книги / Справочник мастера по сложным буровым работам
..pdfвзаимосвязь будет усиливаться, т. е. увеличение то растворов, применяе мых для борьбы с поглощениями, является малоэффективным. Лучших результатов можно добиться, применяя растворы высокой вязкости.
Оптимальные буровые растворы для прохождения зоны поглоще ния — вязко-упругие и дилатантные жидкости. При прокачивании таких жидкостей в затрубном пространстве возникают малые сопротивления. При движении их в каналах пласта сопротивление резко возрастает по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне скважины. К вязко-упругим жидкостям относятся слабые растворы неко торых полимеров, например: полиакриламида, полиоксиэтилена, сульфатполивинилового спирта и др.
Растворы полимеров при движении в пористой среде обладают спо собностью уменьшить проницаемость породы вследствие адсорбции поли мера породой.
С целью своевременного выявления начала поглощения бурового рас
твора необходимо постоянно следить за состоянием |
циркуляции |
буро |
||||||||
вого раствора и уровнем его в приемных емкостях. |
|
|
|
|
||||||
В случае частичной потери циркуляции (при |
соблюдении |
изложенных |
||||||||
рекомендаций) следует ввести наполнители или |
увеличить их |
концентра |
||||||||
цию в буровом растворе. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
При полной потере циркуляции бурильную колонну необходимо при |
||||||||||
поднять |
от забоя |
на |
25—30 м |
и проследить за положением уровня |
||||||
в стволе, |
периодически |
доливая |
буровой |
раствор в затрубное |
простран- |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
5.1 |
||
|
|
|
Растекаемость в см при добавке |
наполнителей в |
% |
|||||
Наполнитель |
|
2,5 |
5 |
7,5 |
10 |
12,5 |
|
15 |
||
|
|
|
|
|||||||
Кожа «горох» |
|
22 |
21 |
18 |
17 |
12 |
9,5 |
|||
|
20 |
18 |
14 |
11 |
9 |
|
|
— |
||
|
|
|
|
|
||||||
Кордовое волокно |
|
23 |
18 |
15 |
13 |
10 |
|
8 |
||
|
20 |
17 |
12 |
10 |
— |
|
|
— |
||
|
|
|
|
|
||||||
Слюда |
|
|
23 |
22 |
20 |
19 |
18 |
|
15 |
|
|
|
20 |
18 |
17 |
15 |
12 |
|
11 |
||
|
|
|
|
|||||||
Целлофан |
|
|
19 |
12 |
__ |
.. |
__ |
|
|
____ |
|
|
15 |
10 |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Керамзит |
|
|
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
|
|
25 |
|
|
22 |
21 |
20 |
20 |
19 |
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
||||||
Резиновая крошка |
|
25 |
24 |
23 |
23 |
16 |
|
|
— |
|
|
22 |
20 |
18 |
16 |
15 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||||
П р и м е ч а н и е . |
В |
числителе |
указана |
растекаемость |
глинистого |
раствора, |
||||
исходная вязкость которого равна 25 с по СПВ-5. а в знаменателе — 50 с |
по СПВ-5- |
|||||||||
181
ство, Если циркуляция не восстанавливается, то колонну бурильных труб надо поднять в башмак промежуточной колонны. В приемной емкости одного из буровых насосов подготовить глинистый или другой тампон, спустить колонну бурильных труб в скважину и закачать приготовленный тампон. После закачивания тампона бурильный инструмент следует под нять в обсаженный колонной ствол скважины и оставить его в покое на 6—12 ч.
После истечения срока остановки бурение скважины надо продол жить роторным способом с добавкой в буровой раствор инертных напол нителей.
Для обеспечения нормальной работы буровых насосов при закачива нии в скважину тампонов, представляющих смесь бурового раствора и наполнителей, растекаемость смеси по конусу АзНИИ должна быть не
менее 10—12 см (табл. 5.1). |
|
|
Если применение упомянутых |
мероприятий не |
позволит предотвра |
тить поглощения и обеспечить проводку скважин |
до заданной глубины, |
|
то следует проводить специальные |
работы по уменьшению эффективного |
|
сечения каналов ухода бурового раствора в пласт путем увеличения на полнителей в растворе, закачки «мягких» пробок, быстросхватывающихся и других тампонажных примесей, а также путем спуска в скважину пе рекрывающих устройств, хвостовиков и т. д.
