Требуемая плотность раствора — КиберПедия


Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни...

Требуемая плотность раствора



Задачей расчета является определение необходимой плотности раствора в скважине, чтобы гидростатическое давление столба было выше или равно рпласт. Для достижения конечной цели управления скважиной существует два пути:

· путь 1 - рзаб = рпласт (в этом случае rут бр = rф)

· путь 2 - рзаб = рпласт + Dррепрес (Dррепрес - запас безопасности, избыточное давление)

Случай 1: rут бр = rф

ргдст1 конечное = рпласт,

то есть Z´rут бр /10,2 = рпласт = Z´rбр/10,2 + рбкl и rут бр = rбр + 10,2´рбкl´/Z

Следует отметить, что:

· 10,2´рбкl/Z представляет необходимое приращение соответственно дефициту гидростатического давления,

· Другой способ расчета rут бр состоит в принятии рзаб = рпласт и rут бр = 10,2´рпласт/Z

Случай 2: (для определения Dррепрес следует обратиться к главе 4.4.5). Формула имеет вид:

ргдст1 конечное = рпласт + Dррепрес, то есть Z´rут бр /10,2 = рпласт + Dррепрес

Z´rут бр /10,2 = Z´rбр/10,2 + рбкl + Dррепрес и rут бр = rбр + 10,2´(рбкl + Dррепрес)/ Z

Следует отметить, что:

· 10,2´(рбкl + Dррепрес)/Z представляет, как и выше, необходимое приращение плотности.

· в общем, можно использовать формулу для случая 2, которая будет действительной для случая 1 при Dррепрес = 0.

 

4.3.4.3 Измерение рбкl в случае наличия обратного клапана в колонне труб

Прямое считывание давления в бурильных трубах на устье при закрытой скважине невозможно. Поскольку знание рбкl необходимо для оценки пластового давления и определения rут бр, его приблизительная величина может быть установлена с использованием одного из следующих двух методов в момент проведения измерения:

а) Измерение рбкl при закрытой скважине

При закрытой скважине очень медленно вести прокачку при низком давлении до регистрации скачка давления в кольцевом пространстве на устье, указывающего на открытие клапана. Затем снять отсчет давления в бурильных трубах на устье, представляющего величину рбкl.

б) Измерение рбк1 при циркуляции

См. о начале циркуляции в параграфе 4.5.3.1 а.

Примечания:

· Оценка рбк1 с помощью одного из указанных методов менее точна, чем оценка, получаемая для колонны труб, не оснащенной клапаном. В частности, нет возможности построения и интерпретации кривой повышения давления в бурильных трубах на устье. Известна единственная точка (в момент измерения), но положение ее на кривой не известно.

· Давление в кольцевом пространстве на устье не зависит от наличия обратного клапана; поэтому можно проследить за ходом повышения давления в кольцевом пространстве на устье после закрытия скважины. При этом можно определить наилучший момент для измерения рбкl, когда отмечается спад в повышении давления на устье в кольцевом пространстве.



 

Оценка плотности пластового флюида

Это очень приблизительный “расчет”, который можно считать чисто теоретическим. Принцип его состоит в оценке сначала высоты h объема притока в кольцевом пространстве с последующей констатацией, что разность между ркпl и рбкl равняется разности между гидростатическими давлениями в двух ветвях, откуда:

ркпl - рбкl = h´(rбр-rф)/ 10,2

rф = rбр - (ркпl - рбкl).10,2/ h

Этот расчет может иметь и прямую форму:

рпласт = ргдст кп + ркпl

рпласт = ргдст кп флюида + ргдст кп раствор + ркпl

ргдст кп флюида = рпласт - ргдст кп раствор - ркпl

Зная h , получим:

h´rф / 10,2 = рпласт - (Z-h)´ rбр/ 10,2 - ркпl

rф = 10,2 (рпласт - (z-h)´ rбр)/ h = 10,2 (рпласт - (z-h)´ rбр/10,2 - ркпl )/ h

где rф остается единственной неизвестной.

