Способ определения допустимой эквивалентной плотности бурового раствора

 

Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение информативности. Измеряют коэффициенты трения, удельной адгезионной силы, консолидации фильтрационной корки. Определяют допустимую эквивалентную плотность бурового раствора, предотвращающую прихват бурильного инструмента, по формуле с учетом коэффициента трения, максимально допустимой нагрузки, прикладываемой к колонне труб, верхней и нижней границ прихватоопасного интервала, м

удельной адгезионной силы, радиуса трубы, ускорения силы тяжести, половины угла схвата колонны труб коркой, давления в глинистой корке, зависящего от коэффициента консолидации, допустимой эквивалентной плотности бурового раствора. Использование данного способа дает возможность определить изменение допустимой эквивалентной плотности во времени, что повышает его информативность по сравнению с известными. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ÄÄSUÄÄ 1541 (51) 5 С 0 К 02 21 В 23/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

И AвтсреноМ СвиДКТЕПЬстам

2 удельной адгезионной силы, консолидации фильтрационной корки. Определяют допустимую эквивалентную плотность бурового раствора, предотвращающую прихват бурильного инструмента, по формуле с учетом коэффициента трения,, максимально допустимой нагрузки, прикладываемой к колонне труб, верхней и нижней границ прихватоопасного интервала, .м; удельной адгезионной силы, радиуса трубы, ускорения силы тяжести, половины угла схвата колонны труб коркой, давления в глинистой корке, зависящего от коэффициента консолидации, допустимой эквивалентной плотности бурового раствора. Использование данного способа дает возможность определить изменение допустимой эквивалентной плотности во времени, что повышает его информативность по сравнению с известными.

1 табл.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

1 (21) 4276992/23-03 (22) 06 ° 07.87 (46) 07.02.90, Бюл. Н 5 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (72) Н.B .Степанов, Л.В.Медведева, Д.В.Хуршудов, Н.М.Хлебников и Ф.М.Кацман (53) 622.243.144.3 (088.8) (56} Самотой A.Ê. Прихваты колонн при бурении скважин. - М.: Недра>

1984, с. 50-51.

Степанов Н.В., Столяр М.А. Моделирование условий прихвата под действием перепада давления. - Нефтяное хозяйство, 1982, V 2, с. 11-13. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМОЙ

ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО

РАСТВОРА (57) Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение информативности. Измеряют коэффициенты трения, Изобретение относится к бурению скважин, а именно к способам оценки свойств буровых растворов.

Цель изобретения - повышение информативности способа.

Способ включает измерение коэффициента трения, удельной адгезионной силы коэффициента консолидации фильтрационной корки и определение допустимой эквивалентной плотности бурового раствора, предотвращающей прихват бурильного инструмента, по формуле

2 " юсова См рн g(H -Н ). sind„g(H>+H,) sino(+

2А„ а(н;н,) где р - коэффициент трения;

G - максимально допустимая нагрузка, прикладываемая к колонне труб, кН;

Н,,Н - соответственно верхняя и нижняя границы прихватоопасного интервала, м;

А - удельная адгезионная сила, 1

Н/м2 °

В., - радиус трубы, м;

g - ускорение силы тяжести, м /с;

1541233, „- половина угла охвата колонны труб коркой, рад:

Кг-(К -К )г R О 2 («R ) Ф

„ — соответственно радиус скважины и фильтрационной корки, м;

- давление в глинистой корке, зависящее от коэффициента консолидации, кг/M3 °

Эгр 1 BP 1

С (- + + г) в у ar2 r ar r2 д6

dP

at где С - коэффициент консолидации фильтрационной корки под трубой;

t,r и 9 - соответственно текущие время и координаты.

Приведенное дифференциальное урав- 20 нение решается при следующих граничных условиях:

На стенке скважины избыточное давление по сравнению с пластовым равно нулю: 25

P(0,t.) - р„ОН=О, где р„ - градиент пластового давленияу

Н =" (Нг-н,).

Начальное распределение гидравлического давления в корке линейное:

P(r 0)=Р +(Р "P )

r-R< о г о

Поверхность трубы непроницаемая: а 1

-Р s z (g - g) + — — — co s (al - ) =О.

r Эг

Бурение. скважины ведется в плас40 тах чередующихся непроницаемых и проницаемых горных пород, доля которых в разрезе составляет 40 . В интервале бурения 4200-4300 м используется следующая компоновка бурильной колон- „ ны: долото диаметром 190 мм, УБТ диаметром 146 мм и длиной 100 м, бурильные трубы диаметром 140 мм, проч" ность которых С„=2156 кН. Вес бурильной колонны вместе с УБТ С =1364 кН. к

Буровая установка имеет грузоподъемность Сг=2450 кН. Так как С„ : то С.„=С„-С „=792 кН. Длина контакта

УБТ с проницаемыми горными породами.

Н -Н =(4300-4200):0,4=40 м., г.

Свойства бурового раствора, замеренные на приборе НК-1, следующие: 0,09; А т=5600 Н/м2. Коэффициент консолидации, замеренный на одометре, Сч=5,2 10 - мг/с.

Для определения изменения во времени плотности, предупреждающей прихват, используют выражение, а также значения входящих в него величин: о(= 1,117 рад.

Значения J P соя ddd вычисляются на ЭВИ и для промежутков времени 1, 5 и 30 мин равны соответственно

724 .10 678,9 10 и 633,6.10 Vi/ìã

Соответственно уменьшается и плотность бурового раствора, необходИмая для предупреждения прихвата: р,=

=1960 кг/мз; 1,= 1840 кг/мз, 1720 кг/мз.

Исследуют буровые растворы различного состава. Результаты исследований приведены в таблице.

Допустимая плотность бурового раствора, кгlмз, за время простоя, мин

Раствор

2340

1960 1750

2080 1965

2310 2270

Формирование глинистой корки осуществляют в камере высокого давления и температуры в условиях, соответствующих скважинным. Под действием давления Р„, соответствующего перепаду давления в скважине, корка уплотняется, из нее отжимается влага, а деформация корки во времени регистрируется прибором с записью кривых в координа тах деформации 1g

Получают кривые уплотнения корок, сформированных из глины (Р,=0,3 ИПа, t=20 С), бентонита (Р„=0,5 ИПа, t

=20 С) и бурового раствора со скважины (Р к= f, 7 ИПа, t =70 С) .

Для обработки кривых и расчета коэффициента консолидации используют метод Казагранде. Коэффициенты консолидации для растворов 1-3 следующие:

С, =1,6х10 мыс ; С =4,2х10 мгс, С =2 5х10 "м2с- . з

Коэффициенты трения определяют по методике Дерягина. Иетодика состоит в замере удельной адгезионной силы

А > отрывом плунжера от корки (давление Р ) при различных нагрузках (давление Р„). В координатах Р„-Р„ замеры дают прямую, tg угла наклона