Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Для опробования перспективных горизон­тов в процессе бурения, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена, применяют комплекты испытатель­ного инструмента, позволяющие проводить одноцикловое и мно­гоцикловое испытания скважин.

Техническая характеристика комплектов испытательного ин­струмента (КИИ), позволяющих производить одноцикловое ис­пытание скважин и многоциклового испытательного оборудо­вания (МИГ), приводится в табл. 17.1 [13]. Узлы, входящие в упомянутые комплекты, приведены в табл. 17.2 [26].

Для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от осталь­ной части ствола предназначены иакеры с металлической опорой (табл. 17.3), резиновой опорой (табл. 17.4) и секционные универ­сальные (табл. 17.5).

Надежность пакеровки прежде всего определяется правиль­ным выбором диаметра пакерующего элемента.

Диаметр резинового элемента механического лакера [24]

^р. п = (0,85-0,9)4, (17Д)

где (1С — диаметр скважины в месте установки пакера, м.

Проходимость пакера по стволу скважины и надежность яа керовки при испытании характеризуется коэффициентом па керовки.

кп = 4Я. П — (17,2)

Минимальные значения коэффициента пакеровки. яри к°т° рых обеспечивается надежная па. керовка в зависимости от Ус навливаемых перепадов давления на пакер, приведены ни*6-

Цере^ ца£еР

давления на

МПа……………..

!ГэФФиШ! еНТ паке1ювкн

Характеристика работы

яа. кеРа ‘

Повышенная

устойчивость

Средняя ус­тойчивость, проходимость

Повышенная

проходи-

Вьібор диаметра пакера рекомендуется [13] производить в со — етствии с данными табл. 17.6, в которой приведены диаме — резиновых элементов в зависимости от диаметра необса — — рйНОЙ скважины в интервале установки пакера и численные значения коэффициента пакеровки.

					Таблица 17.1
Техническая характеристика испытательного оборудования
Тип	КИИ2М-			КИИ2М-
оборудования	-146,	МИГ-146	МИГ-127	-95,	МИК-	МИГ-	МИГ-
КИИ-146			КИИ-95	95	80	65
Наружный ди­	146	146	127	95	95	80	67
аметр, мм
Максимальная	2,3	2,9	2,9	2,5	2,6	3,5	3,2
длина отдель­
ной сборочной
единицы, м
Общая длина	16,6	17,6-27,5	17,9-27,2	18,2	21,4	23,4	16,5
полного ком­
плекта, м
Допускаемая
нагрузка, кН
сжимающая	300	1500	1250	160	600	400	200
растягиваю­	600	700	600	250	450	200	150
щая
Крутящий мо­	8,0	10,0	7,5	6,0	4,9	3,9	3,1
мент, кН-м
Максимальный	35	45	45	35	45	45	40
перепад давле­
ния, МПа
Максимальная	170	200	200	170	200	200	200
температура, С
Максимальная Масса	200	235	163	110	120	92	78
0тДельной
С®°РОЧНОЙ еди-
®ЩЫ, кг Максимальная ^асса комплек-
1200	5442	5682	910	1810	635	540
Па’*г °бслу- с”ВаеМЫх
190-295	190-295	161-243	118-165	118-165	97-112	76-102
П^ин, мм >Со«иш.- ЛЬнЗД резьба
3-121	3-121	3-101	3-76	3-76	3-62	3-56

Состав комплектов трубных испытателей пластов МИГ-146 МИГ-12 7 МИК-95 МИГ-80 МИГ-65 КИИ2М- 146 КИИ2М-95 Узлы Чи­ сло Шифр Чи­ сло Шифр Чи­ сло Шифр Чи­ сло Шифр Чи­ сло Шифр Чи­ сло Шифр Чи­ сло Шифр Испытатель ИПМ2-146 1 ИПМ2-127 1 ИПЦ-95 1 ИПМ1-80 1 ИПМ2-65 1 ИПГ-146 1 ИПГ-95-У 1 пластов Раздвижной УРВ2-146 1 УРВ2-127 1 К-95 1 УРВ-80 1 РМ2-65 1 — — — — механизм МП-95 1 УРВ-1-65 1 — — — — (компенсатор) и устройство для вращения труб ЗП2-95 Клапан запор- К32-146 1 КЗЗ-127 1 КЗ-95 1 ЗП2-80 1 ЗПЗ-65 1 ЗП2-146 1 1 но-поворот­ КЦМ-80 1 КЦ-65 1 КЦ-146 1 КЦ-95 1 ный Клапан цирку- КЦМЗ-146 1 КЦМ2-127 1 КЦ-95 1 (КЗЦ-80) 1 ЛЯЦИОІШЬІЙ (клапан зали­ вочно-цирку­ ПЦ-178 2 ПЦ-95 2 ляционный) ПЦР-146 Пакер ПЦР2-146 2 ПЦР2-146 2 ПЦ2-95 2 ПЦ-80 2 ПЦЗ-65 2 2 Пробоотбор­ ПИГ2-146 1 ПИГ2-127 1 ПО-95 1 ПИГ-80 1 ПИГ-65 1 — — — — ник Яс ЯГЗЗ-146 1 ЯГ32-127 1 ЯМ-95 1 ягз-80 1 ЯГ2-65 1 ЯГ-146 1 ЯГ-95 1 Манометры глубинные Геликсные или поршневые на давление от 25 до 100 МПа с продолжительностью регистрирую­ регистрации от 12 до 24 ч щие Штуцер гид­ III2 1 Ш2-127 1 — Ш-80 1 | — — 1 — — — 1 — равлический 1 1 Распредели­ РУ2 1 РУ2 1 РУ-95 1 РУ-80 1 1 РУ1-65 — — / ~ тельное ус- / / Vтройстъо 1 II / II / // / /

380

/ Уравнитель­	/ УУ2-146	/ 1	1 УУ 2-146	1	УРП-95	1
ное устройст­
во					ЗА-95
Замок безопас­	ЗБ2-146	1	ЗБ2-127	1	1
ный
Фильтр и	Ф2-146	5	Ф2-127	3	Ф1-95	5
опорный баш­			Ф2-146	5
мак
Переводник.	ПП2	1	ПП2-146	1	ПП1-95	2
приборный					У1-95
Патрубок	П-146	5	П-127	5	3
подгонный
(удлинитель)
Переводник	ПЛ-146	2	ПЛ-146	2	ПЛ-95	1
левый
Переводники	Г1Х-146	1	ПХ-127	4	—	—
переходные
Клапан обрат-	—	—	—	—	—	—
ный
Переводник	—	—	—	—	—	—
выпускной					ПСГ-95	1
Приспособле­	ПСГ-2	1	ПСГ-2	1
ние для сжа­
тия ИИ					УО
Устройство	УО	1	УО	1	1
для опрессов­
ки
Комплект за­		1		1		1
пасных час­
тей инстру­
ментов и при­
способлений
для обслужи­
вания

Пакеры с металлической опорой Параметры ПЦ-146 ПЦ-95 Наружный диаметр остова, мм 146 95 Диаметр сменного резинового элемента, мм 220 145 195 135 180 115 170 109 Диаметр обслуживаемых скважин, мм 190-243 118-161 Нагрузка при пакеровке, кН 100-150 60-80 Максимальный перепад давления, МПа 35 35 Диаметр штока, мм 72 40 Допустимая растягивающая нагрузка, кН 600 250 Максимальная температура, °С 170 170 Длина остова, мм 2300 1525 Средняя масса, кг 180 65 Концевая резьба 3-121 3-76