Предполагаемые в “расчете” гипотезы (единый пузырь пластового флюида, не учтенный вес шлама, идеальное знание объема притока пластового флюида) означают, что полученные величины могут быть только приблизительными.

 

Скорость миграции

В случае проявления газа мы уже видели, что за данный отрезок времени прирост давления на устье в КП соответствует гидростатическому давлению бурового раствора под газом в ходе миграции газа. Зная плотность раствора, можно обычным образом “рассчитать” скорость миграции, оценивая вначале высоту миграции Hm:

бк = PH бурового раствора под газом

бк = Hm rбр / 10,2

Hm = 10,2 D рбк / rбр

Зная отрезок времени между двумя считываниями давления, Dt в минутах, скорость миграции запишем в следующем виде:

vm = Hm.60 / Dt в м/час

 

Надежность:

Это очень приблизительный “расчет”, так как определенные явления того же порядка значимости, и даже более значимые, чем увеличение давления вследствие миграции, не принимаются во внимание (сжимаемость бурового раствора, растяжение обсадных труб и кольцевого пространства, фильтрация, характеристики бурового раствора, пластового флюида). Скорость миграции, как представляется, может достигать 1800 м/час, хотя увеличение давления на устье подсказывает значение 300 м/час (данные Исследовательского центра в Кембридже).



 

Формулы утяжеления раствора

Положим:

V - исходный объем бурового раствора,

rбр - исходная плотность бурового раствора,

rут бр - требуемая плотность раствора после утяжеления,

rутяж - плотность утяжелителя,

Vутяж - необходимый объем утяжелителя,

mут - необходимая масса утяжелителя,

Vут бр - конечный объем раствора после утяжеления.

 

а) Без отвода излишка раствора

Рис. 4.3

 

 

б) С отводом излишка раствора

 

Рис. 4.4

 

 

4.4 Управление гидроразрывом

В главе “Закрытие скважины” мы видели, что сопоставление ркпl с [р]кп гдрз позволяет определить наличие риска гидроразрыва в слабой зоне. Это же сопоставление дает возможность оценить изменение давления в слабой зоне в момент возможной циркуляции с использованием штуцера и, с учетом результата, подобрать метод управления проявлением флюида.

 

4.4.1 Изменение давления в слабой зоне

В слабой зоне давление:

· увеличивается на Dррепрес при восстановлении циркуляции с использованием штуцера и на потери давления в КП Dркп выше слабой зоны,

· увеличивается пропорционально увеличению высоты газа в кольцевом пространстве до достижения газом этой зоны (случай притока газа при постоянной геометрии открытого ствола),

· снижается при прохождении газа в этой зоне,

· остается неизменным при подъеме пластового флюида выше этой зоны (при постоянной плотности бурового раствора).

Если есть возможность подачи утяжеленного раствора в нижнюю часть кольцевого пространства до достижения слабой зоны газовым пузырем, давление в этой точке оказывается меньше на величину:

Dр = h´(rут бр -rбр) / 10,2

где h представляет высоту утяжеленного бурового раствора rут бр в кольцевом пространстве в момент достижения газом слабой зоны.

 

Примечания:

1) Если пластовый флюид представлен жидкостью, давление в слабой зоне увеличивается только на Dррепрес и Dркп выше слабой зоны.

2) В той мере, в какой основной приток газа происходит на забое скважины, присутствие утяжеленных бурильных труб в нижней части колонны труб представляет собой сдерживающий элемент явления увеличения давления в слабой зоне во время вымывания пузыря. Действительно, объем кольцевого пространства в зоне бурильных труб часто в 1,5-2 раза больше, чем в зоне утяжеленных труб.

Газ мигрирует из зоны УБТ в зону над УБТ и высота его столба уменьшается. Буровой раствор заполняет кольцевое пространство в зоне УБТ, и высота его столба увеличивается. Благодаря этому давление в слабой зоне уменьшается (см. рис. 4.5.). Уменьшение давления в слабой зоне будет и по мере миграции и расширения газа, сопровождающегося снижением его давления. Такое расширение редко происходит до достижения газом слабой зоны (обычно у башмака) и оно, вероятно, может иметь место в обсаженной части скважины.

