Тандем - 2, шлакоблочные станки, бетоносмесители


Производство оборудования и технологии
Рубрики

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫХОДЯЩЕЙ ИЗ СКВАЖИНЫ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

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.

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

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫХОДЯЩЕЙ ИЗ СКВАЖИНЫ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

при /0ф = 23,5°С

V

(VIII.7а)

и

(у —23.5 Н

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫХОДЯЩЕЙ ИЗ СКВАЖИНЫ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ

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:

= 19,5 + 0,0064#. (VIII.11)

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

Оставить комментарий