Таблица 17.4 Пакеры с раздвижной резиновой опорой Параметры ПЦР-178 ПЦР-146 ПНР-127 ПЦР-95 ПЦ-80 ПЦР-61 Наружный диаметр 178 146 127 95 80 67 остова, мм Диаметр сменного 245 220 145 145 87 92 резинового элемен­ 270 195 135 135 92 87 та, мм 180 170 115 108 98 78 67 Диаметр сменной 245 220 109 87 92 резиновой опоры, 92 мм 98 Максимальная про­ 350 350 — 330 — 240 дольная деформа­ ция резинового элемента, мм Диаметр обслужи­ 76-ЮЗ 269-295 190-243 151-161 118-161 97-112 ваемых скважин, мм 15-40 Нагрузка при паке­ 150-200 120-180 50-70 50-70 — ровке, кН 45 Максимальный пе­ 45 45 45 45 45 репад давления, МПа 200 Допустимая растя­ 1300 1300 790 700 200 гивающая нагруз­ ка, кН 34 31 1425 Диаметр штока, мм 90 73 52 52 40 Средняя масса, кг 200 150 66 41 Длина остова, мм 2373 1625 1420 1525 Концевая резьба 3-121 3-121 — 3-76 3-62

^аКеРы секционные универсальные Параметры ПСУ-146 ПСУ-109 ПСУ-82 "л^метр скважины, мм Ддяяа секции, мм 190-250 115-152 87-105 1250 1150 1100 Дружный диаметр, мм: 146 109 82 остова уплотняющего элемента 175; 185; 109; 115; 120; 82; 90 я расширяющийся опоры 195; 205; 220 130; 135 Длина, мм: 320 250 250 уплотняющего элемента расширяющейся опоры 110 80 80 НагрУзка пакеровки, кН 60-80 30-60 20-25 Диаметр проходного канала 32 20 14 щтока пакера, мм 60 60 Допустимый перепад давления 60 на пакере при 90°С, МПа Допустимая нагрузка, кН: при сжатии 600 400 200 при растяжении 400 280 150 Допустимый крутящий момент, 9 7 А кН-м

При выборе интервала испытания следует стремиться к тому, чтобы вся эффективная мощность проницаемой части пласта, найденной по результатам геолого-геофизических исследований, находилась в пределах интервала между пакером и забоем сква­жины. Значения минимальной длины интервала для установки пакера приведены в табл. 17.7 Нагрузка, необходимая для пакеровки, определяется по формуле [13]

вя = ЗЕу50(кп-1)(1 + Щу (17.3)

где Еу — модуль упругости резины, Еу — 9,4 МПа; 50 — пло­щадь сечения резинового элемента пакера до деформации; кп — Коэффициент пакеровки.

Депрессия, создаваемая для получения притока пласто — ®°и Жидкости при первичном вскрытии перспективного гори­ста

V ^^(р6 рд, гпп — рпл), (17.4)

*°т°Рая во избежание разрушения объекта испытания должна °Влетворять условию

Нагрузка для установки пакера Єп (кН) и допустимого перепада давления на пакер Арп (МПа) в зависимости от диаметра пакера <іп (мм) и коэффициента пакеровки к„ Диаметр сква­жины, мм Показатели dn, мм к п G’n, кН др«ГмйГ" 76,0 67 1,135 16,7 ~20 ‘ 93,0 87 1,070 12,9 30 78 1,190 28,7 15 97,0 87 1,115 21,7 25 98,4 87 1,131 24,2 20 92 1,070 14,8 35 112,0 98 1,140 37,9 20 118,0 108 1,092 25,9 30 120,6 108 1,117 33,0 25 132,0 115 1,147 46,5 15 139,7 126[7] 1,110 41,6 25 146,0 135 1,081 34,6 35 151,0 135 1,118 50.4 25 161,0 145 1,110 53,8 25 165,0 145 1,138 67,5 15 171,4 154* 1,110 70,8 25 187,3 170 1,102 73,3 25 190,5 170 1,121 86,6 20 200,0 180 1,111 88,4 20 212,7 195 1,091 83,8 25 215,9 195 1,107 98,5 25 222,3 195 1,140 128,7 15 242,9 220 1,104 119,0 25 244,5 220 1,111 128,7 20 250,8 220 1,140 160,9 15 269,9 240 1,240 198,7 20 295,3 270 1,094 168,5 25 * Индивидуальное изготовление резинового элемента.

Таблица 17.7

Минимальная длина интервала для установки пакера Глубина установ­ки пакера, м Минимальная длина интервала для установки паж (в м) при погрешности замеров 0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 <500 2.5 3,0 3,5 4,0 4,5 1000 3.0 4,0 5,0 6,0 7.0 1500 3, о 5,0 6,0 8.0 9,5 2000 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 2500 4,5 7,0 9,5 12,0 14,0 3000 5,0 8,0 11,0 14,0 17,0 3500 5,5 9,0 12,5 16,0 19,5 4000 6,0 10,0 14,0 18,0 22,0 4500 6,5 11,0 15,5 20,0 24,5 5000 7,0 12,0 17,0 22,0 27,0 5500 7,5 13,0 18,5 24,0 29,5 6000 8,0 14,5 20,0 26,0 32Д1

ГТля создания необходимой депрессии бурильная колонна за­дается жидкостью плотностью рж < р& р. Глубина заполне­на

— ~~ (Рпл — Рдеп)/Рж9 ■ (1 ^ -6)

г*

Избыточное наружное давление, действующее на пластоис — {лтатеЛЬ и пакер, которое достигает максимума в начальный ^омект опробования,

„ = Рб. р9г« п ~~ Рж9 (~И. П — ^ж)) (17.7)

/’Й-Я

где^ип — глубина установки испытателя пластов.

Если один пакер не способен воспринимать такой перепад давлений, то устанавливают последовательно два пакера.

Необходимую величину осевой сжимающей нагрузки (?сп (кН) целесообразно создавать за счет веса секции УБТ, длина которого определяется по формуле (9.5) при к = 1,1.

Во время пакеровки и опробования объекта хвостовик, рас­положенный ниже пакера, испытывает осевое сжатие от дей­ствия трех сил: от осевой сжимающей нагрузки (?с. п, гидрав­

лической нагрузки Сс г, возникающей при открытии главного клапана пластоиспытателя, и силы трения ^тр пакера о стенки скважины.

Действующая на хвостовик в начальный момент сжимающая (статическая) Сст нагрузка, может быть определена по номо­грамме [13], приведенной на рис. 17.1 (на ней приведен при­мер пользования номограммой: о? с = 240 мм; йшт = 90 мм; Др = 20 МПа; = 780 кН).

*000 3000 2000 WOO 6ст, кН 100 200 300 400 dc, MM Рис. 17.1. Номограмма для определения статиче­ской нагрузки на хвостовик

Расчет максимально допустимых сжимающих нагрузок н хвостовик осуществляется по формуле [13]

Скр = 5 [<гт — 5,04 (4 — <1т)УкП?/Ш], (17.8)

где аг — предел текучести материала труб, Па; 5 — нлощадь поперечного сечения хвостовика, м2; 4, 4 — соответственно диаметры скважины и хвостовика, м; д — вес 1 м хвостови^ Н; ¥ — момент сопротивления сечения хвостовика, м3. ’

В табл. 17.8 приведены значения критических нагрузок на хвостовики, составленные из бурильных труб различных типо­размеров.