5.2.2.Регулирование гидродинамического давления
вскважине
В общем случае для предотвращения поглощения необходимо, чтобы в процессе бурения, спуско-подъемных операций, проработки, восстанов ления циркуляции и других операций в скважине гидродинамическое дав ление столба бурового раствора в любом сечении открытого ствола было не больше давления открытия поглощений, т. е.
Ргд = |
Рот + АРг ^ |
Рп, |
|
(5.2) |
|
где рГд — гидродинамическое |
давление в затрубном |
пространстве |
ствола |
||
скважины выше зоны поглощения, МПа; |
рст — гидростатическое |
давле |
|||
ние столба бурового (тампонажного) раствора, МПа; |
Дрт— прирост гид |
||||
родинамического давления |
в |
затрубном |
пространстве скважины |
выше |
|
зоны поглощения за счет потерь давления на гидравлические сопротив ления при циркуляции раствора, выполнении различных операций и бу рении, МПа; рп —давление открытия поглощений, МПа.
Так как
|
Рст = gpL-10 -6 = g (Ро + |
д р) i . ю - 6 ; |
|
(5.3) |
|
|
|
Рп — а п Т , |
|
|
(5.4) |
то условие предотвращения поглощения запишется в виде |
|
|
|||
|
|
«п-Ю6—gpo> p - l 0 6gAp, |
|
(5.5) |
|
где g — ускорение |
свободного падения, |
м/с2; р — средняя |
(истинная) |
||
плотность |
не очищенного от шлама и свободного от газа |
бурового рас |
|||
твора в |
затрубном |
пространстве скважины (замеренная |
при |
выходе из |
|
182
скважины |
и пересчитанная на истинную), |
кг/м3; |
L — глубина |
залегания |
|||
поглощающего пласта, |
м; р0 — плотность |
|
(истинная) исходного |
бурового |
|||
раствора, |
кг/м3; |
Др— прирост плотности |
исходного бурового раствора за |
||||
счет насыщения |
его выбуренной породой, |
кг/м3; |
ап — градиент |
давления |
|||
открытия |
поглощения, |
МПа/м; |3 — градиент |
прироста гидродинамиче |
||||
ского давления бурового раствора в затрубном пространстве скважины выше зоны поглощения, равный ЛрГд/Ь, МПа/м.
Неравенство (5.5) связывает основные горно-геологические и режим но-технологические параметры бурения, характеризующие как физико-ме ханические и реологические свойства породы и флюида, так и реологию буровых растворов, геометрические размеры инструмента и ствола, ско рость углубления скважин.
5.2.3. Определение градиента давления открытия поглощений
При наличии в пласте естественных каналов давление открытия по глощений
Рп = |
Рн — Рил &Рк |
(о -6) |
или |
ан = "Ф“Ь Ро > |
(5-7) |
|
||
где рал — пластовое давление, |
МПа; Дрк — потеря давления |
на гидрав |
лические сопротивления при движении бурового раствора в каналах пла
ста, |
МПа; ан — градиент |
давления открытия поглощений |
в отложениях |
||
с естественными каналами, равный рнД, |
МПа/м; ф — градиент |
пласто |
|||
вого |
давления, равный |
рПл/Д МПа/м, |
[30 — отношение, |
равное |
Дp,JL, |
МПа/м.
Естественные каналы в пласте представлены различными формой и размерами и простираются в разных направлениях, а применяемые буро вые растворы — разными типами жидкостей (от ньютоновской до вязко пластичной). В связи с этим для определения гидродинамических сопро тивлений могут применяться и„ различные формулы (Дарси, Дарси—Вейс- баха, Воларовича—Гуткина и др.).
Но так как характеристика естественных каналов не известна, вели чину потерь давления Дрк определяют опытным путем.
