Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Необходимые краткие данные о конструкциях исследуемых сква­жин соответственно для месторождений Карадаг и Карабаглы при­ведены в табл. 29 и 30, а данные о способах бурения этих скважин, параметрах промывочной жидкости, ее расходе и т. д. для тех же месторождений приведены в табл. 31 и 32.

Как видно из этих таблиц, условия замеров на всех буровых были примерно одинаковыми, что дает возможность обобщить полу­ченные результаты и находить по ним некоторые средние величины,

Таблица 29 м скважины Конструкции скважин Интервал регулярного замера температур, м Параметры глинистого раствора Производи­тельность насосов, л/сек глубина спуска 42<Ьмм кондук­тора, м глубина спуска колонны, м удельный вес, Г /см* вязкость по СПВ-5, сек 156 53 2253 2470-3360 1,48-1,50 90—95 24-45 166 — — 3608—3813 1,56-1,60 50-90 24-40 112 — — 3000-3370 1,40-1,50 80-100 24-36 144 — — 2900-3284 1,40-1,45 56-80 25—28 152 50 2217 3500—3800 1,45—1,80 120-150 26-28 153 — — 2183—3847 — — 27-30 116 100 1754 1800-2200 _ — 35-38 157 — — 2072—3877 1,48-1,52 90-100 20-35 183 97 2485 3800-3900 1,50—1,52 90-95 24-37 216 176 2004 2000-3000 1,34-1,40 78-85 20-32 189 104 2000 1800—3765 1,49-1,52 70-85 20-40 104 — — 4000-4144 1,44-1,45 87-100 18-21

П р и м е ч> и и е. Диаметр промежуточной колонны 299 мм.

	Конструкция скважин
		1-я промежуточная колонна	2-я промежуточная колонна
Л4	глубина
скважины	спуска
	Ь26-мм			высота			высота
	кондук­	диаметр,	глубина	подъема	диаметр,	глубина	подъема
	тора, .4	мм	спуска,	цемента,	лил	спуска, м	цемента.
			.н	м			м
24	282	299	2855		219	3691	1974
25	216	299	2590	766	—	—	—
31	100	299	2000	1146	219	3100	619
40	150	299	2020	580	—	—	—
42	85	299	2016	744	219	2805	855
43	73	299	1985	826	219	2361	431
108	62	273	1862	662	—	—	—
117	67	299	1819	609	219	2466	790
135	78	299 X 273	2201	760	—	—	—
138	77	299	2058	649	219	2650	393
143	98	299	1707	—	—	—	—
144	101	299	1630	1080	—	—	—
169	50	299	2174	625	—	—	—
175	90	273	2100	350	—	—	—
186	96	299	1787	727	219	2708	936
190	ИЗ	299	1852	827	219	2382	—
585	377 X 35	245	785

Таблица 31 Способ бурения скважин месторождения Карадаг Среднее значение коэф­фициентов по способу бурения, °С/м Ь Ъ’ Турбинное………………………………………………………………… Роторное…………………………………………………. Электробурение………………………………………………………… Среднее значение коэффициентов по площади Карадаг 0,00863 0,00994 0,00907 0,00921 0,00591 0,00702 0,00598 0,00630

характерные для каждого месторождения в целом. Все замеры тем­пературы. на основе которых сделаны последующие выводы, про­ведены лишь ртутными термометрами.

Температуру регулярно замеряли в процессе промывки и буре­ния скважин в пределах следующих глубин:

Карадаг…………………… 1800—4144 .ч Гоусапы…. 1500—4100 м

Карабаглы……………….. 500—4390 м Зыря……………………. 2500—4888. м

М скважины	Способ буре­ния скважин месторожде­ния Кара­баглы	Интервал регуляр­ного замера темпе­ратур, м	Средние значения ко. Ь	эффцциептпв, °С/.и Ь’
117	Роторный	1800—2764	0,01035	0,00664
143		3330-3450	0,00817	0.00549
24		3000-4390	0,00707	0,00490
138		2030—3300	0,01003	0,00046
175		2000—2900	0,00985	0,00674
144		3150—3200	0,00942	0,00659
31		2300-3140	0,00921	0,00619
135		3230—3320	0,00896	О.00652
169		1100-3100	0,01129	0,00692
175	Турбинный	2900—3500	0,00891	0,00630
42		1500—2850	0,01094	0,00670
190		1370—2400	0,01150	0,00680
25		2100-2600	0,01011	0,00646
108		1500—2600	0,00840	0,00392
43		1800—2300	0,01270	0,00802
42		2000—3100	0,00753	0,00447
25		1000—2730	0,00832	0,00497
40		500—2000	0,00802	0,00311
585		1100—1500	0,01285	0,00560
186		2000—2500	0,00901	0,00501
		Роторное бурение	0,00890	0,00587
Средине значения коэф­	Турбинное	0,00994	0,0) >026
фициентов по площади	бурение
		Общее	0,00956	0,00614

На рис. 49 представлена зависимость /г = / (Н) для месторожде­ния Карадаг, показывающая распределение температуры выходя­щего из устья раствора с глубиной. Линиями 1,2,3 на рисунке показаны зависимости, полученные при использовании коэффици­ента Ъ для скважин, пробуренных соответственно роторным, турбин­ным способами п электробурением.