Гидравлическая нагрузка приближенно рассчитывается до формуле

Рг ^ (5с. р*7^пак Рж9 (^пак ^ж)]: (17.9)

где $с, 5Х — соответственно площадь поперечного сечения сква­жины в месте пакеровки и площадь сечения хвостовика, м2; 2пак — глубина установки пакера, м.

Силу трения можно оценить по следующей формуле (П. С. Лап­шин, 1974)

Ртр ~ кгрргррпнжс1сЬрп(с1.рп 4и)/(°ч? 4и), (17.10)

где кгр — опытный коэффициент, /стр и 0,2; /хтр — коэффици­ент трения резинового элемента о стенки скважины, ртр — 0,1; Нр п — высота резинового элемента пакера, м; 4п — диаметр штока пакера, м.

Напряжения изгиба в хвостовике можно оценить по формуле

[13]

ан = 5,04(4 — йх)^Е1хд^( 1 — р6 р/рм)2/^х, (17.11)

где 4 — наружный диаметр хвостовика, м; /х — момент инер­ции сечения хвостовика, м4; ¥х — момент сопротивления того же сечения, м3; дх — масса 1 м хвостовика, кг.

Дополнительные сжимающие температурные напряжения в хвостовике на время опробования

<7Т = (17.12)

где — температурный коэффициент линейного расширения хвостовика, К-1.

Поправка, учитывающая влияние температуры на модулЬ упругости,

Е = Е2окЕ(и ~ 20) (17.13)

и предел текучести материала хвостовика

<гт = (<гт)20 — — 20), (17Л4)

Допустимая сжимающая нагрузка (в кН), при диаметре скважины ъ интервале установки хвостовиков, мм Диаметр Предел теку­ 98,4 112,0 120,6 139,7 165,1 190,5 215,9 139,7 165,1 190,5 215,9 і 244,51 295,31 98,4 1 112,0} 120,6 136,7 > труб, мм чести, МПа Толщина стенки бурильных труб мм 7 8 9 60 380 500 550 650 750 411 551 610 727 844 399 539 598 715 832 392 532 591 708 825 374 515 573 690 807 508 682 754 899 1044 492 666 738 883 1028 483 657 729 874 1019 460 634 706 851 996 73 380 500 550 650 750 512 686 759 904 1049 504 678 750 896 1040 484 658 731 876 1021 474 648 721 866 1011 638 855 946 1127 1308 629 845 936 1117 1298 603 820 911 1092 1273 89 380 500 550 650 750 648 864 954 1134 1314 625 841 931 1111 1291 596 812 901 1082 1262 598 784 874 1054 1234 814 1085 1198 1424 1649 785 1056 1169 1395 1621 114 380 500 550 650 750 861 1144 1262 1498 1734 826 1109 1228 1464 1699 79’2 1073 1193 1429 1665 757 1041 1159 1395 1631 974 1294 1427 1695 1961 934 1255 1388 1655 1922 895 1215 1349 1616 1833 856 1176 1310 1577 1843 140 380 500 550 650 750 1166 1563 1729 2059 2390 1120 1517 1683 2014 2345 1066 1462 1628 1959 2290 974 1371 1536 1867 2198 168 380 500 550 650 750

Диаметр труб, мм	Предел теку­чести, МПа	Допустимая сжимающая нагрузка (в кН), при диаметре скважины в интервале установки хвостовиков, мм
151,0	165,0	190,5	215,9І244,5	295,3	139,7	165,1	190,5	215,9	244,5	295,3	139,7	165,1	190,5	215,9	244,5	295,3
	Толщина стенки бурильных труб, мм
9	10	11
60	380 500 550 650 750
73	380 500 550 650 750	590 807 898 1070 1260
89	38Ь 500 550 650 750		748 1019 1132 1358 1584,	712 983 1096 1322 1548
114	380 500 550 650 750							1196 1589 1754 2082 2409	1148 1541 1705 2033 2361	1099 1493 1657 1985 2313	1051 1445 1609 1937 2265			1301 1729 1908 2265 2622	1248 1677 1855 2212 2569	1195 1624 1802 2159 2616	1142 1570 1749 2106 2463
140	380 500 550 650 750			1300 1743 1827 2296 2665	1249 1692 1876 2245 2614	1188 1631 1815 2184 2553	1086 1528 1713 2082 2450			1434 1923 2126 2533 2940	1378 1866 2069 2477 2884	1310 1799 2002 2409 2816	1198 2102 1890 2297 2704			1568 2102 2325 2770 3215	1507 2041 2264 2709 3154	1434 1668 2190 2635 3080	1311 1845 2068 2513 2058
68 1 3S0 500 550			1659 2199 2424 2S74 3324	1602 2142 2367 2817 і 3267	1538 2078 2303 2753 3203	1419 1959 2184 2634 3084			1833 2430 2678 3X75 ЗЄ72	1770 2360 2615 31 12 •зєоїз 1	1699 2296 2544 3041 3538 1	1568 2165 2413 2910 / 340-1 /	/	/	II/

Бзо И (Стт)20 — модуль упругости и предел текучести при тем — Г^яатуРе ^0 приводимые в справочной литературе; кЕ и кс — ,/пературные поправки, МПа/К, для стали кЕ и 70 МПа/К и ^ 0,47 МПа/К. условие прочности хвостовика при сжатии

> + сгп + ст(), (17.15)

(7т —’

е<Тг — напряжение осевого сжатия, Па, ах = (-Рс. п+-Рг+-РТр)/>5,х (собственным весом хвостовика за малостью обычно гренебре — гаК>т)’ — коэффициент запаса прочности.

Дополнительная ударная нагрузка, действующая в момент оТкрытия главного клапана пластоиспытателя из-за резкого снижения давления в подпакерной зоне [13],

Руд = (Рсп + Рг)ф. + 2£5х(гпак — Лпр)(4/4)4/Мш^Рг, (17.16)

где /1 пр — высота столба бурового раствора, эквивалентная по создаваемому давлению высоте столба жидкости в бурильных трубах, м,

/}пр = (^пак — ^ж) Рж/P6.pi (17.17)

(|0 —диаметр отверстия в штуцере пластоиспытателя, м; — коэффициент расхода штуцера, = 0,6 4-0,65; /х — длина хвостовика, м.

Условия прочности по ударной нагрузке

РУД<[Р]УД, (17.18)

где [Р]уд — допустимая ударная нагрузка, Н;

Иуд = ^6^уд5’х(с7’т — <7и — аг)5 (17.19)

^уд — коэффициент, учитывающий возрастание предела текуче­сти хвостовика при динамическом нагружении по сравнению со статическим, куд = 2 2,34,

^ = — Рсп/5х. (17.20)

На разных стадиях проведения операций с испытателем пла — СТ0В бурильные трубы испытывают различные нагрузки: рас­пивающие усилия при спуске и подъеме инструмента; сжима — Щие усилия при нагружении пакера и открытии испытателя асгов; внешние сминающие давления при испытании неглубо — скважин; дополнительные напряжения кручения при враще — ®®бурИльной колонны (при смене позиций запорного клапана), !цГй1чивающиес. я с глубиной; растягивающие осевые и сжимаю­сь6 Радиальные нагрузки при срыве пакера, которые могут до — опасных значений. Для оценки перечисленных нагрузок ^ 10 воспользоваться табличными данными (табл. 17.9-17.11), ^сТвованными из справочников [13, 26].