При значительном раскрытии каналов можно принять Дрк=0. Тогда , рн=рпл, ан=ф. При рГд>Рпл буровой раствор по естественным каналам будет двигаться в пласт, а при рСт<рпЛ флюид будет поступать в ствол скважины. При малом раскрытии каналов Дрк достигает значительных величин.
Давление образования искусственных каналов, т. е. давление гидро
разрыва |
пласта [42], |
|
|
|
|
или |
|
Рп = Ргр — Р б Рил + Ро |
(5 .8) |
||
|
а = ф (1 _ Я) + |
Я£Рп. ю -e + ф, |
(5.9) |
||
|
|
||||
где ре — боковое |
давление массива |
горных |
пород, МПа; ро — давление |
||
разрыва |
скелета |
породы, МПа; а — градиент |
давления |
гидроразрыва пла |
|
ста, равный ред/L, МПа/м; Я— коэффициент бокового |
распора; рп — сред- |
||||
183
няя |
плотность массива вышележащих пород, кг/м3; ф — отношение, рав |
ное |
po/L, МПа/м. |
Боковое давление находят по формуле |
|
|
Рб = |
^Рс = ^ (Рг Рпл) * |
(5*1 0) |
где рс — скелетное давление, |
МПа; рг — геостатическое давление |
горных |
пород, МПа. |
|
|
Коэффициент бокового распора |
|
|
|
Я=р/(1 — р) |
(5.11) |
(р — коэффициент Пуассона).
Геостатическое давление определяют по уравнению
Рг=£Рп£*10“ в.
Для разрезов, представленных плотными толщами (непродуктивными
хемогенными отложениями |
и другими комплектами, для которых рпл=0 |
||
и ф = 0), градиент давления |
гидроразрыва |
пласта, как |
видно из формулы |
(5.9), имеет вид |
|
|
|
® = А£р1г10-в + |
Я>* |
(5.12)» |
|
Для пород с развитой системой неспаянных трещин давление раз |
|||
рыва скелета породы ро=0. В этом случае |
|
|
|
а = |
ф(1 — Х) + Xgpn-lO-6. |
(5.13) |
|
Для высокопластичных хлористых калийно-магниевых солей (бишофитов, карналлитов и др.), встречающихся в разрезе некоторых место рождений Днепровско-Донецкой впадины, Поволжья и других районов,
коэффициент Пуассона |
равен 0,5, |
а следовательно, ^,= 1. |
Для таких от |
ложений можно также |
принять |
ф = 0 и ср=0. Тогда |
в соответствии |
с уравнением (5.9) при бурении в отложениях высокопластичных солей
градиент давления гидроразрыва |
пласта можно записать в |
виде |
а = |
8Рп' Ю- в , |
(5.14) |
т. е. он равен градиенту геостатического давления.
Из изложенного видно, что для определения градиента давления гидроразрыва пласта на заданной глубине скважины необходимо знать следующие параметры: давление (или его градиент), коэффициент Пуас сона для горных пород, среднюю плотность горных пород и давление разрыва «скелета» породы.
Пластовое давление флюида для непродуктивных толщ можно при нять равным нормальному гидростатическому
п
|
8 ' 10 |
6 |
^ |
1в1рВ( |
(5.15) |
Рпл — |
п |
1 = 1 |
L, |
||
|
|||||
|
|
X |
|
i |
|
где In i — мощность i-ro |
пропластка |
с |
одинаковой плотностью |
пластовых |
|
вод, м; рв i — плотность |
пластовой |
воды |
i-ro пропластка в пластовых ус |
||
ловиях, кг/м3. |
|
|
|
|
|
184
Для продуктивных или перспективных в нефте-газоносном отношении отложений пластовые давления необходимо принимать по данным заме ров начального давления в разведочных скважинах и текущего давления в добывающих. Аномально высокие пластовые давления могут быть про гнозированы известными методами.
Коэффициент Пуассона для горных пород, слагающих вскрытые скважинами разрезы, изменяется в широких пределах.