Замеры проводились по описанной ранее методике. Данные обрабатывали, определяя коэффициент Ь по формуле (VI.25).

Для месторождений Карадаг и Карабаглы величина t0 при рас­чете температур для глубин более 1000 ж принята равной 23.5° С [771 и обозначена как t0 . Однако всеми принято, что t0 — 14.5’ С.

Поэтому коэффициент Ь найден для двух значений t„: 14.5° С и 23,5° С.

при t0 —14,5° С

при /0ф = 23,5°С

V

(VIII.7а)

и

(у —23.5 Н

стабилизированной тем­пературы выходящего глинистого раствора от глубины скважин место­рождений Карадаг.

Коэффициенты Ь и Ь‘ вычисляли поин — тервально для каждой скважины, затем для каждой скважины в отдельности, а на основе последних вычисляли средние значения ука­занных коэффициентов по способам бурения.

Средние значения коэффициентов Ьс и Ь’е для месторождения вычислены как средне­арифметические величины всех поинтерваль — ных замеров.

Имеющиеся данные нельзя считать ис­черпывающими, поэтому, определив их сред­неарифметические величины, можно сделать лишь ориентировочные выводы.

1. Численное значение коэффициентов b и Ь’ зависит от способа бурения (см. табл. 31). Принимая средние значения полученных коэффициентов за истинные, можно сказать, что при роторном бурении температура вы­ходящего из скважины раствора для место­рождения Карадаг при одних и тех же глу­бинах больше, чем при турбинном и элек­тробурении. Это можно объяснить тем, что при роторном способе вследствие вращения бурильной колонны температура раствора повышается, а значит, и увеличивается чи­сленное значение коэффициентов bub’.

Аналогичное явление происходит и при электробурении, но в этом случае дополни­тельное тепло выделяется в результате дис­сипации электрической энергии в токопод — воде.

2. При расчетах можно оперировать сред­ними значениями коэффициентов Ьв и Ь’а для всей рассматриваемой площади независимо от способа бурения (табл. 31 и 32). Такие значения найдены как среднеарифметические из данных всех замеров.

Установлено, что наибольшая погреш­ность при сопоставлении расчетных данных, полученных использованием осредненных значении коэффициентов Ьа и Ь’с (Ьс = 0,00921, Ь’е = 0,00630), с дан­ными замеров цо грунпам скважин месторождения Карадаг дости­гает 5,7 °о для роторпого бурения, 5% для турбинного бурения и 3% для электробурепия.

При сопоставлении расчетных данных с коэффициентами Ьс и Ь’а и данных замеров по каждой скважине максимальная относительная погрешность (без учета аномальных явлений) не превышает 10%, а при сопоставлении со средними значениями b п ft’ для данного способа бурения эта погрешпость снижается до 2—3%. Абсолютные значения погрешностей при этом составляют при 10% 5® С, а при 2% лишь 2° С.

Таким образом, расчеты с использованием найденных коэффи­циентов дают вполне удовлетворительные результаты.

Полученные данные температурных замеров на месторождении Карадаг были рассмотрены с точки зрения распределения темпера-

»- % ■
	•	•	• •
•	• •		Г.!***"

* ж 200 ^ ЮО

2000

2500

3000

3500

<‘ООО

н, м

Рис. 50. Зависимость поинтервального градиента ста­билизированных устьевых температур Гп от глубины скважин.

туры с. глубиной. Для этого были вычислены, помимо коэффициен­тов ft и ft’, геотермические поинтервальные градиенты устьевых температур Га :

t t

р _ i*«

“j h2—hv ’

где tyh< п — температуры выходящего из скважины раствора при ее глубине, равной соответственно hx и hz.

При А, = 0 и ft., = Н <гд = £0, т. е. уравнение (VIII.8) можно написать в виде

t,—t0 Г — ——=Ь.

°г Н «•

Таким образом, поинтервальпый градиент пзменепыя устьевых температур должен быть равен коэффициенту ftc; в противном случае линейность распределения устьевых температур по глубине не будет соблюдаться.