В табл. 17.12 приведены допустимые нагрузки при подвещ вании труб в клиньях. й’

Пример 17.1 [23]. Выбрать величину депрессии для опр0б вания песчаника, диаметр резинового элемента и число пакер0в комплект УБТ и рассчитать на прочность хвостовик для следу’ ющих условий: перспективный на нефть пласт песчаника расц0′ ложен в интервале 3000-3020 м; ожидаемое пластовое давлени в нем 40 МПа; до глубины 2000 м скважина обсажена колоц ной диаметром 245 мм; открытая часть ствола сложена в основ ном устойчивыми породами; песчаник должен быть опробован с помощью пластоиспытателя МИГ-146 длиной 28 м и массой

Таблица 17,9 Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести Диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Масса 1 м трубы, кг Растягивающие нагрузки (в кН) для труб с преде­лом текучести, МПа гладкой средней (8 м) длиной (11,5 м) 380 500 550 650 750 пР и отсутс ГЕИИ СМИ нающих давлений 60 7 9,1 10,5 10,1 450 600 650 750 900 9 11,3 12,6 12,2 550 700 800 950 1100 73 7 11,4 13,2 12,7 550 700 800 950 1100 9 14,2 15,9 15,4 700 900 1000 1200 1350 11 16,8 18,5 17,9 800 1050 1200 1400 1600 89 7 14,2 16,5 15,8 700 900 1000 1150 1350 9 17,8 20,0 19,3 850 1150 1250 1450 1700 11 21,2 23,3 22,6 1000 1350 1500 1750 2000 102 7 16,4 20,8 19,5 800 1050 1150 1350 1550 8 18,5 22,9 21,6 900 1150 1300 1500 1750 9 20,4 24,7 23,4 1000 1300 1450 1700 1950 10 22,4 26,6 25,4 1100 1450 1600 1850 2150 114 7 18,5 23,1 21,7 900 1200 1300 1550 1800 8 20,9 25,4 24,1 1000 1350 1450 1750 2000 9 23,3 27,7 26,4 1150 1500 1650 1950 2250 10 25,7 30,1 28,9 1250 1650 1800 2150 2450 11 28,0 32,3 31,0 1350 1800 1950 2300 2650 127 7 20,7 25,3 23,9 1000 1300 1450 1700 2000 8 23,5 27,9 26,6 1150 1500 1650 1950 2250 9 26,2 30,5 29,3 1250 1650 1850 2150 2500 10 28,9 33.1 31,9 1400 1850 2000 2400 2750 140 8 26,0 33,1 31,0 1250 1650 1800 2150 2500 9 29,0 36,0 33,9 1400 1850 2050 2400 2750 10 32,0 38,8 36,8 1550 2050 2250 2650 3050 11 35,0 41,7 39,7 1700 2200 2450 2900 3300 168 9 35,3 43,6 41,1 1700 2250 2500 2900 3350 10 39,0 47,1 44,7 1900 2500 2750 3250 3700.

аметр бы, мм	Толщина стенки, мм	Перепад давления, МПа	Растягивающие нагрузки (в кН) для труб с пределом текучести МПа
380	500	550	650	750
	С учетом действия	сминающих давлений
60	9	0	550	770	800	950	1100
		10	522	697	769	915	1060
		20	486	663	739	882	1029
		30	448	627	698	849	994
		40	402	585	661	810	958
		50	352	541	618	769	919
73	9	0	700	900	1000	1200	1350
		10	638	854	944	1124	1305
		20	584	803	895	1076	1257
		30	524	749	838	1025	1205
		40	452	684	778	965	1150
		50	370	614	711	902	1090
89	9	0	850	1150	1250	1450	1700
		10	783	1054	1167	1392	1617
		20	700	976	1090	1317	1544
		30	604	890	1002	1237	1464
		40	487	786	907	1144	1377
		50	349	672	799	1043	1283
102	10	0	1100	1450	1600	1850	2150
		10	1003	1350	1496	1785	2074
		20	895	1250	1396	1687	1979
		30	769	1136	1280	1583	1874
		40	614	1001	1156	1460	1761
		50	433	847	1014	1328	1636
114	10	0	1250	1650	1800	2150	2450
		10	ИЗО	1526	1691	2020	2349
		20	990	1394	1562	1894	2226
		30	821	1245	1410	1758	2091
		40	612	1066	1246	1600	1942
		50	360	863	1055	1423	1779
127	10	0	1400	1850	2000	2400	2750
		10	1250	1695	1879	2247	2617
		20	1070	1528	1717	2091	2461
		30	854	1335	1524	1917	2293
		40	577	1106	1311	1711	2102
		50	229	838	1062	1486	1891
140	10	0	1700	2200	2450	2900	3300
		10	1515	2053	2275	2721	3069
		20	1296	1851	2079	2532	2980
		30	1034	1619	1846	2321	2776
		40	609	1339	1588	2072	2545
		50	277	1015	1285	1799	2289
168	10	0	1900	2500	2750	3250	3700
		10	1627	2234	2485	2979	3486
		20	1280	1918	2179	2693	3203
		30	834	1541	1806	2357	2878
		40	205	1062	1188	1951	2507
		50	—	460	829	1484	2081

Сминающие давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести при отсутствии растягивающих нагрузок Диаметр труб мм Толщина стенок мм Сминающие давления (в МПА) для труб с пределом текучести, МПа 380 500 550 650 750 60 7 88,0 116,0 127,5 151,0 174,0 9 113,0 149,0 164,0 193,5 233,5 73 7 73,0 96,0 105,5 124,5 143,5 9 93,5 123,0 135,5 160,0 184,5 11 114,0 150,0 165,0 195,0 225,0 89 7 59,0 78,0 86,0 101,5 117,0 9 77,0 101,0 111,0 131,5 151,5 11 94,0 123,5 136,0 160,5 185,0 102 7 52,0 69,0 75,5 89,5 103,0 8 60,0 79,0 86,5 102,5 118,0 9 67,0 88,5 97,5 115,0 132,5 10 75,0 98,5 108,5 .128,0 147,5 114 т 46,5 61,0 67,5 79,5 92,0 8 53,0 70,0 77,0 91,0 103,0 9 60,0 79,0 86,5 102,5 118,0 10 66,5 87,5 96,0 114,0 131,0 11 73,0 96,0 105,5 125,0 144,0 127 I 42,0 55,0 60,5 71,5 82,5 8 48,0 63,0 69,0 82,0 94,5 9 54,0 71,0 78,0 92,0 106,0 10 60,0 79,0 86,5 102,5 118,0 140 8 43,5 57,0 63,0 74,5 86,0 9 49,0 64,5 71,0 83,0 96,5 10 54,0 71,0 78,0 92,5 106,5 И 59,5 78,0 86,0 101,5 117,0 168 9 40,5 53,5 58,5 69,5 80,0 10 45,0 59,5 65,5 77,0 89,0 1

5440 кг при глубине забоя 3030 м; ствол скважины в интервале 2940-3030 м стабильный (по данным профилеметрии), не имеет желобных выработок, диаметр ствола 255 м; средняя объемная плотность вышележащей толщи пород 2300 кг/м3; прочность песчаника по данным испытания его образцов при одноосном сжатии равна 120 МПа; геостатическая температура па забое 115 °С; при бурении скважины использовался буровой раствор плотностью 1500 кг/м3; пластоиспытатель МИГ-146 с пакероМ ПЦ-146 для опробования песчаника планируют спускать в сква­жину на бурильных трубах диаметром 127 мм при толщине сте­нок 9 мм, а для хвостовика использовать трубы ТБПВ днаме — тром 146 мм при толщине стенок 11 мм; пакер должен быть уста­новлен на глубине 2995 м: для создания депрессии трубы должна

ацолнять водой плотностью 1050 кг/м3; за время опробования ^^цература может возрасти на 5 К; в нластоислытателе может бь1ть Устаиовлен штуцер с диаметром отверстия 8 мм. решение. Согласно выражению (17.4)

?„еп > 3(1500 -9,81- 3020 • 10~6 — 40) = 13,2 МПа.

