Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Практические наблюдения показывают, что на устьевую темпера­туру, кроме глубин скважины, способа бурения, расхода жидкости, по-видимому, оказывают влияние и другие факторы, которые рас­сматриваются ниже.

Зависимость устьевой температуры от вращения бурильной колонны

Сопоставляя средине значения вычисленных коэффициентов, можно убедиться в том, что устьевая температура раствора на место­рождении Карабаглы несколько выше, чем в Карадаге.

В то же время коэффициенты b и b’ для скважин роторного буре­ния на месторождении Карабаглы меньше, чем для турбинного бурения, а в Карадаге, напротив, больше (см. табл. 31 и 32).

Это несоответствие в изменении устьевой температуры вследствие вращения бурильной колонны, по-видимому, можно объяспнть двояко: 1) тепло выделяется вследствие вращения колонны и трения ее о стенки скважины, при этом температура выходящего из сква­жины раствора будет больше, чем при невращающсйся колонне; 2) вследствие вращения колонны повышается коэффициент тепло­отдачи, а устьевая температура понижается в результате интенсив­ной потери тепла раствором в верхней части скважины (в нижней части скважины происходит обратное явление).

Поэтому температура выходящего на скважины раствора при вращении колонны может в одном случае повышаться, а в другом понижаться (в среднем на 1—2° С) Разумеется, что изучение влия­ния вращения бурильной колонны на температуру раствора, цирку­лирующего в скважине, требует постановки специальных экспери­ментов.

15 скв. 24, 25, 138, 144 (глубиной соответственно 4220, 2460, 2700 и 3180 м) месторождения Карабаглы была проведена промывка на забое при различных вязкостях глинистых растворов. Резуль­таты измерения представлены на рис. 52, из которого следует, что с увеличением условной вязкости раствора устьевая температура его повышается. Так, в скв. 24 при повышении вязкости от 25 до 260 сек устьевая температура раствора повысилась на 10° С; в скв. 25, 138 и 144 наблюдается примерно такое же повышение температуры.

Это происходит в результате уменьшения коэффициентов тепло­отдачи прп увеличении вязкости, влияющих па устьевую темпера­туру-

Рис. 52. Изменение устьевой температуры в зависимости от условной вязкости глинистых растворов на месторо­ждении Карабаглы.

(VIII.12)

На основе рис. 52 можно написать

Кт, ~

где t’jTl — устьевая температура при повышении и понижении вязкости на ДТъ tyTt — температура при конкретном значении Г6; ф — коэффициент пропорциональности.

Коэффициент ф имеет размерность °С/сек к может быть вычислен по формуле

Д<

*уТ, £уТ.

уТ.

ф:

п~т Б

Л Гб

(VIII.12а)

На основании формулы (VIII.12а) из графика зависимости ty = = ] (Т5) при Н = const найден средний коэффициент ф, равный 0,034° С /сек. Подставляя это значение в зависимость (VIII.12), получим

<;Tt-irTt + 0,034 (г; — Tt). (VIII.126)

Все замеры, проведенные на месторождении Карабаглы, были отнесены к восьми условным вязкостным группам. В первую группу вошли замеры температуры выходящего из скважины раствора с условной вязкостью от 25 до 50 сек, во вторую — от 50 до 75 сек,

to —1—

30

JOtJC

2100

2300

2500

2200 —

2900

3100

3300

3500

3700

7 ООО

та

1*300 м. м L Ряс. 53. Распределение стабилизированных тем­ператур выходящего гли­нистого раствора различ­ной вязкости по глубине

в третью — от 75 до 100 сек, в четвертую — от 100 до 125 сек; в пятую — от 125 до 150 сек; в шестую — от 150 до 175 сек; в седь­мую — от 175 до 200 сек п в восьмую — от 200 сек до «нетекучей». Замеры, отнесенные к первой, второй, седьмой и восьмой вязко­стным группам, изображены графически в зависимости от глубины скважин (рис. 53). Оказалось, что все точки седьмой и восьмой групп (липия 1) лежат выше, чем точки первой и второй (линия 2), т. о. устьевая температура при промывке раствором повышенной условной вязкости выше, чем при пониженной. Таким образом, зависимость (VIII.126) справедлива почти для всех скважин месторождения Карабаглы. Зона, заключенная между линиями, об­разованными точками 1-2-й и 7—8-й групп (рис. 53), включает почти все замеренные значения устьевых температур, относящиеся к другим группам. Следовательно, разброс точек объясняется в основном влиянием вязкости глинистых растворов. Примечательно, что линия 3 (см. рпс. 51) пересекает на графике точки, относящиеся к четвертой и пятой группам. Среднее зна­чение условной вязкости при этом оказы­вается равным 125 сек. Следовательно, за­висимость (VIII.8) справедлива лишь для растворов с условной вязкостью 125 сек. При определении устьевой температуры растворов прочих условных вязкостей в за­висимость (VIII.8) должна быть внесена по­правка на вязкость. Обобщая уравнения (VIII.8) и (VIII.12), имеем Iу = 30 + 0,00353/7—0,034 (125-Г8), (VIII. 13) где Т6 — условная вязкость раствора в сек. Зависимость (VIII. 13) является общей для всего месторождения Карабаглы. Влияние условной вязкости на темпера­туру выходящего из скважипы раствора удалось обнаружить также и после обработки замеров, проведенных Г. М. Шахмалиевым. Это отчетливо видно из рис. 54, на котором конфигурация кривой условной вязкости Т6 наблюдается и в кривых зависимостей конечных и начальных усть­евых температур 1, 2; следовательно, между ними имеется связь, подтвержденная замерами. Процесс теплопередачи оказывает влия­ние не на условную вязкость Тв, а на эффективную вязкость ц’, входящую в критерии теплового подобия (25]. Характер связи Ть