На практике этот эффект сглаживания наблюдается редко; см. параграф 4.4 о его последствиях.

 

 

Рис. 4.5. Изменение давления у башмака (или в слабой зоне)

во время вымывания газового пузыря

 

Примечания:

Если предположить циркуляцию с использованием дросселя, случай пластового флюида в виде жидкости потребует учета разницы между ркпl и [р]кп гдрз и определения Dррепрес с учетом этой разницы.

В случае газа следует управлять давлением в слабой зоне рсл з, исходя из показания манометра кольцевого пространства, чтобы быть уверенным, что давление не превышает [р]кп гдрз до момента прохождения газом слабой зоны. Как только пластовый флюид окажется над слабой зоной, между последней и забоем остается лишь столб бурового раствора с постоянной плотностью (или одна часть раствора с плотностью rбр и другая часть с плотностью rут бр), а это значит, что при постоянном рзаб давление в слабой зоне остается постоянным (или уменьшается):

рсл з = рзаб - гидростатическое давление столба бурового раствора под слабой зоной

Обычно для хорошо разработанной конструкции скважины считается, что, если при закрытии скважины или в начале циркуляции нет гидроразрыва, во время циркуляции его также не будет.

 

4.4.2 Особые ситуации

4.4.2.1 Прирост объема бурового раствора в приемной емкости больше объема открытого ствола

Этот первый случай требует осуществления расчета рпласт, а затем оценки rф и выведения на этой основе давления в слабой зоне для этого момента. Затем супервайзер решает, в зависимости от результатов, что следует предпринять. Общих правил не может быть. Тем не менее, следует отметить, что если проявление флюида правильно обнаружено и если имеется заметное увеличение объема раствора в приемных емкостях, значит проницаемость (= продуктивность) пласта весьма значительна.

 

4.4.2.2 Случай близости ркпl к допустимому давлению [р]кп гдрз - незначительный запас безопасности

Второй случай потребует очень тщательной и медленной работы при рзаб = рпласт, особенно, с наблюдением за тем, что происходит при пуске насоса и в начале циркуляции (проблема напряжений сдвига бурового раствора, регулировка степени открытия штуцера, учет времени реагирования...) до прохождения пластовым флюидом слабой зоны и прокачки утяжеленного бурового раствора (по возможности).

Если ркпl близко к [р]кп гдрз и если есть риск превышения [р]кп гдрз:

· в процессе ожидания при закрытой скважине,

· во время подъема пластового флюида в кольцевом пространстве под слабой зоной,

возможны два подхода:

· поддержание давления в кольцевом пространстве ниже или равного [р]кп гдрз; следовательно, при этом допускают уменьшение рзаб , когда и вероятен приток из пласта в скважину, принимая все меры, чтобы ввести утяжеленный буровой раствор в кольцевое пространство, как только это станет возможным.

· допускают риск гидроразрыва, позволяя ркп превысить [р]кп гдрз. Проблемой является риск образования кратера или грифонов.

 

4.4.3 Надежность этих соображений

Отметим в общем, что определенных рекомендаций добывающие компании не дают в случая превышения [р]кп гдрз в кольцевом пространстве. Ситуация оценивается ответственными лицами на месте, и по каждому конкретному случаю (нельзя сравнивать риск превышения [р]кп гдрз в скважине с глубиной по вертикали 5000 м, где слабая зона и последний башмак располагаются на глубине 4900 м, со скважиной с глубиной по вертикали 3000 м и с последним башмаком на глубине 1000 м!). То есть речь идет о знании выше представленных базовых принципов, а главное, об умении оценить имеющуюся опасность, зная также, что во всех данных:

· Исходят из единого пузыря пластового флюида, чего в действительности не бывает, но что представляет собой наиболее неблагоприятный случай.

· Что такое вершина пузыря и где она находится?

· Необходимо учитывать в комплексе возможное явление миграции и скорость миграции: 1/4 часа ожидания до принятия решения и начала активных действий может соответствовать подъему пластового флюида на 250 м и более.