По формуле (17.5)

?деп < 0, 5[120 — 2(2300 -9,81- 10_6 — 40)] = 31,9 МПа.

Поскольку при первом опробовании гранулярных коллекто­ров обычно создают большие депрессии, принимаем рдеп =25 МПа.

Т абли ца 17.11

Безопасное число оборотов при закручивании колонны труб с минимальной толщиной стенок Длина секции трубы, мм Мп 7Г;Л! ПЛ труб Диаметр трубы, мм 140 127 114 102 89 73 1000 Д36Т 2 2 3 — 3 5 Д 2 3 3 4 5 6 К 4 5 6 7 8 9 Е 5 5 6 7 8 10 1500 Д16Т 4 4 5 6 7 8 Д 5 6 6 7 9 10 к 6 8 9 10 11 14 Е 7 8 9 10 11 15 2000 Д16Т 5 6 7 — 8 10 Д 6 7 8 9 10 11 К 8 10 12 13 15 17 Е 9 11 12 13 15 20 2500 Д16Т 6 6 7 — 9 10 д 7 8 8 9 11 13 к 10 12 13 15 17 20 Е 12 13 14 16 18 24 3000 Д16Т 7 7 7 — 9 10 Д 8 9 8 9 10 13 К 11 13 14 16 19 21 Е 13 15 17 18 21 26 3500 Д16Т 8 8 8 — 10 11 Д 9 9 8 9 9 11 К 12 13 14 16 19 23 Е 14 16 18 20 22 28 4000 Д16Т п 9 9 10 — 11 12 Д к 11 12 14 16 19 22 Е 15 16 18 20 22 27 5000 Д16Т п 10 10 12 — 13 14 IX к 12 13 14 16 18 20 Е 16 16 18 20 20 24

Допустимый вес труО при подвешивании и вращении их в клиньях, кН

Диаметр трубы, мм	" Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности сталі
Д	К	Е	Л
	При длине	клиньев 400 мм		~~
89	7	600	790	870	1030	1190
	9	760	1000	1100	1300	1500
	11	910	1200	1320	1560	1800
102	7	680	900	990	1160	1340
	8	770	1020	1120	1320	1520
	9	860	1140	1250	1480	1700
	10	950	1250	1380	1630	1880
114	7	760	1000	1100	1300	1500
	8	870	1140	1250	1480	1710
	9	970	1270	1400	1650	1900
	10	1060	1400	1540	1820	2100
	11	1160	1530	1680	1990	2290
127	7	830	1090	1200	1420	1640
	8	940	1240	1370	1610	1860
	9	1060	1390	1530	1810	2090
	10	1170	1530	1690	1990	2300
140	8	1030	1360	1490	1760	2030
	9	1150	1510	1660	1960	2260
	10	1270	1670	1840	2160	2500
	11	1400	1830	2020	2380	2750
168	9	1350	1780	1950	2310	2660
	10	1490	1960	2160	2550	2940
	При длине	клиньев 300 мм
89	7	580	760	840	990	1140
	9	740	970	1060	1260	1450
	11	880	1160	1280	1510	1740
102	7	650	870	950	П20	1290
	8	740	970	1070	1270	1460
	9	630	1090	1200	1410	1630
	10	910	1200	1320	1560	1800
114	7	720	950	1050	1240	1430
	8	820	1090	1190	1410	1630
	9	920	1210	1330	1570	1810
	10	1020	1340	1470	1710	2000
	11	1130	1490	1640	1930	2230
127	7	790	1040	1140	1350	1560
	8	900	1180	1300	1530	1770
	9	1010	1320	1460	1720	1980
	10	1110	1460	1610	1900	2190
140	8	970	1280	1410	1660	19Ю
	9	1080	1430	1570	1860	2140
	10	1230	1620	1780	2100	2420
	11	1310	1720	1890	2240	2580
168	9	1260	1660	1820	2150	2490
	10	1390	1830	2010	2380	2740

рлубина, до которой колонна должна быть заполнена, водой для создания депрессии по уравнению (17.6),

— 3020 — (40 — 25) 106/( 1050 • 9,81.) = 1560 м.

г*

До формуле (17.7) находим наибольшее избыточное наруж­ное давление на пластоиспытатель и пакер при опробовании

(гпак ~ г»-п )

Рия = 1500-9,81 -2995 — 1050-9,81(2995- 1500) = 29, 3 МПа.

Согласно [7], пластоиспытатель МИГ-146 может работать при Ри. н < 45 МПа.

Диаметр резинового элемента пакера по формуле (17.1)

п = (0,85 — г 0,9)225 = 190 Н — 203 мм.

Выбираем резиновый элемент диаметром 195 мм, на ко­торый можно создавать перепад давления до 35 МПа (см. табл. 17.3), поэтому достаточно одного пакера. Высота этого элемента 980 мм.

Нагрузка, необходимая для плотного прижатия резинового элемента пакера к стенкам скважины, составляет 128,6 кН (см. табл. 17.6). Длина секции УБТ для создания такой нагрузки по формуле (9.5) 1У — 120 м.

Гидравлическая нагрузка на пакер по формуле (17.9)

?г » (3,97 • 10“2 — 4,66 • 10~3)[1500 • 9,81 • 2995 — 1050 • 9,81(2995 — 1500)] = 974 кН,

3 14

где 5С = —0,2252 = 3, 97-10“ м2 — площадь сечения скважины

3 14

и 5Х = ——(0,1462 — 0, Г242) = 4,66 ■ 10_3 м2 — площадь сечения хвостовика.

Сила трения пакера о стенки скважины согласно формуле (17.10)

ртр « 0,2-0,1 ■ 29,3-106-3,14-0,225-0,98(0,1952-0,0732)/(0, 2252- °,0732) = 290 кН.

Напряжение изгиба в хвостовике по формуле (17.11) сти = 5,04(0,225 — 0, 146)3л/2, 1 — 1011 — 1,07- 10~5 • 422 • 9,812х Х(1 — 1500/7850)2/(1, 47 • 10“4) = 17 МПа, гДе момент инерции сечения хвостовика = 3,14(0,1464 — 0, 1244)/64 = 1,07 • 10“5 м4;

Момент сопротивления ^ = 2- 1,07- 10_5/0, 146 = 1,47-10“4 м3.

