Тандем - 2, шлакоблочные станки, бетоносмесители


Производство оборудования и технологии
Рубрики

Условия для решения аналитических и эмпирических зависимостей

Имеются основания утверждать, что для целей практики ана­литические зависимости могут быть несколько упрощены. Так,

А. А. Афанасьев на конкретных примерах показал, что уже при глубине забоя Н=2000 м выведенная им зависимость может быть значительно упрощена. , ‘

Б. Б. Кудряшов доказал, что при глуОине забоя //>3000 м без­болезненно можно пренебречь членом г2ег2н в силу его малости и тогда из (VIII.24) получить следующую упрощенную формулу для измерения температуры на забое:

/ г» kn (а — AQ „

{зн = ({1H — tQ + a — b)(^ — — J е 2 + — — + b — F + ГН.

‘ (VIII. 24а>

Как показывают расчеты Б. Б. Кудряшова, в абсолютных ве­личинах прирост температуры бурового раствора на забое за счет работы долота составляет десятые доли градуса, что находится в полном соответствии с данными А. А. Афанасьева и И. А. Чарного. Поэтому выражение (VIИ.24а) может быть упрощено еще более, если не учитывать влияние тепла, образующегося за счет работы долота и трения потока жидкости. В этом случае Д/з^О; м = 0; i2 = = 0 и

‘>«=(»«-‘>+-|-г)(|-т-)е’,н+г+’”+гн- (V,"’28)

Однако следует иметь в виду, что погрешность от недоучета тепла за счет трения движущегося бурового раствора с увеличением глубины Н возрастает, а при продувке воздухом или газом при­рост температуры может достигать десятков градусов.

Вместе с тем наиболее часто геотермические градиенты пред­ставлены такими величинами, при которых максимальная темпе­ратура на глубинах до 2000—3000 м не выходит за пределы, уг­рожающие ведению технологических операций. На глубинах же свыше 3000 м, где начинает сказываться влияние тепла на про­цесс бурения, в аналитических формулах можно произвести уп­рощения. Таким образом, для • целей практики вполне можно пользоваться упрощенной формулой (VIИ.28). Заметим, что Сог­ласно этой формуле функциональная зависимость для t3, принимая во внимание выражения для гь г2 и G; должна быть записана в виде • ’

ts = f(tw> tо. Г. Q’ 7. с> k, kz, D, Н)ш (VIII.29)

Рассматривая выражение (VIII.29), убеждаемся, что число факторов, определяющих величину забойной температуры, может быть уменьшено до 10. .

Как уже отмечалось, наибольшая температура в кольцевом пространстве (восходящий поток) наблюдается не на забое, а несколько выше. Однако, как отмечает Б. Б. Кудряшов, в обычных условиях бурения превышение максимальной температуры восхо­дящего потрка над температурой забоя незначительно и может быть определено лишь точными измерениями. Что касается макси­мальной температуры нисходящего потока, то она всегда находит­ся на забое скважины. Поэтому в промысловой практике вполне можно считать,, что максимальной температурой бурового раство­ра в процессе бурения является его температура на забое.

Теоретические расчеты ряда авторов указывают на нелинейный характер распределения температуры циркулирующей жидкости в скважине. Наряду с этим многочисленными замерами выявлено, что нелинейный характер распределения температуры присущ лишь начальному периоду циркуляции. По мере того, как время циркуляции возрастает, распределение температуры по стволу приближается к прямолинейному. Но признание самого факта, что для практических расчетов можно принимать прямолинейный ха­рактер распределения температуры по глубине, подтверждает возможность использования эмпирических формул, выведенных ис­ходя из такого предположения. Как показали сопоставительные расчеты Б. Б. Кудряшова, если, например, воспользоваться форму­лой (VI 11.27) применительно к 254-мм скважине при Q=10 л/с в условиях установившегося режима, то получаются результаты весьма близкие (VIII.28). .

Вполне понятно, что использование формулы (VIIT.27) возмож­но только в пределах того геологического района, для которого оп­ределялись коэффициенты а и b и для скважин аналогичной кон­струкции, при промывке которых прокачиваются растворы одина­кового качества и количества. Однако поскольку бурение на боль­шие глубины ведется чаще всего в идентичных условиях, то грани­цы использования найденных коэффициентов а и b значительно расширяются и для применения формулы (VIII.27) отпадает не­обходимость в. каких-либо дополнительных замерах. Наряду с этим погрешности, возникающие в процессе громоздких вычисле­ний по аналитическим формулам, складываясь, могут привести к общей погрешности, которая окажется больше полученной по фор­муле (VIII.27).

Как указывалось ранее, при h = H зависимость (VIII.27) авто­матически переходит в формулу (V.32), причем становится спра­ведливым условие а + Ь= ф. Если же сравнить выражение (V.32) с выражением (VIII.36) для определения температуры пород в долгопростаивающих скважинах, то легко заметить, что коэффи­циент ф, равный сумме коэффициентов а и Ь, по своей физической сущности представляет собой величину геотермического градиен­та, замеренного в процессе циркуляции раствора. Для краткости он может быть назван геотермодинамическим градиентом. Сопо­ставление этого коэффициента с обычным геотермическим (геотер — мостатическим) градиентом путем простого деления их друг на друга, дает возможность найти некоторую количественную оценку влияния циркуляции (а точнее, всего процесса бурения в целом) на тепловое состояние скважины.

Таким образом, имеются все основания поставить знак равен­ства между упрощенной аналитической зависимостью. (VI 11.28) и эмпирической формулой (V.32), предназначенным для определе­ния забойной температуры в процессе циркуляции бурового раствора. На основании этого составим следующее тождество:

tsH= г) (i —ег’я + j — +.#0 + ГЯ = ФЯ +10, (VIII.30)

откуда

Г

я

Полученное выражение (VIII.31) дает возможность не только дать качественную оценку геотермодинамическому градиенту, но и позволяет рассчитать его конкретные значения в зависимости от всех факторов, определяющих теплообмен в скважине.

Примем во внимание, что в формуле (VIII.31)

п

г1 = — аГ(А+У); гг = — Qjr {А — У); V = yA* + kxkD ; А =

и рассмотрим реальные возможности определения конкретных значений каждой из величин, входящих в зависимость (VIII.31).

Диаметр скважины D, а также глубину забоя Я находят без каких-либо затруднений в соответствии с заданной конструкцией скважины. То же самое можно сказать и про расход бурового раствора.

Плотность бурового раствора, теплоемкость и другие его фи­зические и реологические свойства можно определять согласно данным, которые должны быть получены в результате специаль­ных измерений. Отдельно должен быть рассмотрен вопрос опре­деления геотермического градиента, а также устьевой температу­ры.

Наибольшие трудности связаны с расчетом величин коэффици­ентов k и kx, в состав которых входят коэффициенты теплоотдачи, зависящие от режима движения и характера теплообмена.

Оставить комментарий