Обеспечение полного выноса выбуренной породы осыпающихся частиц на повыерхность скорость восходящего потока бурового раствора должна составлять Vв=0,9-1 м/с при роторном бурении, а при турбинном – 1,1-1,2 м/с.
Задания
Оценить, обеспечивается ли полный вынос выбуренной породы и осыпающихся частиц на поверхность при следующих условиях: способ бурения – турбинный, диаметр долота, диаметр бурильных труб и подача насосов см. в табл.3. Сделать выводы и рекомендации.
V=dcp2*0.785*L= 0.492*0.785*240 =45.7 м3
Рис. 2. Зависимость параметров расхода бурового раствора, требуемого для качественной очистки ствола скважины
Прихваты
Величина прижимающей силы, действующей на бурильную или обсадную колонну при возникновении дифференциального прихвата равна:
(1)
МПа
где pбр – гидростатическое давление бурового раствора; hпзδ – площадь контакта, м2; hпз – мощность проницаемой зоны, м; δ – толщина глинистой корки, мм; f – коэффициент трения между стальной бурильной трубой и глинистой коркой.
Допустимая величина натяжения для освобождения прихваченной бурильной колонны определяется из условия, что материал труб не может быть подвергнут напряжениям, равным пределу его текучести. Расчет допустимого натяжения Pдоп производится по формуле:
, (2)
МПа
где σт - предел текучести материала труб, МПа; F - площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м2; k - коэффициент запаса прочности, определяющий степень износа труб. Принимается равным 1,2-1,3.
Суммарный объем нефти для ванны Q определяется по формуле:
, (3)
м3
где К - коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D - диаметр долота, м; dн, dв - наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м; Н – длина интервала прихвата, м; h - расчетная высота подъема нефти выше зоны прихвата, м; назначается для нивелирования возможной ошибки определения верхней границы прихвата. h принимается равной 50 - 100 м; h1 - высота столба резервного объема нефти в бурильных трубах, м (в резерв определяют до 3-5 м3 нефти).
Объем продавочной жидкости для продавки жидкого агента ванны:
, (4)
=2,1 м3
Максимальное давление на манометре насоса при закачке жидкого агента, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а трубы заполнены нефтью:
(5)
МПа
где pг – давление на преодоление гидравлических сопротивлений:
(6)
МПа
Задания
1. Определить величину прижимающей силы дифференциального прихвата в проницаемой зоне заданной мощности.
2. Рассчитать величину максимального натяжения колонны прихваченных бурильных труб.
3. Рассчитать объем нефтяной ванны для ликвидации прихвата в заданном интервале.
Практическое занятие 3. Инженерные расчеты по предупреждению и ликвидации флюидопроявлений.
Флюидопроявления
Относительное давление в пласте определяется из выражения:
, (1)
МПа
Плотность бурового раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного горизонта определяется:
, (2)
кг/м2
где kp – коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым, величина которого выбирается в зависимости от глубины H залегания горизонта: kp =1,15-1,2 при H<1200 м, kp =1,05-1,1 при H>1200 м.
Значение плотности бурового раствора, необходимое для создания противодавления на пласт, можно вычислить также из выражения:
, (3)
кг/м2
где Δp- требуемая величина превышения гидростатического давления над пластовым (в расчетах принимается 2,5 Мпа).
Давление необходимое для начала движения бурового раствора в кольцевом пространстве:203760
, (4)
где L – длина бурильной колонны, м, θ – СНС бурового раствора, заполняющего скважину, Па, D – диаметр скважины, м, d – диаметр бурильных труб, м.
Оценка плотности флюида поступившего в скважину:
, (5)
кг/м2
где pу – давление на устье скважины в затрубном пространстве; pн – давление в нагнетательной линии насосов; hф – (2000м) длина столба флюида, которую находят по объему поступившего в скважину флюида, равного объему вытесненного бурового раствора и по площади сечения кольцевого зазора.
Задания
1. Определить относительное пластовое давление.
2. Определить плотность раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного пласта.
3. Определить плотность раствора для предупреждения выброса при вскрытии продуктивного пласта с учетом необходимого превышения над пластовым давлением гидростатического в 2,5 МПа.
4. Определить давление, необходимое для начала движения глинистого раствора в кольцевом пространстве при подъеме бурильной колонны от кровли продуктивного пласта.
5. Оценить вид флюида, поступившего в скважину.