При расчете <ти поправка на. влияние температуры на Моду^ упругости стали не учитывается, поскольку при температур

115 °С она несущественна. Согласно формуле (17.13)

Е = 2,1 • 1011 • 7 • 107( 115 — 20) = 2,03• Ю11 Па.

Напряжение осевого сжатия в хвостовике (без учета сжатця за счет собственного веса его из-за малости последнего и без учета силы трения между пакером и стенками скважины)

аг = (130 + 974)103Д4,66 • 10-3) = 237 МПа,

а с учетом трения

аг = (130 + 974 — 290)103/(4,66 • 10"3) = 175 МПа.

Температурные напряжения в хвостовике по формуле (17.12)

а% = 12 • 10~6 • 2,1 • 1011 = 13 МПа.

Предел текучести материала хвостовика без учета силы тре­ния резинового элемента пакера о стенки скважины по формуле

(17.15) при забойной температуре

<гт > 1,3(237+17+13) = 347 МПа.

С учетом температурной поправки предел текучести при тем­пературе 20 0 С

(огт)20 = 347+0,47(115-20) = 404 МПа.

Следовательно, для хвостовика нужно исиользовать трубы группы прочности К, для которых (сгт)2о = 490 МПа.

С учетом силы трения необходимый предел текучести при забойной температуре

сгт > 1,3(175+17+13) = 267 МПа,

а с учетом температурной поправки

(огт)20 = 2 6 7 + 0,47(115-20) = 3 1 2 МПа,

т. е. могут быть использованы трубы группы прочности Д, ДЛЯ которых (сгх)2о = 373 МПа.

Ударная нагрузка на хвостовик при открытии главного кла­пана пластоиспытателя по формуле (17.16)

РУд = (130 + 974)0. + 2 • 2,1 • 1011 • 4, 66 • 10-3(2995- -1005)(0,008/0,225)4/(0,65 • 35 • 974 • 103) = 1245 кН,

где hnр = (2995-1560)1050/1500 = 1005 м — эквивалентная высо’ та столба бурового раствора, вычисленная по уравнению (17-1 <1‘ Предел текучести материала труб группы прочности Д ПРЙ забойной температуре 115 °С по формуле (17.14)

Напряжение начального сжатия по уравнению (17.20)

, — 130 ■ 103/(4,66 • 10“3) = 28 МПа. а,"

Следовательно, допустимая ударная нагрузка на хвостовик

поФ°РмУле (17Л9)

^уд = 1,3 • 2,4 • 4,66 ■ 10~3(328 — 28 — 17)106 = 3429 кН.

Поскольку условие (17.18) соблюдается и сила трения меж­ду резиновым элементом и стенками скважины после пакеровки существует, окончательно выбираются трубы группы прочно­сти Д-

Освоение скважины — это комплекс работ по вызову при­тока флюида из пласта.

Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине (забойное давление р, аб, Па) ниже пластового, при ко­тором пластовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне НКТ на поверхность:

Рзаб = РжНg < Рпл, (1 1 -21)

где рж — плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3; Н — глубина залегания продуктивного пласта, м.

Интенсивное дренирование с одновременной очисткой приза­бойной зоны от загрязняющих материалов пласта должна обес­печить депрессия

А р — рпл Рз&б — ( 1 ^ .22)

Депрессия на пласт корректируется по мере накопления ин­формации по конкретному месторождению (залежи, объекты освоения) [4].

TOC o "1-5" h z П рон иц аемость, мкм2 ……………. 0,05 0,05-0,2 >0,2

Депрессия на пласт, МПа:

слабозагрязненный……………….. 10-20 5-10 5

загрязненный……………………….. 15-20 40-15 10

В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены ЗДабосцементированными породами, с близко напорными водо- и Газоносными горизонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скважинам глубиной до 3000 м р6ф СаИжается за каждый цикл промывки на 300-400 кг/м3, a. по Скважинам глубиной свыше 3000 м — на 200-400 кг/м3.

При выборе способа вызова притока пластового флюида мож-

0 Воспользоваться данными, приведенными в табл. 17.13 [4]. На °Сн°вании приведенных данных определяют один или несколько °собов вызова притока из пласта. В случае выбора несколь — х способов предпочтение отдается методам, удовлетворяющим ‘^Ующим требованиям (табл. 17.14): обеспечение промывки

Способ

Глубина скважины, м

вызова притока

<3000

3000-5000

из пласта (особенности

Коэффициент аномальности пластового давления

процесса, рабочий

<0,8

0,8

-1,0

1,0

-1,2

>1,2

<0,8

0,8

-1.0

агент)

Максимальная депрессия на пласт, МПа

5

10

15

20

5

10

15

20

-5

10

15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

Замена на раствор

меньшей плотности:

облегченный буровой

X

X

X

X

раствор

вода

X

X

X

X

X

дегазированная нефть

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Замена на газированную

жидкость:

газирование азотом с

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

помощью АГУ-8К

аэрирование компрес­

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

сором высокого дав­

ления (р = 8 МПа)

аэрирование компрес­

X

X

X

X

X

X’

X

X

X

X

X

X

сором низкого давле­

ния и эжектором

Замена на пену:

приготовление пены

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

при помощи АГУ-8К

то же, компрессором

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

высокого давления

то же, компрессором

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

низкого давления и

эжектором

Снижение уровня жидко­

сти в скважине:

при помощи АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

компрессором высо­

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

ч

х

V — 1

х

кого давления, тарта-

X

X

X

X

х,

X

/

/

кием, свабнрованием і

1

/

/

/

при помошн спеид —

,

/

/

/ /

/

/

/

ального подземного

/

/

/

/

/

/ /

1

/

/

/

ОЙСЮ’У П. ОВЭ. Н И я

X

X

* 1

/

1

* /

* /

X /

/ ./

* /

/

X /

г /

со о со

/ Способ

Глубина скважины, м

‘ вызова притока

3000-5000

>5000

из пласта (особенности

Коэффипиент аномальности пластового давления

процесса, рабочий

1,0-і,2

>1,2

<0,8 | 0,8-1,0

1,0

-1,2

>1,2

агент)

Максимальная депрессия на пласт

МПа

5

10

15

20

5

10

15

20

5 | 10 [ 15 | 20 | 5 | 10 | 15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

Замена на раствор

меньшей плотности:

облегченный буровой

X

X

X

X

х

X

X

X

раствор вода

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

дегазированная нефть Замена на газированную жидкость:

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

газирование азотом с помощью АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

аэрирование компрес­сором высокого дав­ления (р = 8 МПа) аэрирование компрес­сором низкого давле­

X X

X X

X X

X

X X

X X

X X

X

ния и эжектором Замена на пену: приготовление пены при помощи АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

то же, компрессором высокого давления

X

X

X

X

X

X

X

X

то же, компрессором низкого давления и

X

X

X

X

X

X

X

эжектором

Снижение уровня жидко­сти в скважине: при помощи АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

компрессором высо­кого давления, тарта­нием. свабированием при помощи специ­

X

X X

X X

X

X

X X

X X

X X

ального подземного

оборудования

X

X

X

X

X

X

Примечание. Знак “х

1 свидетельствует о возможности применения, отсутствие знака означает недопустимость применения.

