Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

ОЦЕНКА НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОРОД, ОКРУЖАЮЩИХ СКВАЖИНУ

Геостатическое (горное) давление рг(Па) — давление, обусловленное весом толщи вышележащих пород. При бурении скважин на суше

рг — рпдИ, (2.1)

где рп — объемная плотность вышележащих горных пород,

П

Рп = ХЗ К1 ~ Р-Г1 + Ы К1 Я, (2.2)

где Я; — пористость слоя горной породы, доли единицы; рт{ — плотность твердой фазы данной горной породы, кг/м3; — тол­щина слоя той же породы; рж — плотность жидкости в порах

П

породы, кг/м3; Я = — глубина рассматриваемой точки

1 = 1

земной породы от дневной поверхности.

С увеличением Я растет рг, а вместе с ним возрастает и на­пряжение в породе. Для большинства пород при этом увеличи­ваются пределы текучести, прочности и пластичности.

При бурении скважин в море горное давление рассчитывается по формуле [23]

Рг. и = [(Рп(Н — Нм) + Рм вНи)д, (2.3)

где Ям — глубина моря; рив — средняя плотность морской воды;

# = £>,- + Ям. (2.4)

г —1

Пример 2.1. Вычислить значение рг для условий, приведен — ных в табл. 2.1.

Таб ли ц а 2.1

Интервал бурения, м

Мощность,

м

Пористость,

%

Средняя плотность, кг/м3

твердой фа­зы породы

пластовой

жидкости

0-390

390

35

2680

1013

390-545

155

31

2630

1010

545-670

125

28

2700

1030

670-920

250

27

2655

1005

920-1150

230

25 ‘

2600

1005

1150-1450

300

20

2500

1000

1450-1700

250

18

2450

1000

1700-2050

350

19

2490

1010

2050-2400

350

19

2500

1010

2400-3000

600

17

2700

710

Решение. Согласно (2.2)

/>„ = {[(1 — о, 35) 2680 + 0,35 • 1013] 390 + [(1 — 0, 31) 2630 + 0,31х Х1010] 155 + [(1 — 0,28) 2700 + 0,28 • 1030] 125 + [(1 — 0,27) 2655+ +0,27-1005] 250+[(1-0,25) 2600 + 0,25-1005] 230+[(1-0,20) 2500+ +0,20 • 1000] 300 + [(1 — 0,18) 2450 + 0,18 ■ 1000] 250 + [(1 — 0,19) х Х2490 + 0,19 • 1050] 350 + [(1 — 0,19) 2500 + 0,19-1010] 350 + [(1- -0,17) 2700 + 0,17 • 710] 600}/3000 = 2220, 37 кг/м3.

По формуле (2.1)

рг ~ 2220,37-9,8- 3000 = 65, 3 МПа.

Боковое давление р6(Па) — радиальное упругое напряже­ние в горной породе

& = £рг; (2.5)

£ = 1л/(1-1л). (2.6)

При £ = 1 величина рг имеет максимальное значение. Величина £ приближается к 1 в толщах глинистых и других высокопластичных пород на сравнительно небольшой глубине. Значение р6 для песков определяется из выражения1

V5 + 2t^Pr’ ^2’7^

Подпись: V5 + 2t^Pr' ^2'7^Р6= У? ~Чч>

ГДе (р — уГОП внутреннего трения обводненных песков, градус

1табл. 2.2).

Подпись: ГДе (р - уГОП внутреннего трения обводненных песков, градус 1табл. 2.2). Ч>

VT

д jj "Равочник по бурению скважин на воду; Под ред. проф.

Н R

ашкатова.— М.: Недра, 1979.

Порода

<р, градус

Песок:

крупный

27

0,51

средний

25

0,47

мелкий

20

0,36

глинистый

30

0,58

Галечник с пес­

25

0,47

ком

Г равий

30

0,58

Плывуны

12

0,21

Разрушенные

35

0,70

выветриванием

рыхлые грунты

Поровое давление рпор (МПа) — давление жидкости в до — ровом пространстве пород. Используют для характеристики да­вления жидкости в порах глинистых и других, практически не­проницаемых пород.

Пластовое давление рпл (МПа) — давление жидкости в проницаемой породе, т. е. рпор в том частном случае, когда поры сообщаются друг с другом. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды рв (в МПа) плотностью рв =1000 кг/м3 от кровли пласта до поверхности

Рпл « Рв = рвдН. (2.8)

Формулой (2.8) можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину рпл по динамическому уровню жидко­сти в скважине, поскольку последние еще не пробурены.

При вскрытии водоносных горизонтов

Рпп — Нстд рж-> (2-9)

где Нст — величина столба жидкости, который устанавливается в покоящейся скважине.

