) • 1,68 = 0,040 м3/с. (5.40)
4.Определяются эквиваленты давления в кольцевом простран
стве в зоне УБТ - |
и в зоне бурильных труб - |
по фор |
|||
муле (5.11): |
|
|
|
|
|
|
0,04 • 1,2 • |
10 • 0,15 • 10 • 0,0442 |
= 1,63 МПа; |
|
|
|
|
|
|
||
|
’ (0,2159- 0,178)3(0,2159 + 0,178): |
|
|
||
п к/п |
0^04• 1,2• |
103• 2,95 • 103• 0,0402 |
= 2,73 МПа. |
(5.41) |
|
■* эки/б/г |
’ (0,2159- 0,127)3(0,2159 + 0,127)2 |
|
|
||
Суммарное эквивалентное давление в кольцевом пространстве |
|||||
скважины |
|
|
|
|
|
|
£ / ^ пв = 1,63 + 2,73 = 4,36 МПа. |
|
(5.42) |
||
- 5. Проверяется выполнение условия |
^ Ртш* |
|
|
||
Принимая Ррепр= 6,0 МПа, по формуле (35) имеем |
|
|
|||
|
= (6,0 + 33,48) - 37,2 = 2,28 МПа. |
|
(5.43) |
||
Л/дин2 по формуле (5.22) равно |
|
|
|
||
|
рптч = 48,71-37,2 = 11,51 МПа. |
|
|
||
Полученное значение |
= 4,36 МПа оказалось больше, чем |
||||
Л/днн, и меньше, чем РГ/ЮШ2 ■В результате принимается - если на глу бине Я, = 3100 м вскрывается продуктивный пласт при допустимом значении Рг/диН1 = 2,28 МПа, то для выполнения условия (5.34) сле
дует уменьшить В случае если на данной глубине продук тивный пласт не вскрывается, то режим промывки скважины может быть проведен при Pr/Wi,2 = 9,39 МПа, т. е. при значительном увели
чении QHи Vjp с проверкой на совместимость условий бурения вы шележащих горизонтов и на недопустимость гидроразрыва пласта.
114
Таблица 5.6
Гидродинамическая составляющая давления на пласт при спуске в скважину бурильной колонны с открытым (закрытым) нижним концом
№ |
Состав бурильной колонны Расчетный эквива |
Параметры режима тече- |
Гидродинамическое давление, МПа |
КНБК |
лентный диаметр |
ния бурового раствора в |
|
|
4>ке> М |
кольцевом пространстве, |
Скорость спуска бурильной колонны, |
|
|
в зоне УБТ/бур. труб |
м/с |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
|
|
РуБТ/экв |
|
|
|
^экв/б/т |
|
КНБК-1 |
|
|
|
Долото 0 2159 мм; |
|
|
|
диаметр насадки в долоте |
0,0877 (87,7 мм) |
|
|
da—11 мм, |
|
|
|
открытый конец |
|
|
|
количество насадок - 3; |
|
|
|
бурильной колонны |
|
|
|
УБТ 0178 мм, длиной 150 м; |
рк/п |
|
|
бурильные трубы диаметром |
|
*■эка/УБТ |
127x9,19 мм длиной 2950 м
Р«1/б/т
0,5 |
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
- |
1,508 |
2,262 |
3,016 |
3,77 |
- |
0,672 |
1,008 |
1,344 |
1,68 |
- |
0,0176 |
0,0265 |
0,0353 |
0,0442 |
- |
0,016 |
0,024 |
0,032 |
0,040 |
- |
0,258 |
0,586 |
1,04 |
1,63 |
- |
0,437 |
0,983 |
1,747 |
2,73 |
- |
0,695 |
1,569 |
2,787 |
4,36 |
|
|
|
Таблица 5.7 |
№ |
Состав бурильной колонны Расчетный эквива |
Параметры режима тече- |
Гидродинамическое давление, МПа |
КНБК |
лентный диаметр |
ния бурового раствора в |
|
|
4 > к .|М |
кольцевом пространстве, |
Скорость спуска бурильной колонны, |
|
|
в зоне УБТ/бур. труб |
м/с |
1 |
2 |
КНБК-2 Долото 0215,9 мм;
диаметр насадки в долоте
2
11 мм, количество насадок - 6; УБТ 0178 мм, длиной 150м; бурильные трубы диаметром
127x9,19 мм длиной 2950 м
|
|
0,5 |
3 |
4 |
5 |
|
РуБТ/экв |
- |
|
^экв/6/т |
- |
|
Т |
- |
0,0970 (97,0 мм) |
|
- |
открытый конец |
e i * |
|
|
/ ’эю/УВТ |
- |
|
•РЙ о/6/г |
- |
|
|
- |
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
б |
7 |
8 |
9 |
1,364 |
2,046 |
2,728 |
3,41 |
0,616 |
0,924 |
1,232 |
1,54 |
0,016 |
0,024 |
0,032 |
0,040 |
0,0147 |
0,022 |
0,0293 |
0,0368 |
0,214 |
0,481 |
0,854 |
1,33 |
0,369 |
0,826 |
1,465 |
2,31 |
0,583 |
1,307 |
2,319 |
3,54 J |
|
|
|
|
|
|
Таблица 5.8 |
||
|
|
|
Гидродинамическое давление, МПа |
|||||
№ |
Расчетный |
Параметры режима тече |
|
|