Коэффициент Пуассона р |
|
|
|
для породы: |
0,10—0,20 |
ангидриты |
0,30—0,40 |
глинистые сланцы................. |
|||
алевролиты ........................ |
0,20—0,30 |
глииы пластичные . . . . |
0.35—0,45 |
и звестн як и ........................ |
0,15—0,35 |
каменная с о л ь .................... |
0,40—0,45 |
песчаники........................... |
0,25—0,35 |
бишофит................................... |
0,50 |
Значения коэффициента Пуассона могут быть определены или уточ нены по формуле (5.9), если известна величина градиента давления гидро разрыва и другие параметры.
Средняя плотность горных пород
п
У! Pnf^n:
|
|
Рп |
1— 1 |
|
(5.16) |
|
|
п |
|
||
|
|
|
S ' ™ |
|
|
где рп < Ini — соответственно |
плотность |
и мощность t-го |
пропластка од |
||
нородной горной породы. |
|
|
|
||
|
Мощность пропластков различного литологического состава выбирают |
||||
из |
сводного |
геологического |
разреза |
месторождения |
или площади, |
а в |
бурящейся |
скважине — по данным |
промыслово-геофизических иссле |
||
дований.
Плотность горных пород колеблется в широких пределах и опреде ляется в лабораторных условиях по данным плотностного или акустиче ского каротажа.
Плотность горных |
пород, |
кг м3: |
1850—2150 |
песок...................................... |
|
песчаник............................... |
2000—2770 |
г л и н а ...................................... |
1590—2470 |
глинистые сланцы |
. . . . 1950—2850 |
и зв естн я к ............................ |
1800—2650 |
м ел ......................................... |
1960—2400 |
д о л о м и т ............................... |
2630—2680 |
ангидрит............................... |
2900—2960 |
каменная с о л ь ................. |
2000—2200 |
Для определения средней плотности различных горных пород по данным геофизических исследований следует использовать кривую плот ностного каротажа (ГГК-П), откалиброванную в единицах плотности, или данные акустического каротажа. В последнем случае плотность гор ной породы должна быть равна
Рп = Рм О — т )> |
(5-17) |
где рм — минералогическая |
плотность |
пород, кг/м3; т — коэффициент по |
|
ристости |
|
|
|
Минералогическая плотность |
|
|
|
горных пород рм. кг м’: |
|
|
|
и зв е с тн я к и ............................... |
2350 |
алевроли ты .................. |
2690 |
песчаники .................................. |
2650 |
аргиллиты.................................... |
2600 |
до л о м и ты .................................. |
2820 |
каменная с о л ь .......................... |
2170 |
ангидриты.................................. |
2940 |
|
|
185
При определении коэффициента пористости по акустическому каро тажу используют формулу
АТ — АТ с
|
|
|
АТЖ~ А Т С ’ |
|
|
|
(5.18) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|||
где ДГ, Д^с, |
АТж— интервалы времени пробега |
продольной волны |
соот |
||||||
ветственно |
в |
породе, предельном |
непористом «скелете» данной |
породы и |
|||||
в жидкости. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Для расчетов |
можно принять: |
в буровом |
растворе ДГЖ= 600 |
мкс, |
|||||
в известняках |
Д7’с = 140—160 мкс, |
в |
каменной соли |
Д70 = 235 |
мкс, |
в ан |
|||
гидритах Д7С= 165 мкс. |
|
|
|
|
|
|
|||
Время |
пробега |
продольной |
волны в горной |
породе АТ |
снимается |
||||
с кривой акустического каротажа. |
|
|
|
|
|
|
|||
Давление разрыва «скелета» для различных горных пород изменяется в широких пределах от нуля (для рыхлых, трещиноватых и неспаянных пород) до значительных величин. В первом приближении оно может быть принято равным прочности горной породы на разрыв, определенной в ла бораторных условиях.
Предел прочности на |
р аз |
|
|
рыв ра в МПа горных |
по |
|
|
род: |
4,0—9,0 |
аргиллиты |
2,5—7,0 |
и зв е с тн я к и ........................ |
|||
песчаники........................... |
5,5—20.0 |
каменная с о л ь ................... |
2,0—3,5 |
алевроли ты ........................ |
3,0—15,0 |
глины пластичные . . . . |
1,0 |
Более точно давление разрыва «скелета» породы может быть опреде лено по формуле (5.1).