Гидростатическое давление бурового раствора на за­бой р6.р (МПа) — давление столба бурового раствора на забой на глубине Н

Рб. р = Рб. РдН. (2.Ю)

Пример 2.2. Определить давление, оказываемое буровьи* раствором плотностью р6 р = 1260 кг/м3 на стенки скважинЫ на глубине 2000 м.

Решение. По уравнению (2.10) на глубине 2000 м

рб. р = 9, 81 ■ 1260 • 2000 = 24, 72 МПа.

Давление гидроразрыва горной породы ргр (МПа) — да — дение столба жидкости в скважине на глубине Л, при котором в оИСходит разрыв связной породы и образование в ней трещин, опредеяяется опытным путем.

При полном отсутствии данных [11]

Ргр = 0’87^’ (2.11)

=: 0,83# +6,6рпл.

Ргр

Давление поглощения рпогл — давление в скважине, при котором начинается утечка бурового раствора по искусственным трешинам, образующимся в результате гидроразрыва связной породы, либо по естественным каналам в трещиноватых и за — карстованных породах. Принимается по фактическим данным или по опытным нагнетаниям (подача 1-2 л/с).

При отсутствии данных [11]

р„огл = (0,75-0,95)ргр. (2.12)

Дифференциальное давление Ар — разность давления бурового раствора на забой скважины и пластового

Др = Рб. р 4“ Ргд ~~ Рпл > (^’13)

где ргд — гидродинамическое давление, рассматриваемое в зави­симости от выполняемой технологической операции: при цирку­ляции раствора в затрубном пространстве или при пуске насоса.

Величина Др оказывает существенное влияние на увеличение сопротивления разрушению пород. С увеличением Н влияние Ар на показатели работы долот возрастает. В случае если р6 р га рпл, то рост ргд (репрессия на пласт) может стать причиной погло­щения бурового раствора.

Относительные геостатическое, боковое и пластовое (поровое) давления (индексы давления), которые широко ис­пользуются для характеристики геологических условий бурения и вычисляются по формулам:

р’г = (П°Р) ■ /о лд

П 5 6 п ’ Рпл(пор) >

/ Р в Р в

пл &а И риор = А? а(пор)•> (2.15)

НазЫвают также коэффициентами аномальности пластового и порового давления соответственно.

В нормальных условиях ка ж 1. Если ка (кпор) > 1, 2, то имеет — Ся АВПД (или АВПоД). При увеличении Н вероятность встречи ^ПД возрастает. Значения ка < 0, 8 характеризуют АНПД. ■Пример 2.3. Пластовое давление на глубине 1900 м соста — яет 23 МПа. Требуется оценить коэффициент аномальности •Истового давления.

Решение. Приняв рв — 1000 кг/м, по формуле (2.15) мах0 дим

к = 23′ 106 = 1 23

а 103-9,81• 1900 ’

Относительное давление по воде в закрытой скваасй,

не котн — отношение давления рн на глубине II в скважине с закрытым устьем, частично или полностью заполненной пласто­вой жидкостью, к давлению пресной воды

Ротн = Рн/РвдН. (2.16)

Индекс давления поглощения р;погл представляет собой отно­шение рпогл к давлению столба пресной воды:

Рпогл — Рпогл/Рв (2.17)

ИЛИ

кПОГЯ Рр. т/Рв1 (2.18)

где рр т — давление раскрытия микротрещин или давление ги­дроразрыва монолитных пород.

Для прогнозирования ориентировочных значений кпогл можно воспользоваться формулой [11]

кпогл и (1 -0*а + £(1,8-г2,5). (2.19)

Величину 1,8 принимают близ дневной поверхности; 2,3- 2,5 — на большой глубине. Значения £ желательно определять по данным о давлениях разрыва горной породы (раскрытия микро­трещин), полученных в ранее пробуренных скважинах на данной или других площадях со сходными горно-геологическими усло­виями.

Давление относительной устойчивости пород ру — ми­нимальное давление на участок ствола скважины, сложенный потенциально неустойчивой породой, при котором в течение про­должительного времени (достаточного для разбурива. ния всей толщи таких пород и перекрытия их обсадной колонной), при данном составе бурового раствора не возникают серьезные про­явления неустойчивости (сужения ствола и связанные с этим осложнения — прихваты, затяжки и посадки колонны труб при спускоподъемных операциях; интенсивные осыпания пород и т. п.).

Градиенты давления (геоста. тического, пластового, порового^ гидроразрыва и поглощения соответственно) используются так­же при решении различных задач технологии бурения, равНЬ1 отношению давления к глубине залегания пород:

Рг 1 Рпл

Р*йРг — Н’ 6 Рпл “ Я^;

ёга<1Рпор = §га, с1 ргр = (2.20)

_ 7^погл

gJ•ad^’пoгл — ц ■

Напряженное состояние пород в приствольной зоне. В

скражине, пробуренной через толщу пород буровым раствором с плотностью рс. р < рп, напряженные состояния в окрестности и Бдали от нее отличаются друг от друга.