399

Правила выбора технических средств и технологических приемов для вызова притока из пласта Способ вызова притока из пласта (особен­ности процес­са, рабочий агент) Промыв­ка сква­жины Темп сниже­ния забойного давления Технические средства и реагенты Отсутствие опас­ности проведе­ния работ Мед­ ленно Быстро Насос­ ные агрега­ ты Ком­прессо­ры вы­сокого давле­ния АГУ-8К Специ­ альные емкости Специ­ альное под­ земное обору­ дование Специ­ альные реагенты Взрыво­ опас­ ность Пожаро­ опас­ ность Замена на раствор X X X X X меньшей плотно­ сти: облегченный бу­ X X X X X ровой раствор вода X X X X X дегазированная X X X X X нефть Замена на газиро­ ванную жидкость: газирование азо­ X X X X X X X X том с помощью Л ГУ-8 К аэрирование ком- X X X X х / прессором высо- / кого давления 1 1 / / / (,& МПа.) , 1 1 / 1 /

400

/ аэрирование ком-	/ . /	■	X
1 тгрессором низко­
го давления и
эжектором
Замена на пену:
приготовление пе­
ны при помощи
АГУ-8К
то же, компрессо­	X	X	X	X
ром высокого дав­
ления
то же, компрес­			X	X
сором низкого
давления и
эжектором
Снижение
уровня жидкости в
скважине:
при помощи			X	X
АГУ-8К
компрессором вы­			X	X
сокого давления
тартанием сваби-		X		X
рованием при по­			X	X
мощи специаль­
ного подземного
оборудования

401

скважины, возможность создавать депрессию па пласт меддей11 или быстро, обеспечение безопасности проведения работ.

Давление ру-к(Па) в межколонном пространстве у устья цр^ замене бурового раствора на облегченный способом обратц0| циркуляции достигает максимума в тот момент, когда облег­ченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ

Ртах = Р1 + Р2 + Рз, О 7.23)

где ру — давление, уравновешивающее разность плотностей бу­рового раствора и воды, Па,

Р1 ~ -^нкт(Рб. р. — Ро. ж.)д (1 / .24)

Р2,Рз — потери давления при движении соответственно ВОДЫ в кольцевом пространстве и бурового раствора по колонне НКТ Па; £нкт — глубина спуска НКТ, м; рож — плотность облегчен­ной жидкости, кг/м3.

Для расчета гидравлических потерь р2 и р3 можно восполь­зоваться формулами, приведенными в гл. 11.

Так, максимальное давление ртах на устье скважины при за­мене глинистого раствора плотностью р6р = 1200 кг/м3 (струк­турная вязкость 1) = 20 МПа-с; динамическое напряжение сдвига т0 = 25 Па) водой при глубине погружения 73-мм НКТ, соста­вляющей 3000 м, путем нагнетания ее в затрубное пространство равно 11 МПа [1]. Этот пример свидетельствует о том, что в процессе замены глинистого раствора водой в пласт может про­никать значительное количество жидкости и твердой фазы. По­этому в большинстве случаев приходится снижать рзаб путем замены воды на углеводородные жидкости либо использовать газированную жидкость или пену.

Вызов притока из пласта с применением пен имеет ряд су­щественных преимуществ по сравнению с аэрированными рас­творами: достигается плавность запуска скважины в результа­те сравнительно легкого изменения средней плотности пены в широком диапазоне (снижение до 200 кг/м3); предотвращается проникновение бурового раствора (воды) в пласт за счет изоли­рующих свойств пены; достигается более эффективная очистка скважины от загрязняющих материалов (поскольку пена облада­ет высокой выносной способностью); дополнительно снижается забойное давление (на 25-30 %) в результате самоизлива пенЫ после прекращения циркуляции[8].

]3 табл. 17.15-17.27 приведены значения абсолютного давле — жЯ при прямой и обратной циркуляции пены на различных дубинах спуска колонны НКТ, полученных экспериментальным „«тем [1]> которые могут быть использованы в инженерных рас­четах. Расход газа (воздуха) принят равным б и 8 м3/мин (ком­прессор УКП-80), расход жидкости 1, 2, 3 и 4 л/с, что соответ — ствует степени аэрации от 130 до 25 при атмосферном давлении.

Плотность облегченной жидкости при заданной статической депрессии на пласт можно вычислить из следующего уравнения

/>0.ж = Опл — АР + Рты)/Нд — (17.25)

Пример 17.1. Найти плотность облегченной жидкости при замене ею глинистого раствора плотностью 1200 кг/м3 в скважи­не глубиной 2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, ацо опыту освоения предыдущих скважин для получения интен­сивного притока требуется создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье составляет 8 МПа.

Решение. По формуле (17.25)

/>о. ж = О24 — 8 + 8)107(2500 • 9,81) = 978 кг/м3.

Объем порции облегченной жидкости, необходимый для за­мены бурового раствора,

К.* = (<12 — 4 + (12в)1ттки (17.26)

где — средний внутренний диаметр эксплуатационной колон­ны; с2н, с2в — наружный и внутренний диаметры колонны НКТ; к/ — коэффициент длины.

Пример 17.2. Вычислить объем порции облегченной жид­кости, необходимый для замены утяжеленного бурового раство­ра в вертикальной скважине, если известно, что глубина спуска колонны НКТ 2980 м, средний внутренний диаметр эксплуата­ционной колонны 126 мм, наружный и внутренний диаметры колонны НКТ соответственно 73 и 62 мм.

Решение. По уравнению (17.26)

К. ж = 0, 785(0,1262 — 0,0 732 + 0, 0622)2980 = 15, 7 м3.

Продолжительность закачки определяют по формуле *о. ж, = К. ж/дн. п, (17.27)

Где 9н. п — подача насоса, закачивающего облегченную жидкость.

Число насосных агрегатов определяют из условия, что про­вес промывки (замены на облегченный раствор) не должен про­должаться свыше 2 ч [4]

гПа = К/2дн. п, (17.28)

гДе Ус — объем скважины, м3.

Значения абсолютного давления (в МПа) при прямой (в числителе) и обратной (в знаменателе) циркуляции пен^ на различной глубине спуска НКТ

Давление на выходе, МПа
Глубина скважины, м
1000	1500	2000
2500	3000

0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3	2,62 3,28 2,79 4,27 3,24 4,35 3,67 4,52 3,63 5,31 4,12 5,39 4.56 5.56	4.91 5,86 5,66 7,61 6.24 7,70 6,79 7.91 7,06 9, 15 7,65 9.25 8, 18 9,43	7,86 9,02 9,18 11.43 9,85 11,54 10,46 11,77 11,00 13,35 11,64 13.44 12,21 ТзТб5	11,29 12,62 13,09 15,56 13,81 15,67 14.47 15,91 15,21 17,76 15,89 17,85 16.48 18,07	15,06 16,50 17.24 19,87 18,00 19,98 18,69 20.24 19.60 20,29 20, 29 23,39 20,90 22.61