5.2.4. Определение плотности бурового раствора
Плотность исходного бурового раствора ро определяют из условия предотвращения поступления из пласта в ствол скважины флюида, вы пучивания стенок скважин, осыпей и обвалов пород.
При бурении в продуктивных отложениях газоконденсатных место рождений плотность исходного бурового раствора выбирают по следую щей зависимости:
|
|
Р о ^ |
КРпл • 10‘ |
Кф - 10* |
|
|
|
Lg |
g |
(5.19) |
|
|
|
|
|
||
(К — коэффициент безопасности вскрытия |
газового |
пласта). |
|||
|
В соответствии |
с Едиными техническими правилами ведения работ |
|||
при бурении скважин для скважины глубиной до |
1200 м К= 1,104-1,15 и |
||||
для |
скважин глубиной более 1200 м К = 1,05-=-1,10, при бурении на рав |
||||
новесии /С== 1,0. |
|
|
|
|
|
|
Максимальная плотность бурового раствора в затрубном простран |
||||
стве |
скважины, при |
превышении которой |
может |
открыться поглощение, |
|
|
|
|
Р ^ [ ( « - Р ) 10«J/g. |
(5.20) |
|
Из скважины буровой раствор обычно выходит насыщенным газом (воздухом), что снижает его плотность.
186
Пересчет плотности загазированного бурового раствора на истинную
производят по формуле |
|
р = 100рг/(Ю0 — У), |
(5.21> |
где рг — плотность загазированного буровогсь раствора, кг/м3; V — содер жание свободного газа (воздуха) в буровом растворе, %.
Содержание свободного газа в буровом растворе может быть най дено с помощью ВГ-2 или ВГ-1М, методом разбавления.
5.2.5. Определение градиента прироста гидродинамического давления в затрубном
пространстве скважины
Градиент прироста гидродинамического давления бурового раствора в затрубном пространстве скважины р зависит от геометрических разме ров ствола скважины и инструмента, реологических параметров бурового раствора, скорости спуска труб в скважину и других факторов и может изменяться в широких пределах. Значительной величины градиент р до стигает при восстановлении циркуляции, спуске инструмента и бурении скважины [25, 44, 48], особенно при проработке скважины и расхажива нии инструмента, когда процессы спуска и циркуляции одновременны.
При плавном восстановлении циркуляции бурового раствора |
|
рв = 29/6-10е, |
(5 22) |
где б — статическое напряжение сдвига бурового раствора, Па; |
б — за |
зор между стенкой скважины и стенкой колонны труб, равный половине разности между их диаметрами, м.
При спуске инструмента в скважину |
|
|
|
|
||
> |
= ' ^ ( |
2т« + 0 ’255рл \ ) . |
|
<s -23> |
||
где т0 — динамическое |
напряжение сдвига бурового раствора, Па; |
шс — |
||||
скорость спуска колонны бурильных труб в скважину, |
м/с; Лс — коэффи |
|||||
циент гидравлических сопротивлений в кольцевом |
пространстве |
при |
||||
спуске инструмента в скважину. |
|
|
|
|
|
|
При циркуляции бурового раствора |
ЯбрРа |
|
|
|
||
р ц -8 2 ,6 -1 0 -14 |
|
|
(5.24) |
|||
|
|
|
||||
|
|
(D — d f (D + d)2 ’ |
|
|
|
|
где Лс — коэффициент |
гидравлических сопротивлений |
в |
кольцевом |
про |
||
странстве скважины при циркуляции бурового раствора; |
Q — расход бу |
|||||
рового раствора через |
затрубное |
пространство скважины, |
л/с; D, d — со |
|||
ответственно внутренний диаметр ствола скважины и наружный диаметр инструмента (колонны труб).
При проработке ствола скважины |
|
Рп = «Д5Г К + ° ’255Р К * с + Л > ) ], |
(5.25) |
где Wn — скорость проработки ствола скважины, м/с; v — скорость вос ходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве сква жины, м/с.
1 8 7
Коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом простран стве скважины при спуске инструмента равен 0,030—0,035 [44].