|
|
|
|
ния бурового раствора в |
Скорость спуска бурильной колонны, |
|||||||
Состав бурильной колонны эквивалентный |
||||||||
п/п |
кольцевом пространстве, |
|
|
м/с |
|
|
||
|
диаметр |
в зоне УБТ/бур. труб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
0,5 |
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
|
1 2 3
3 |
|
|
КНБК-3 |
|
|
Долото 0215,9 мм; |
Закрытый нижний |
|
Обратный клапан; |
||
конец бурильной |
||
УБГГ 0178 мм, длиной 150 м; |
||
колонны |
||
бурильные трубы диаметром |
||
|
||
127x9,19 мм длиной 2950 м |
|
___________1________________
4
У УБТ/экв
^эга/бУг
Q Z УНТ
/’ «о/УБТ
Р Й /б /г
Е Р Й
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1,29 |
2,60 |
3,86 |
5,14 |
6,43 |
0,49 |
0,98 |
1,47 |
1,96 |
2,45 |
0,0151 0,0304 0,04524 0,0602 0,0753
0,00116 0,0233 0,035 0,0466 0,0583
0,19 |
0,77 |
1,707 |
3,02 |
4,73 |
0,0023 0,926 2,090 3,705 5,80
0,1923 1,696 3,797 6,725 10,53
Анализ данных показывает, что при спуске в скважину бурильной
колонны с обратным клапаном (КНБК-3) |
резко возрастает. Для |
принятых условий расчета допустимая скорость спуска колонны труб не превышает 1,2 м/с, в то время, как при спуске бурильной колон
118
ны с долотом, имеющим шесть насадок с диаметром II мм ^ рав но 2,2 м/с. На рис. 5.1 линия 4 соответствует значению допустимого гидродинамического давления на пласт, равное 2,28 МПа.
Условие (35), при необходимости увеличения V ^ может быть достигнуто путем увеличения диаметра и числа насадок в долоте, регулированием другими факторами, влияющими на процесс. Сле дует отметить, что применение забойных двигателей в сочетании с гидромониторными долотами требует резкого уменьшения V^. При этом необходимо, чтобы давление в долоте не превышало перепада давления в двигателе во избежание ухода части потока бурового ра
створа через ниппель забойного двигателя. |
|
В [58] приводится формула для определения |
в виде: |
|
(5.44) |
где # с - средневзвешенное по глубине значение диаметра скважи
ны, м; а, Ь - коэффициенты при = 0,588 (DT- диаметр бурильной
трубы, равный 127 мм, Д. = 215,9 мм), а = 8,43, Ъ= 3,1; т|, т0 - струк турная вязкость и динамическое напряжение сдвига бурового раство ра (Па-с), (МПа-10'7); L - глубина скважины, м; ДРпр - гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве скважины при промывке, МПа; Рт - пластовое давление, МПа; р - коэффициент безопасности (при #>2500 м - глубина скважины по вертикали, Р = 0,05).
5.6.Двухканальная циркуляция раствора в скважине
Одним из эффективных методов уменьшения репрессии на пласт (уменьшение гидравлических сопротивлений в кольцевом простран стве скважины в процессе бурения (промывки)), может явиться ис пользование системы двухканальной циркуляции раствора [59, 60]. Сущность метода заключается в направление потока восходящего раствора в кольцевом пространстве по двум каналам (рис. 5.2).
Так как наибольшие по величине гидравлические сопротивления
ЕРгелр в процессе бурения (промывки) имеют место на более глубо
ком интервале ствола скважины, т. е. при вскрытии продуктивного пласта, то следует использовать систему двухканальной циркуляции раствора.
119
Рис. 5.2. Схема двухканальной циркуляции буровогораствора в наклонной скважине с большим отклонением от вертикали:
1 - промежуточная обсадная колонна
0 339,7 мм; 2 - эксплуатационная (проме жуточная) колонна 0 244,5 мм; 3 - муфта ступенчатого цементирования МСЦ1-245; 4- ствол скважины; 5 - долото 0 215,9 мм; 6 - восходящий поток бурового раствора с производительностью Q,,; 7- КНБК; 8 - бурильная колонна
120