· Следует считать, что испытание на приемистость и даже испытание на предельное давление позволяет просчитать значение [р]кп гдрз в заданный момент. Эта величина меняется в ходе бурения (кольматация, термический эффект и т.д.) и при проявлении пластового флюида приходится пользоваться приблизительной величиной, или даже сомнительной. Эта величина тем более будет приблизительной, если она, в лучшем случае, вообще определяется на основе расхода при нагнетании, и при гидроразрыве.

· Следует предполагать, что башмак будет, как правило, размещен правильно и что слабая зона должна располагаться ниже: понадобится ли оценка приемистости в этой зоне?

· Приток пластового флюида обнаруживается при циркуляции, то есть флюид поступил и распределен в кольцевом пространстве.

Ниже приведены два рисунка, представленные компанией Шелл и касающиеся изучения величин [р]кп гдрз и их надежности. В этом исследовании подчеркивается то обстоятельство, что очень часто, исходя из модели единого пузыря, предполагается превышение [р]кп гдрз в какой-то момент, тогда как в действительности более реальная дисперсия газа в кольцевом пространстве указывает обратное.

Рис. 4.6. Распределение газа во время обнаружения проявления

 

 

Рис. 4.7 График глушения проявления (этап 1 и этап 2 отдельно)

 

4.4.4 Параметры, связанные с прочностью обсадной колонны и пласта

Нижеприведенные формулы используются одновременно для расчета обсадной колонны и для управления ее прочностью при проявлении флюида.

[р]кп гдрз:

Предельно допустимое давление [р]кп гдрз на устье в кольцевом пространстве при закрытой скважине без риска гидроразрыва пластов в слабой зоне связано с плотностью флюида в кольцевом пространстве между слабой зоной и поверхностью.

Значение [р]кп гдрз изменяется, когда изменяется плотность флюида:

[р]кп гдрз = ргдрз – Нсл з ´ rбр / 10,2

Плотность раствора гидроразрыва:

rгдрз = 10,2 ´ ргдрз / Нсл з

 

Максимально допустимый прирост объема бурового раствора в приёмной ёмкости при закрытии чтобы не допустить гидроразрыва в слабой зоне:

Высота столба газа:

rгаз задается по графику (пример для природного газа с содержанием метана 80% при удельном весе по воздуху 0,675 и температурном градиенте 3°С/100м приведен на рис.1.5.б.)

где V1м КП - объем 1 метра кольцевого пространства.

 

Максимально допустимый прирост объема бурового раствора в рабочей емкости (т.е. объем притока) при закрытии чтобы давление не могло превысить рабочее давление обсадной колонны в момент достижения газом превентора при вымывании пачки газа буровым раствором исходной плотности:

К задается графиком рис. 1.5 а в параграфе 1.3.2.

 

Максимальное давление на устье в кольцевом пространстве при закрытой и заполненной газом скважине ркп газ:

ркп газ = рпласт - Z´rгаз / 10,2

rгаз задается графиком рис.1.5 б.

Максимальное давление на устье в кольцевом пространстве при вымывании пачки газа буровым раствором исходной плотности:

К задается графиком рис.1.5 а.

Примечание: Это давление рассчитывается в момент достижения газом превентора. Здесь рассматриваются постоянные размеры кольцевого пространства.

Объем “газа под превентором”, называемый Vпр газ (Gs ), соответствующий общему увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, по сравнению с уровнем в приемах во время бурения приблизительно устанавливается при помощи формулы :

Vпр газ = рпласт x G / ркп макс

Максимальное давление в слабой зоне в ходе вымывания пачки газа буровым раствором исходной плотности:

Примечание: Это давление рассчитывается для момента достижения газом слабой зоны. Здесь рассматриваются постоянные размеры кольцевого пространства. К равняется 1.

 

4.4.5 Определение запаса безопасности Dррепрес

Из всего вышеизложенного следует отметить, что опасность гидроразрыва максимальна, когда пластовый флюид находится еще в открытом стволе. Если запас безопасности Dррепрес принимается для условий на забое (рпласт+Dррепрес), на эту же величину увеличивается давление в слабой зоне.