Для проверки этого положения па рис. 50 показана зависимость Тц от глубины скважины. Линия, показывающая изменение этого градиента с глубиной, параллельна осн абсцисс. Здесь средний поинтервальный градиент может быть принят равным 0,00921° С 1м.

Методика исследований на месторождении Карабаглы была несколько иной и заключалась в следующем. На буровой во время

из

jbku пли бурения фиксировали температуру выходящего из шны раствора при ее стабилизации. Пробы раствора анализи­ровали в лаборатории при температуре, рав — 90 50 t4,°C ной температуре циркулирующего в сква­жине раствора.

20 i IV

Отмечали удельный вес у. вязкость по СПВ-5 Ть, статическое напряжение сдвига •б за 1 и 10 мин, водоотдачу В и толщину корки К.

На рис. 51 показан сводный график за­висимости L — f (#), построенный по данным замеров устьевых температур для месторо­ждения Карабаглы. Зависимости, полученные с помощью найденных коэффициентов Ье и Ь’е (см. табл. 32), показаны линиями 1 и 2. Как видно из графика, при расчетах сле­дует использовать коэффициент Ь’с, так как линия 2 пересекает большее количество точек. •

Однако поскольку коэффициенты полу-

Г

чепы вычислением, то на рис. 51 нанесена еще одна линия 3, которая проведена по средним точкам. Эта прямая наиболее при­емлема и может быть выражена зависи­мостью

(VIII.8)

*у = 30-0,00353#.

Эту формулу можно применять при глу­бинах 1000 .к и более, поскольку устьевая температура в интервалах до 1000 м замерена при промывке ствола скважины на глубипе h при забое, равном Н.

Большой интерес представляют замеры устьевой температуры в сверхглубоких сква­жинах месторождения Зыря (скв. 25, 26, 28, интервал глубин от 2900 до 4888 м).

г) —’1.1 • .4^

Как показали наблюдения, темп роста устьевых температур при глубинах скважин, превышающих 3000 м, замедляется, поэтому зависимость, предложенная для месторожде­ния Зыря в работе 1241, верна лишь для глубин, не превышающих 3000 .м (табл. 33). С учетом этого, на основе проведенных

Рис. 51. Сводный график зависимости стабилизиро­ванной температуры выходящего гливистого рас­твора от глубины скважпп месторождения Кара­баглы, бурящихся турбинными роторным способами
замеров рекомендуется определять в первом приближении вели­чину ty в интервале от 3000 до 6000—7000 м по эмпирической формуле

. —30 + 0,004#. (VIII.9)

Таблица 33 Коэффициенты в формуле (VIII. 10) Примечание Р °с д’, °С/м Карадаг 14,5 0,00921 Электробурение 23,5 0,0063 Роторное и турбинное бурение Карабаглы 30,0 0,00353 Зыря * 14,5 0,0070 //< 3000 — м; 30,0 0,0040 //>3000 м Гоусавы 14,5 0,0081 По данным Б. И. Бсьмана и Р. И. Машладзе 20,0 0,0060 Обработка данных Б. И. Бсьмана и Р. И. Машладзе Биби-Эйбат 14,5 0,0092 По данным Г. М. Шахмалиева

Таким образом, промысловые замеры устьевых температур на месторождении Зыря показали, что линейное распределение темпе­ратур по глубине может не наблюдаться.

Это подтверждается теоретическими исследованиями А. А. Афа­насьева, который указывает, что «. . .в сверхглубоких скважинах температура выходящего раствора практически не будет зависеть от глубины забоя и изменение устьевой температуры в этом случае возможно лишь вследствие изменения характеристик теплообмена (конструкция скважины, расход, физические свойства жидкости) по мере углубления скважины».

В дальнейшем при наличии достаточных замеров устьевых тем­ператур в интервалах, превышающих 5000 м, линейные полуэмпи- рпческие зависимости могут быть заменены уравнениями высшего порядка.

(VI1I.10) 135

В настоящее же время с достаточной для практики точностью распределение устьевых температур по глубине скважин следует определять по эмпирической зависимости вида:

Значения коэффициентов р’ и q’ следует определять графически, что и было сделано.

В табл. 33 приведены найденные основные коэффициенты, входя­щие в формулу (VIII.10) и позволяющие определить устьевую тем­пературу жидкости для ряда месторождении Азербайджана.

При использовании этих зависимостей необходимо помнить, что они справедливы лишь при установившемся температурном ре­жиме промывки, время наступления которого может определяться по формуле (VIII.1).

Графическим построением зависимости /у = / (#) с использова­нием всех имеющихся данных получена эмпирическая формула, общая для месторождений Азербайджана:

<у = 19,5 + 0,0064#. (VIII.11)

Эмпирическую зависимость (VIII. 11) следует применять до глу­бин 4500—5000 м.

Комментарии запрещены.