Распределение напряжений в упругих изотропных беспори — схых породах (без учета температуры), по С. Г. Лехницкому, описывается системой следующих уравнений (в МПа):

(7Н =

( г2 г2

<70 = —£ 9-РпН + дрв. РН ф; (2.21)

*г = -£ (1_^) 5РпЯ + 5рб. ря^,

где сн — вертикальное нормальное напряжение, вызванное дей­ствием сил веса (горного давления); ав — тангенциальное (коль­цевое) нормальное напряжение, направленное перпендикулярно к радиусу вертикальной скважины гс; аг — радиальное нор­мальное напряжение, направленное вдоль гс; г — радиус рас­сматриваемой точки породы в окрестностях скважины.

Деформации и разрушение стенок скважины обусловлены главным образом касательными напряжениями:

СГ9 — (7Г ан — аг ад — Он ( л

1 “ “2—’ Гг = —’ Га = ~2~- (2’22)

Радиус несущей зоны, подверженной пластическим деформа­циям, вычисляется по формуле

1~^^~^Рп^^~Р^кр^)~Л~1~^~т * (2.23)

Значения <гт приведены в табл. 1.5.

Приведенные зависимости позволяют с достаточной для пРактики бурения точностью прогнозировать устойчивость стенок скважины.

Классификация пород по степени устойчивости приведена в *абл. 2.3.

В глубоких скважинах, разрезы которых представлены Мо1Дными толщами глинистых формаций (глины, аргиллиты, евРолиты, мергели и глинистые сланцы), проблема устой — в°сти ствола имеет очень большое значение. Бурение таких

Г = г,

Т а б л и ц а 2.3

Степень устойчи­вости

Горные породы

Связь между зернами

Весьма неустойчи­вые

С изменяющейся устойчивостью

Слабоустойчивые

Устойчивые

Рыхлые (пески, гравий, галечник)

Плотные невысокой прочности, растворяемые или размываемые буровым раствором (глинистые породы, каменная соль) Скальные, но раздробленные; сбрекчированные (сцементиро­ванные брекчией или конгломе­ратом, слабые песчаники, слан­цы и угли)

Породы высокой или средней твердости, монолитные или сла­ботрещиноватые, не размывае­мые буровым раствором (грани­ты, диориты, базальты, кварци­ты, песчаники и т. д.)

Отсутствует

Сложная (исчезаю­щая при насыщении водой)

Недостаточно

прочная

Прочная

пород сопровождается образованием каверн, сужением ствола скважины, прихватами и сложностью сохранения керна.

При вскрытии отложений каменной соли сужение ствола и пластическая деформация могут произойти при г > ат.

Пример 2.4. Оценить главные касательные напряжения, действующие в приствольной зоне скважины (на ее внутренней стенке) в соленосных отложениях для следующих условий: глу­бина залегания данной точки соленосных отложений Н = 1600 м, средняя нлотиость вышележащих горных пород рп = 2500 кг/м3, плотность бурового раствора в скважине рВр = 1300 кг/м3.

Решение. Нормальное, тангенциальное и радиальное на­пряжения (при £ = 1) будут соответственно вычислены по фор­мулам (2.21):

аи = -9, 81 ■ ‘2500 ■ 1600 = -39,2 МПа;

ав = -2 -9,81 -2500- 1600 + 9,81- 1500- 1600 = -58 МПа;

от = -9,81 — 1300 ■ 1600 = -20,4 МПа.

Главные касательные напряжения определяются по форму­лам (2.22):

Г! = ~-58 Т Lr2-’!! = -18,8 МПа;

_ _-39,2 -(-20И) = _ММПа;

2

-58 -(-30,2) Л1ТТ

г3 =—————————— — -9,4 МПа.

Хаким образом, максимальные касательные напряжения на ^•енке скважины достигают г = —18, 8 МПа.

С Вывод. Поскольку <тт даже наиболее прочного из галогенных йНералов галита составляет 20 МПа (см. табл. 1.7), можно сЧитать, что на стенках данной скважины соленосные породы находятся в упругопластическом состоянии.

Пример 2.5. Определить радиус несущей зоны, в границах которой высокопластичные глинистые породы подвержены пла­стическим деформациям, если известно, что р„ = 2300 кг./м3; рбр = 1250 кг/м[1]; гс = 6 • 10-2 м; Я = 1200 м.

решение. Примем (см. табл. 1.7) стт высокопластичных глин равным 60 МПа. Подставляя данные в выражение (2.23), получаем

,/1,73(2300- 1254 1200 . ,

г = 6■ ю V————— бТ№————— 36 10 “■

Поведение горных пород на стенках скважины зависит от температуры пород и бурового раствора.