Запас безопасности Dррепрес зависит, таким образом, от ркпl и не может быть выбран априори. Решение относительно значения Dррепрес можно принять только после наблюдения за значениями давлений при закрытой скважине. Супервайзер несет ответственность за выбор в каждом конкретном случае.

 

4.5 Основной принцип управления скважиной

Независимо от применяемого метода или момента времени, управление флюидопроявлением означает создание забойного давления, равного или превышающего давление в залежи, до заполнения скважины утяжеленным буровым раствором, обеспечивающим гидростатически это забойное давление. Что же должен делать бурильщик для соблюдения этого правила?

Исходя из зарегистрированных при закрытии скважины данных, для вымывания пластового флюида при циркуляции необходимо дать ответ на два вопроса:

· Как получить рзаб , которое выше или равно рпласт , при возобновлении циркуляции?

· Как сохранить рзаб постоянным? (какой манометр? какое значение давления?)

Для этого необходимо исходить из классических понятий гидродинамики (см. главу 1) относительно создания забойного давления и управления им.

 

4.5.1 Основы создания забойного давления рзаб

Общие сведения:

При циркуляции (с дросселем “на выходе” или без него) любое давление в скважине создается и изменяется в зависимости от “последующих” давлений (кольцевое пространство в случае прямой циркуляции).

Таким образом, рзаб является суммой 3 членов динамического происхождения (ркп, и Dрштуц полученное на дросселе, и величины Dркп) и одного члена гидростатического происхождения (гидростатическое давление в кольцевом пространстве).

рзаб = ргдст кп + Dркп + Dрштуц + ркп

Вывод:

При движении пачки пластового флюида в любой момент давление в кольцевом пространстве, созданное в дросселе, должно компенсировать изменения гидростатического давления в кольцевом пространстве.

С точки зрения качественной картины возможны только три случая ...

· ргдст кп постоянно Þ поддерживать то же давление в кольцевом пространстве на устье

· ргдст кп уменьшается Þ увеличить давление в кольцевом пространстве

· ргдст кп увеличивается Þ уменьшить давление в кольцевом пространстве

 

4.5.2 Основы управления забойным давлением рзаб

Общие сведения:

При циркуляции (с дросселем “на выходе” или без него) любое давление в скважине контролируется или рассчитывается в зависимости от последующего давления (когда гидростатическое давление в кольцевом пространстве постоянно) или от давления на входе (манометр на стояке).

Вывод:

Это значит, что любое изменение гидростатического давления в кольцевом пространстве (присутствие газа или флюидов различной плотности) не позволяет использовать Ркп в качестве индикатора “точного” управления забойным давлением. Единственный случай применения pкп при циркуляции возможен, когда кольцевое пространство заполнено известным однородным буровым раствором.

Чтобы обойти проблему, в качестве “средства управления” забойным давлением рзаб используется манометр насоса. При этом формула будет такой:

рзаб = Pбк + ргдст 1 - Dр1

Хотя такое управление с помощью давления нагнетания не ставит проблем в случае присутствия в колонне труб бурового раствора одной плотности, он становится сложнее при перекачивании флюида иной плотности (в этом случае он требует диаграммы) или в случае осложнений, вызывающих резкое изменение потерь давления в колонне труб (например, забивание насадки долота).

Следует отметить, что для облегчения управления забойным давлением рзаб потери давления в колонне труб должны или оставаться постоянными (прокачивание одного флюида), или изменяться в зависимости от новой плотности (прокачивание раствора плотностью rут бр), что предполагает постоянный расход и, следовательно, постоянную скорость насоса.

4.5.3 Приемы управления флюидопроявлением

Рассмотрим три базовые ситуации методов управления при циркуляции :

а возобновление циркуляции

б циркуляция при установившемся режиме работы насоса

в остановка циркуляции

а) возобновление циркуляции

Примечание: Для легкости изложения мы вначале рассмотрим случай, когда нужно уравновесить пластовое давление рпласт забойным давлением рзаб, то есть случай нулевого запаса безопасности, а затем укажем отличия, если понадобится создание избыточного давления Dррепрес по формуле рзаб = рпласт + Dррепрес.