0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3

Расход газа 6 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр НКТ 62 мм

1,27	2,27	3,68	5, 53	7,81
2.42 1.43	3,96 2,51	5,94 3,99	8,35 5,93	11, 15 8,29
2,43 1′ 64	3,97 2,80	5,95 4,39	8,36 6,42	11, 16 8,88
2,48 2,10	4,04 4, 18	6,03 6,96	8,46 10,27	11, 27 13,95
3,99 2,37	6,85 4,57	10,23 7,44	13,99 10,82	18,01 14,55
4,02 2,69	6,88 5,02	10,27 7,99	14,03 11,44	18,05 15,22
4,07 3,04	6,94 5,99	10,34 9,56	14,11 13,51	18, 14 17,69
5,45 3,38	9,13 6,43	13,20 10,06	17,51 14,05	21,98 18,25
5,49 3,76	9,17 6,91	13,25 10,61	17,56 14, 63	22,04 18,86
5,53 3,91	9,22 7,41	13,30 11,39	17,61 15,63	22,09 20, 03
6,66 4,28	10.85 7.85	15,32 11,87	19.95 1 е; 13	24,69 20, 55
6,72 4,67	10,91 8,31	15,38 12,37	20. 02 16; 65	24, 76 21,08
6,74	10,93	15,40	20, 04	24,78

Расход жидкости, л/с	Давление на выходе, МПа
1000	1500	2000	2500
3000

Расход газа 8 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 368 мм диаметр НКТ 62 мм

ОД 0,2 0,3 ОД 0,2 0,3 од 0,2 0,3 ОД 0,2 0,3	1,04 2~44 1,20 М7 1,39 МЭ 1,00 3.80 1.81 3^84 2,10 3,89 2, 19 5,15 2,54 5Д9 2,91 5.27 2,86 Мб 3.28 МО 3,70 6Д51	1,78 3,77 2,00 3,81 2,26 3.83 3, 03 6.29 3,43 6,34 3,85 6,40 4,45 8,51 4,96 8,56 5,47 8,66 5,75 10,31 6.30 10,36 6.83 10,48
2,80 5,44 3,09 5^ 48 3,43 5,51 5,14 9, 30 5,65 Мб 6,20	4^3 7, 46 4, 51 7,51 4,94 7,55 7,80 12,72 ^8,43 Г2Т78 9,08 12, 86 10,93 16,42 11,62 16,47 12,29 16,58 13,23 19,09 13,88 19,14 14,52 19,27
5,81 Мз 6,28 М9 6,80 9.94 10,93 7м? 11,64 16,51 12.37 ТбТбО 14.76 20,71" 15,50 20.77 16,22 20789 17.38 23ТТ2 18,08 23.77 18, 75 23,90
12,32 8,05 12,37 8,66 12748 9,29 14,60 9,91 14,64 10,51 14,77

1	0 1	1,06	1, 82	2,84	4, 19	5,
		Т~82	2,90	4,29	бТ04
	0 9	1,21	2,03	3, 12	4,54	6,
	)	1,84	2, 92	4,32	6,07	8,
	0,3	1,40	2,28	3,45	4,96	6,
		1,90	3, 01	4,43	6,21	87
2	0 1	1,59	3, 09	5,22	7,90	11
		2,82	4,92	7, 59	10, 72	14
	о •?	1,84	3,46	5, 70	8,48	И
	и1~-	2784	4,95	7, 62	10,76	14

Расход газа 8 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, диаметр НКТ 76 мм

Л® ‘Л Тз4

Давление на выходе, МПа
Глубина скважины, м
2000
1000	1500	2500	3000

0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3	2,12 2,94 2,24 3.89 2,57 3,91 2.93 4,03 2.93 4.89 3,32 4, 90 3,72 5,02	3,87 5,08 4,53 6,83 5.00 6,86 5,50 7.01 5,85 8.41 6,35 8.42 6, 86 8, 56	6,23 7,78 7,54 10,32 8,11 10.35 8,70 10,51 9,40 12.36 9,97 12,38 10,55 12,53	9, И 10.95 11,04 14, 16 11,68 14,20 12.33 14,37 13.33 16, 58 13.95 16,60 14, 57 16, 76	12,41 14.47 14,89 18,26 15,57 18,29 16,26 18.48 17,50 20,97 18,15 20,99 18,79 21, 16

0,1 0,2 0,3 ОД 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3

Расход газа 8 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр НКТ 62 мм

1, 19	2,00	3,09	4,51	6,27
2,44 1, 30	3,77 2, 15	5,44 3, 28	7,46 4,75	9, 83 6, 58
2,47 1,45	3. 81 236	5,48 3,56	7,51 5, 11	9,89 7, 01
2,49 1.80	3,83 3,41	5,51 5,64	7,55 8,42	9, 94 11,63
3,80 1,97	6,29 3, 67	9, 30 5,97	12,72 8,81	16,44 12,08
3, 84 2,21	6,34 4,01	9,36 6,42	12,78 9,34	16,51 12,66
3,89 2,53	6,40 4,95	9,43 8,05	12,86 11,62	16,60 15,51
5, 15 2; 76	8,51 5, 27	12,32 8,43	16,42 12,04	20,71 15, 96
.5, 19 3,06	8,56 5,68	12,37 8,92	16,47 12,58	20,77 16,53
5.27 3.27	8,66 6.31	12,48 9,94	16,58 13,92	20,89 18,12
6, 36 3,54	10,31 С, 65	14,60 10,32	19,09 14,33	23, 72 18,55
6,40 3,88	10,36 7,07	11,64 10,79	19,14 14,83	23,77 19,07
6,51	10,48	14,77	19,27	23, 90

При замене на пену после определения необходимой стещ? аэрации могут быть использованы данные, приведенные в т-ж11 17.15. ‘

Число технических средств для газонасыщения раство (АГУ-8К или компрессор высокого давления)

пг _ цж а/дг. (17-29)

где дж — расход жидкости, м3/с; а — необходимая степень аэра ции; цг — расход воздуха при использовании одного компрессора м3/мин. ’

При снижении уровня ЖИДКОСТИ С ПОМОЩЬЮ компрес­сора (если приток пластового флюида не начинается после за_ мены утяжеленного бурового раствора облегченной жидкостью) предельное значение глубины статического уровня жидкости (•гст)пред (в м), при котором СЛИВ ОТТвСНЯвМОЙ ВОЗДУХОМ ВОДЫ

станет невозможным [23],

(2 — Ркомп^к____________

"ст;пред — , о. а { / ’

5,(‘-)к "Ь Зв)рж — РгРкомп / Рът где ркомп — наибольшее давление, создаваемое компрессором при подаче воздуха; 5К — площадь межколонного простран­ства; 5В — площадь поперечного сечения канала колонны НКТ: рж — плотность воды в эксплуатационной колонне, кг/м3; рг — плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м’3; рг = 1,29 кг/м3; рат — атмосферное давление, Па.

В случае, если гст < (2ст)пред, то максимальная глубина, до которой может быть оттеснен уровень жидкости в межколонном пространстве,

(■^Отах — Ркомп/[<?(/2ж — РгРкоип /Рат)] — (17.31)

Пример 17.3. Рассчитать предельную глубину статического уровня воды для следующих условий: эксплуатационная колон­на наружным диаметром 146 мм и средним внутренним 126 мм заполнена водой плотностью 1000 кг/м3; наружный диаметр ко­лонны НКТ составляет 60 мм, давление на компрессоре У К11-80

Ркомп

8 МПа.

Решение. Площади поперечного канала в НКТ и межколон­ном пространстве

5В = ^-^0,05032 = 1,99 • Ю“3 м2:

4

5К = ^(0,1262 — 0, Об2) = 9,64 • 1(Г3 м2.

По формуле (17.30)

8 • Ю6 • 9,64 • 10“3 в

(*ст)прад — 9; 81(9, 64 + 1, 99)Ю-3[1000 — 1,29 • 8 — 106/0, ьТо®]

= 870 м.