Геостатическая температура пород Тг (°С) — это темпе­ратура в естественных условиях залегания пород в земной коре, т. е. до начала бурения или после весьма длительного простоя скважины без. промывки.

С увеличением глубины залегания пород ниже нейтрального слоя (ближайший к дневной поверхности слой породы, темпера­тура которого не изменяется при суточных и сезонных колебани­ях температуры атмосферного воздуха) она возрастает, причем интенсивность роста, как правило, изменяется чаще в сторону уменьшения.

В районах, где геотермический градиент с глубиной изменя­ется весьма незначительно, распределение геостатических тем­ператур приближенно можно рассчитать по формуле [23]

ЪкТав-Г(Нпя-Н), (2.24)

где Гпл — известная температура на глубине Япл, 0С; Г — гео­термический градиент — прирост Тг на каждый метр глубины залегания породы, °С/м (с глубиной несколько изменяется).

Пример 2.6. Оценить значение геостатической температу­рь^ .измеренной на глубине Я = 1800 м, если величина Гг, изме­ренная на глубине 1500 м, составляет 64 °С, а средний геотер­мический градиент равен 0,037 °С/м.

Решение. По формуле (2.24)

^ = 64 — 0,037 (1500 — 1800) = 75,1 °С.

Температуру бурового раствора следует рассматривать как ^Кнейший параметр, определяющий режим бурения и который Стично можно регулировать.

Расчет распределения температур бурового раствора, и СТе нок скважины во время бурения достаточно сложен. Этот воцр0′ послужил предметом многочисленных работ с использование^ числовых расчетов. Однако их практическое применение чахце проблематично.

Для ориентировочной оценки распределения температур в скважине при промывке можно воспользоваться экспресс-мето­дикой ВНИИКРнефти [23].

Температура на забое скважины после нескольких циклов циркуляции

Г,«Ь, ЗЗГо + 0,67Гпл (2.25)

(Т0 — температура нейтрального слоя Земли, °С);

температура выходящего из скважины потока Твых ~ 0,67Т0 + О, ЗЗТПЛ; (2.26)

температура бурового раствора, закачиваемого в бурильную колонну (температура нисходящего потока на входе в бурильную колонну)

твх — Твых — ДТВЫХ (2.27)

(АТвых — уменьшение температуры раствора в наземной цир­куляционной системе, зависящее от температуры атмосферы и конструкции этой системы и равное 7 °С);

средняя температура восходящего и нисходящего потоков при промывке соответственно

Тср. в ~ “ Т0 + — Тпл; (2.28)

Тср. н ~ 0, 5 (Тпл — То + ДТВЫХ); (2.29)

средняя температура в скважине Гср. с«0,53Тпя + 0,45То. (2.30)

По данным выполненных расчетов строятся кривые распре­деления температур в нисходящем и восходящих потоках буро­вого раствора.

Пример 2.7. Построить график распределения температур в потоке бурового раствора при окончании бурения скважины для следующих условий: глубина скважины Н = 3200 м; геостатиче — ская температура Тг = 102 °С; температура нейтрального слоя Земли Т0 = 8 0С; уменьшение температуры бурового раствора® наземной циркуляционной системе ДТВЫХ « 7 °С.

Решение. Температура на забое скважины по формУле

(2.25)

Г3« 0,33-8 + 0,67-102 = 71 °С.

Температура выходящего из скважины потока по форМ. Уле

(2.26)

Твых « 0,67-8 + 0,33-102 = 39 °С.

Температура, бурового ра. створа, закачиваемого в бурильную ^лонну, по формуле (2.27)

Г = 39 — 7 = 32 °С.

ївх

Средняя температура восходящего и нисходящего потоков из зважений (2.28) и (2.29) соответственно

Т „ « — — 8+ ^ ■ 102 = 60 °С;

1 ср. э д 9

^.„* 0,5(102 — 8 + 7) = 50,5 °С.

Средняя температура в скважине по формуле (2.30)

^» 0,53-102 + 0,45-8 = 58 °С.

Кривые распределения температур в нисходящем и восходя­щем потоках приводятся на рис. 2.1.

Температуру циркулирующего бурового раствора, на любой глубине к в скважине можно вычислить и по формуле

= Т0 + 0, ІАГІї + 0,43ГН. (2.31)

Пример 2.8. Вычислить температуру на забое скважины для условий предыдущего примера, если геотермический гра­диент Г = 0,037 °С/м.

Решение. По формуле (2.31)

О 20 40 60 Т, °С

Подпись: О 20 40 60 Т, °С Г* = 8 + 0,14-0,037-3200 + 0,43-0,037-3200 = 75,5 °С.

^Ривые распределения восх1е^>аГу)Э в нисходящем (1) и ^ 0,ЧЯ1Чем (2) потоках при про — е скважины для условий

Р«мера 2.7

о

Оставить комментарий