Ситуация с закрытой скважиной обычно дает нам два гидростатических по происхождению давления, считываемых на поверхности: рбк1, ркп1; при известном рбк1 из него выводится рпласт.

Для получения на забое скважины рзаб = рпласт достаточно получения в динамических условиях при помощи штуцера одного и того же давления ркп1 (это предполагает Dркп = 0 и Dрштуц = 0).

При этом давление нагнетания, установившееся ранее на уровне pбк1 , начинает расти на величину давления прокачки до тех пор, пока не установится производительность прокачки.

В этот момент: рнач = рбк1 + Dр1 (теоретически).

Если принимается решение о применении запаса безопасности Dррепрес, или избыточного давления относительно рпласт , необходимо начинать с более значительного давления в КП, увеличенного на Dррепрес, то есть : ркп1 + Dррепрес.

Этот запас безопасности (см. рисунок 4.9.) отражается на Dрзаб и на давлении нагнетания, которое принимает значение: рнач = Dр1 + рбк1 + Dррепрес (в теории)

Рис. 4.8

 

Рис. 4.9

 

При более детальном ознакомлении с гидродинамической системой и с базовыми теоретическими формулами следует отметить три обстоятельства.

· Как мы уже видели, точная формула забойного давления при циркуляции с применением дросселя будет: рзабгдст кп+Dркп + Dрштуц лин + ркп. Таким образом, мы располагаем в качестве естественного запаса безопасности по рпласт величинами Dркп и Dрштуц лин.

Из разных соображений, в том числе для уменьшения Dркп, которое может вызвать проблемы в слабой зоне, решено вести циркуляцию с пониженным расходом (см. главу ниже), и это позволяет считать в расчете, что потери давления в кольцевом пространстве ничтожны.

· Формула рнач = рбк1 + Dрбк получается при помощи базовой формулы гидродинамики pбк = Dрбк + рзаб - ргдст1, прямо связывающей давление нагнетания и забойное давление.

В теории рзаб = рпласт + Dрштуц лин + Dркп ; следовательно, разность рзаб - ргдст1 равняется рбк1 + Dркп + Dрштуц лин и формула принимает вид :

рнач = Dр1 + Dркп + Dрштуц лин + рбк1

Поскольку полные потери давления в системе обозначаются Dр1, получим:

рнач = Dрбр + рбк1

· Считывание давления в бурильных трубах на устье при закрытой скважине pбк1, необходимого для расчета плотности утяжеленного бурового раствора rут бр, может оказаться невозможным в случае присутствия обратного клапана в колонне труб. Приблизительную величину этого давления можно определить за счет считывания рнач (установленного при стабильном расходе после начала циркуляции при ркп1 + Dррепрес на устье в кольцевом пространстве) и благодаря предварительному знанию потерь давления pнач при используемом пониженном расходе.

Действительно:

рбк1 = рнач (зарегистрировано) - Dрбр (известно) - Dррепрес (выбрано)

Примечание: Напомним, что рбк1 можно установить при закрытой скважине, осуществляя нагнетание в очень медленном режиме с поэтапным изменением давления до появления отклонения давления на устье в кольцевом пространстве, указывающего на открытие клапана. В этом случае следует считывать давление в бурильных трубах на устье, представляющее величину рбк1 .

 

б) циркуляция при установившемся режиме работы насосов

В случаях, когда гидростатическое давление в кольцевом пространстве меняется (присутствие газа или утяжеленного бурового раствора), основное правило состоит в том, чтобы использовать давление нагнетания в качестве манометра для управления забойным давлением рзаб.

· Если колонна труб находится в однородном буровом растворе, давление нагнетания должно оставаться постоянным.

· Если флюид иной плотности поступает в колонну труб, давление нагнетания должно теоретически линейно меняться до достижения флюидом долота.