Коэффициент гидравлических сопротивлений при циркуляции буро вого раствора в кольцевом пространстве скважины:
для структурного режима движения бурового раствора
кб = 80/Re; |
(5.26) |
|
для турбулентного режима |
|
|
Я*5 = |
0,075/ y^ReT |
(5.27) |
где критерий Рейнольдса |
|
|
|
2риб |
|
Re = |
чн - |
(5.28) |
(i)— коэффициент структурной вязкости, Па-с). |
|
|
Структурный режим движения бурового раствора |
в кольцевом про |
|
странстве происходит при Re<1600, а переходный режим от структур ного к турбулентному — при 1600<Re<2000.
Подачу буровых насосов выбирают |
из следующего |
условия: |
0 min 0 и |
0 |
(5.29) |
(СЫ — подача буровых насосов, л/с).
Для совершенной очистки забоя скважин наименьшая подача буро вых насосов должна быть
Qmin = 0 ,2 5 n D a*7mjn |
(5.30) |
Наименьший удельный расход бурового раствора в л/с на I м2 пло |
|
щади забоя скважины <7тш выбирается в зависимости |
от типоразмера |
долота и механической скорости проходки. Он изменяется в пределах
500—670 (л/с)м2. Меньшее |
значение |
q mm соответствует роторному спо |
собу бурения в твердых и |
крепких |
породах, большее — бурению забой |
ными двигателями [44].
Для совершенной очистки кольцевого пространства скважины наи
меньшая подача буровых насосов должна быть |
|
|
Qmin = |
0,25я ( D 2 — tf2) lO^triirv |
(5.31) |
Минимально допустимую |
скорость восходящего потока |
бурового рас |
твора в кольцевом пространстве Ущт выбирают при бурении в скальных породах равной 0,60—1,0 м/с, а при бурении в глинах, глинистых слан цах и песках — 0,9—1,3 м/с. При использовании утяжеленных глинистых растворов с повышенными структурно-механическими свойствами и буре нии с небольшой механической скоростью Ощт принимают близкой к нижнему пределу, а при промывке водой или маловязкими суспен зиями и бурении с большой механической скоростью — близкой к верх нему пределу. При бурении под направление или кондуктор допускается
Цmin= 0,2т-0,3 м/с.
188
Реологические параметры бурового раствора то, т| и 0 принимают по данным лабораторных исследований. Так как определение этих парамет ров связано с некоторыми трудностями, то в первом приближении для глинистых растворов их можно находить по следующим эмпирическим формулам [44]:
л = |
33-10—6р — 22 -10—3; |
(5.32) |
т0 — 8,5* 10“ 3р — 7. |
(5.33) |
|
Статическое напряжение |
сдвига 0 меньше динамического |
напряже |
ния сдвига то, что связано с физико-химической природой суспензий. Од нако в слабокоагулированных системах с сильной тиксотропией 0 может быть значительно больше то [44].
5.2.6. Определение прироста плотности бурового раствора
Прирост плотности бурового раствора за счет обогащения его вы буренной породой можно найти по формуле [3]
0,22 (рп р0) D 2v M |
(5.34) |
Др = |
|
С?м — 785 ( D 2 — d 2) ис |
|
где пм — механическая скорость бурения, м/ч; v c — скорость |
падения ча |
стиц шлама в восходящем потоке бурового раствора в кольцевом про странстве скважины, м/с.
Скорость падения частиц шлама |
|
|
|
|
||||
tv = |
0,1 28,5(0,86 -\- Ь) |
— 35 |
чи |
— с X |
||||
D — d |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
х / |
* ■ |
( - |
£ |
- О- |
(5.35) |
||
|
|
|||||||
где b — отношение |
толщины |
частиц |
шлама к их |
эквивалентному диа |
||||
метру; с — коэффициент закрутки |
потока |
бурового |
раствора; d m — экви |
|||||
валентный диаметр частиц шлама, м.