1200 12<ю ‘280 та ш то то >т иго ш woo н. н

Рис. Ъ. Завися- * Яс­ность условной * вязкости, расхода & % и устьевой темпе — ^ ратуры выходяще — cs ^ го глинистого рас- ™ твора от глубины 20 — -50

скважин. W ю — г. г— конечные п 0L 0 30 начальные устьевые температуры (обра-

ботка данных Г. М. Шахмалиева).

с т)’ пока что в должной мере не выяснен и требует дальнейшего изучения [26, 401, поэтому прп практических расчетах удобно поль­зоваться условной вязкостью.

Зависимость устьевой температуры от прочих факторов

В отдельных интервалах скважин месторождения Карадаг была отмечена некоторая аномальность распределения температур, при­чину которой объяснить погрешностью измерений нельзя, поскольку все точки были получены по данным замеров ртутными термомет­рами.

Так, в скв. 157 при глубине 2072 м tf = 44° С, а при глубине 3877 .и t = 36° С. В скв. 189 при одной и той же глубине 3765 м получены два значения *у: 44 и 33° С. В скв. 116 наблюдалось слиш­ком. резкое возрастание устьевой температуры с глубиной. При более внимательном анализе имеющихся данных было обнаружено следующее. В скв. 189 на глубине 3765 м была замерена темпера­тура циркулирующей жидкости. Перед этой операцией в течение нескольких суток тщательно наблюдали за температурой выходя­щего из скважины раствора. Скважину промывали только на забое, и температура выходящего раствора после стабилизации оказалась равной 44° С.

При глубинном замере (при одинаковых условиях промывки) предварительно промывали башмак (приблизительно в середине скважины). Таким образом, депрессия температуры выходящего из устья раствора при промывке на забое могла произойти вследствие или охлаждения верхней части ствола скважины предварительной промывкой, или охлаждения находящегося в скважине глинистого раствора дополнительно спущенными (холодными) бурильными тру­бами (температура бурильных труб 10° С).

Это показывает, что температура выходящего из скважины раствора зависит от технологических операций, предшествую­щих промывке скважины, и температуры воздуха (лето — зима).

В некоторых скважинах наблюдалось явное приращение устьевой температуры при увеличении расхода жидкости, в некоторых случаях оно достигало 4—4,5° С.

Скв пв

Так, в скв. 169 Карабаглы при расходе глинистого раствора 10 л! сек добились стабилизации устьевой температуры, а затем по­высили производительность до 20 л/сек. При этом наблюдалось приращение устьевой температу­ры на 2,5° С. Дальнейшее повыше­ние производительности насосов до 40 л1сек дало дополнительное повышение температуры на 4,5° С.

Подобное явление наблюдалось и в скв. 135. В нескольких сква-

В, л/сек

j‘°

i

___________ L_

-J -г

30 40

-Aty,°c

Рас. 55. Колебания устьевой темпера — Рис. 56. Распределение температуры

туры в зависимости от изменения рас — выходящего глинистого раствора по

хода глинистого раствора в период глубине при наличии обсадной ко-

установившегося температурного ре — лонны.

жима промывки.

жинах месторождения Карабаглы после включения второго насоса устьевая температура повысилась на 2—3° С. На рис. 55 показана зависимость величины приращения устьевой температуры от расхода глинистого раствора (скв. 169 Карабаглы); при этом за начало отсчета принят расход 20 л1сек.

Температуры выходящего из скважины раствора, замеренные после спуска обсадных колонн (линия 2, рис. 56), оказываются в среднем на 3° С ниже, чем в необсаженной скважине (линия 1). Это подтверждается и теоретическими рассуждениями, приведен­ными в работе [43]. Продолжительность простоя бурящейся сква­жины, время спуска бурильной колонны и другие параметры про — мывочпой жидкости, как показали наблюдения, иа температуру выходящего из скважины раствора практически не влияют.

Комментарии запрещены.