Важное примечание: Когда указывается, что давление нагнетания должно оставаться постоянным, подразумевается, разумеется, что производительность насоса также должна быть постоянной!

В параграфе “Осложнения” мы ознакомимся с отклонениями забойного давления в результате отсутствия постоянного расхода на “входе”.

Поскольку в процессе управления скважиной циркуляция осуществляется с двумя плотностями раствора (rбр и rут бр), рассмотрим давления нагнетания, соответствующие вышеописанным случаям.

Закачивание бурового раствора исходной плотности rбр:

При заполнении колонны труб буровым раствором с исходной плотностью rбр, как мы видели в предыдущем параграфе, получается:

если рзаб = рпласт рнач = Dршт.л + рбк1

если рзаб = рпласт + Dррепрес рнач = D ршт.л + рбк1 + Dррепрес

Рис. 4.10

 

Закачивание бурового раствора требуемой плотности rут бр:

При заполнении колонны труб буровым раствором требуемой плотности rут бр тот же подход дает: ркон = Dру бр

Действительно:

pнагн = Dрштуц лин + рзаб – pгидр1

В теории рзаб = рпласт + Dркп, следовательно:

Pref = Dрштуц лин + Dркп + pпласт- pгидр1

 

Поскольку утяжеленный буровой раствор должен обеспечить получение гидростатического давления, равного рпласт, выражение рпласт - ргдстI становится нулевым и формула принимает вид:

ркон = Dрштуц лин + Dркп

Поскольку полные потери давления Dру бр в системе бурового раствора с плотностью rут бр, по аналогии с Dрштуц лин и Dркп , ничтожны, мы можем записать, что ркон = Dру бр

Зная прежние величины Dрштуц лин, rбр и rут бр получим:

ркон = Dру бр = Dрбр ´ rут бр / rбр

Описание может быть более общим для возможного состояния закрытия скважины с утяжеленным буровым раствором до забоя ...

Действительно, поскольку утяжеленный буровой раствор должен обеспечить получение гидростатического давления, равного рпласт, если скважина закрыта с утяжеленным буровым раствором до долота, давление в “бурильных трубах” будет нулевым, и, следовательно, насос должен преодолевать только потери давления Dру бр.

Рис. 4.11

 

Следует отметить два особых момента:

а) Потери давления Dру бр будут различными, так как rут бр будет отличаться в зависимости от того, что желательно получить рзаб = рпласт или рзаб = рпласт + Dррепрес.

б) Возможность указания на то, что давление нагнетания ркон равно Dру бр, когда утяжеленный буровой раствор находится у долота, на практике удовлетворяет и повсеместно применяется, так как потери давления в кольцевом пространстве (скважины и дроссельной линии) считаются ничтожными при пониженном расходе. Однако, это не совсем точно и в некоторых случаях требуется серьезный пересмотр (подводные ПВО, скважины малого диаметра ...).

Действительно:

· буровой раствор rут бр у долота: ркон = Dрбр “при rут бр “ + Dркп + Dрштуц лин “при rбр “

и

· буровой раствор rут бр у поверхности : ркон = Dрбр “при rут бр “ + Dркп + Dрштуц лин “при rут бр “, следовательно, суммарные Dр “при rут бр

Отметим, что разница между двумя величинами вызвана изменением потерь давления в кольцевом пространстве и дроссельной линии от (Dркп + Dрштуц лин) до

(Dркп + Dрштуц лин)rут бр/rбр

Для подводных ПВО, как указывалось в параграфе “Гидродинамика”, потери давления в кольцевом пространстве включают в себя Dркп скважины плюс потери давления в штуцерной линии Dрбр. Последние, если глубина моря составляет несколько сот метров, могут превышать 10 бар и должны учитываться.

В некоторых случаях управления скважиной отсутствует постоянное гидростатическое давление в кольцевом пространстве при подаче утяжеленного бурового раствора в бурильные трубы и, следовательно, никакую величину не требуется поддерживать постоянной.

Правило состоит в использовании манометра на стояке для бурильных труб, который покажет падение от величины рнач до величины ркон по мере заполнения колонны труб раствором с плотностью rут бр...