Для невращающейся бурильной колонны с=0, а для случая ее вра
щения |
|
|
|
|
с = 12 [(©d)A»']t |
|
(5.36) |
где <в — угловая скорость |
вращения колонны |
труб, |
с- ! ; цс' — скорость |
падения частиц шлама при невращающейся колонне (со=0), м/с. |
|||
При расчетах можно |
принять: для шлама |
в виде тонких пластинок |
|
£>=0,1-=-0,2; для шлама угловатой объемной формы |
b =0,54-0,6; эквива |
||
лентный диаметр частиц шлама rfm = (5-r-15) Ю-4 м [3]. |
|
||
5.2.7. Предупреждение поглощений при цементировании скважин
Для предотвращения поглощений при цементировании скважин ре жимы закачивания и продавки цементного раствора необходимо спроек тировать так, чтобы в процессе проведения работ гидродинамическое дав-
189
ление в затрубном пространстве скважины, создаваемое столбом буро вого и цементного растворов, не превышало давления открытия поглоще
ний. В общем случае |
это условие записывается в виде (рис. 5.3) |
|
|
||||||||||
|
|
Ргд — 5'Ю в(Ро^ + РцЛц) + |
Дрц^Рп- |
|
|
|
(5.37) |
||||||
где р0 |
рц — соответственно |
плотность бурового и |
цементного |
растворов |
|||||||||
в затрубном |
пространстве |
скважин, кг/м3; h, Лц — соответственно |
высота |
||||||||||
столбов |
бурового и цементного |
растворов |
в затрубном |
пространстве сква |
|||||||||
|
|
|
|
|
жины, |
м; |
Spu — прирост |
гидродинами |
|||||
|
|
|
|
|
ческого давления в затрубном прост |
||||||||
|
|
|
|
|
ранстве скважины выше зоны погло |
||||||||
|
|
|
|
|
щения |
за |
счет |
потерь |
давления |
на |
|||
|
|
|
|
|
гидравлические сопротивления |
при |
цир |
||||||
|
|
|
|
|
куляции бурового и цементного рас |
||||||||
|
|
|
|
|
творов, МПа. |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Разделив неравенство (5.37) на Н. |
||||||||
|
|
|
|
|
получим |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
g-x. Ю® (а - |
рт) ^ |
|
|
(Рц - |
Ро) “ |
Ро» |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(5.38) |
|
|
|
|
|
|
где рт — градиент |
прироста гидродина |
|||||||
|
|
Зона |
|
мического |
давления |
цементного |
п |
бу |
|||||
|
|
поглощения |
рового |
растворов |
в |
затрубном |
прост |
||||||
|
|
|
|
|
ранстве |
|
скважины, |
равный |
|
Дрц/Я, |
|||
Рис. 5.3. Расчетная схема |
це |
МПа/м. |
|
|
и |
а рассчитываются |
|||||||
ментирования |
обсадной |
ко |
Параметры р0 |
||||||||||
|
лонны |
|
|
по методике, изложенной |
в подразделах |
||||||||
|
|
|
|
|
5.2.3 и 5.2.4. |
|
|
|
|
|
|
||
Для газовых скважин, при креплении которых цементный раствор |
|||||||||||||
поднимается до устья |
(hlx = H), это условие имеет вид |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
g - M O ^ a — рт)д - рц. |
|
|
|
|
(5.39) |
|||||
Градиент прироста гидродинамического давления в затрубном про |
|||||||||||||
странстве при продавке цементного раствора в общем случае |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
Рт ~ |
82,6 10~ 14С >2 |
(АтРцЛц + |
Ap0ft). |
|
|
(5.40) |
|||||
|
|
H(D — d f (D + d)а |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
При подъеме цементного раствора до устья |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
Рт = |
82,6-10~14 ____ ЯцРцФ2_____ |
|
|
|
|
(5.41) |
|||||
|
|
|
|
|
(D — d)3 (D -j- d)2 ’ |
|
|
|
|
|
|||
где Ат, |
Ац — коэффициенты |
гидравлических сопротивлений |
для |
бурового |
|||||||||
и цементного растворов.
Из изложенного видно, что при цементировании интервалов, склон ных к поглощениям [т. е. в случае неудовлетворения неравенства (5.38)],
190