Поскольку величины рнач и ркон , и то же касается объема колонны труб, легко рассчитываются, можно вычертить диаграмму давление¾объем колонны труб, которая покажет снижение давления нагнетания. Упрощенно говоря, можно в первом приближении предположить, что это снижение давления будет линейным в зависимости от заполнения колонны труб раствором с плотностью rут бр , то есть от закачиваемого объема раствора.

Рис. 4.12

Действительность гораздо сложнее, так как давление нагнетания, описываемое формулой pбк = Dрштуц лин + рзаб - ргдстI , меняется, в зависимости от потерь давления внутри бурильных труб и изменения внутреннего гидростатического давления ргдстI при постоянном забойном давлении.

Поскольку потери давления в колонне труб не линейны (особенно, на уровне насадок долота) и то же касается внутренней геометрии колонны труб (составная колонна труб и наклонное бурение), рисунок диаграммы становится сложным, если нужно учесть все реальные параметры скважины.

Эта тема рассматривается в параграфе “Осложнения”.

в) остановка циркуляции

В некоторых случаях может понадобиться закрытие скважины при одновременной остановке циркуляции (случай аварий, корректировки давления, замены бурового раствора). Необходимая процедура основана на том же принципе, что и при возобновлении циркуляции, с точки зрения предупредительных мер и использования манометров.

Для сохранения забойного давления на имеющемся уровне достаточно, при снижении скорости работы насоса, поддерживать постоянное давление в кольцевом пространстве, так как в любом случае можно предположить, что гидростатическое давление в кольцевом пространстве не изменится в течение нескольких минут, когда циркуляции не будет и скважина будет закрыта.

Давление в “бурильных трубах” автоматически снизится на величину потерь давления, соответствующих производительности насоса. При закрытой скважине возможны два случая:

· Если колонна труб заполнена буровым раствором исходной плотности rбр, оно будет рбк1 (если нужно рзаб = рпласт) или рбк1 + Dррепрес (если нужно сохранить избыточное давление на пласт).

· Если колонна труб заполнена буровым раствором требуемой плотности rут бр, оно будет просто равняться 0.

Все это справедливо при условии обеспечения “идеального” закрытия без ущерба для “безопасности” или избыточного давления во время закрытия.

 

4.5.4 Определение производительности насоса Qглуш для управления скважиной

Поступивший пластовый флюид будет удален из скважины, и буровой раствор исходной плотности rбр будет заменен буровым раствором с плотностью rут бр путем сохранения расхода при циркуляции (пониженный расход Qглуш) на постоянном уровне (по крайней мере, на входе в скважину) и ниже расхода для бурения. Этот расход составляет порядка 400-800 л/мин (между четвертью и половиной расхода при бурении).

Существует множество причин для вымывания пластового флюида с пониженным расходом:

· Легкость регулировки степени открытия дросселя.

Система будет менее чувствительной и работа оператора на дросселе более легкой.

· Давление нагнетания насосов.

Поскольку забойное давление сохраняется постоянным и равным рпласт + Dррепрес, давление нагнетания будет максимальным, когда колонна труб будет заполнена буровым раствором с плотностью rбр.

В этом случае при произвольном расходе Q давление нагнетания будет суммой рбк1 и потерь давления в системе Dрбр. При большом расходе возможно, что эти последние величины могут быть высокими и максимальное давление насоса может быть превышено.

Уменьшение расхода вдвое позволяет разделить Dрбр приблизительно на 4.

· Уменьшение износа оборудования.

Поскольку давление в наземном оборудовании и в скважине понижено, риск эрозии уменьшается. Возможна циркуляция с использованием только одного насоса (второй будет в резерве).

· Пропускная способность атмосферного газосепаратора.

Высота буфера бурового раствора (гидрозатвор) определяет давление, которое нельзя превысить в сепараторе. Давление в сепараторе зависит от потерь давления в отводной линии (которые, в свою очередь, зависят






Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой...

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...





© cyberpedia.su 2017-2020 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!

0.048 с.