Что такое эквивалентная циркуляционная плотность эцп

Petroleum Engineers

Вы здесь

Эквивалентная циркуляционная плотность (по рисунку)

Добрый вечер коллеги. Хотел бы узнать, что можно сказать про ЭЦП на представленном изображении.

А что не так-то? с увеличением зенитного угла и глубиной скважины-эцп растет, что видно из графика. а 10 л/сек-это, что за литраж такой? вёдрами носят что ли?

10 л/с норм литраж на хвостовике.

ЭЦП 1,3 г/см3. Нужно знать по модели геомехаников градиент начала поглощения и ГРП для пластов, по которым бурите, чтобы сравнить и говорить более конкретно. На ЭЦП влияет плотность, реология бурового раствора..например высокие ПВ и ДНС. тут совокупный ряд влияющих факторов.

Эквивалентная циркуляционная плотность, вроде здесь нормально расписано(прилагаю). https://cloud.mail.ru/public/a450aef2e332/53-60.pdf

На мой взгляд судя по очистке забоя не очень.

Источник

Эцп в бурении – ЭЦП 2.0

Оперативное определение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора

На сегодняшний день главными задачами являются сокращение расходов на строительство скважин и увеличение добычи углеводородов. Для этого продолжает совершенствоваться технология их строительства, так стали появляется горизонтальные скважины с несколькими ответвлениями от основного ствола (МЗС).

Данные скважины имеют сложные профили — длинную протяжённость открытого ствола, в связи с чем, осложнения, вызванные в процессе строительства скважины, такие как: поглощение промывочной жидкости, ГНВП, осыпи и обвалы стенок скважины и ГРП приводят к ухудшению ТЭП.

Нестабильность стенок открытого ствола скважины может сопровождаться осыпанием горных пород и привести к полной ликвидации скважины и зарезке дополнительных стволов. Большинство проблем возникает в слабосвязанных отложениях глин, глинистых сланцев и аргиллитов.

Влияние на них бурового раствора приводит к их набуханию и разрушению. На устойчивость породы большее влияние оказывает эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора. На месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» перечисленные инциденты имеют место быть.

Циркуляционная система скважины состоит из ряда элементов (интервалов), в каждом из которых происходят гидродинамические потери давления нагнетания бурового раствора. При сложении потерь давления во всех этих элементах получим потери давления в циркуляционной системе скважины (величину давления, показываемую манометром на стояке).

Схема циркуляционной системы скважины

Полные потери давления в скважине могут быть выражены следующим образом:

Где, каждое слагаемое можно подразделить ещё на несколько элементов и найти потери в них при помощи соответствующих вычислений. Для расчёта давления, которое ЭЦП оказывает на пласт, необходимо сложить потери давления циркуляции в кольцевом пространстве в интервале интересующей нас глубины скважины до устья и гидростатическое давление бурового раствора на глубине.

При бурении многозабойных и горизонтальных скважин на Южно-Выинтойском месторождении в период 2021–2021 гг. получены осложнения, такие как поглощение, ГНВП и ГРП. Одной из возможных причин является большое значение ЭЦП (таблица 1).

Таблица 2

Скважины с осложнениями

При бурении одного из ответвлений многозабойной скважины 1069Г получено поглощение бурового раствора (РУО BETA IMAX 1001–1005 кг/м3) интенсивностью 0,3–0,9 м3, также поглощение отмечалось во всех остальных горизонтальных участках (№ 1, 4, 5 и 5). Суммарное поглощение бурового раствора составило 6 м3.

Одной из возможных причин осложнения является высокое значение ЭЦП, что привело к уменьшению проектной плотности БР на следующую многозабойную скважину этого же месторождения до 999–1010 кг/м3. скважина 1270Г — зафиксировано поглощение БР в объёме 24 м3, плотность БР составляла 1018 кг/м3, выявлено набухание глинистых отложений. Скважина 1292Г — потеря давления при нагрузке на долото, ввод кольматирующей пачки, суммарное время НПВ 20 ч.

Целью работы является создание метода оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора.

Для достижения цели были поставлены следующие задачи:

– анализ существующих пробуренных скважин с осложнениями;

– сравнение проектных и фактических данных плотности бурового раствора и давления на манифольде, для выявления фактического значения ЭЦП и определения «окна бурения»;

– нахождение зависимости между давлением на манифольде и ЭЦП;

– описание влияния ЭЦП на разрушаемую породу;

– создание метода влияния на ЭЦП.

Объектом исследования являются участки скважин (наклонно-направленный (ННУ) и горизонтальный) на Южно-Выинтойском месторождении в 2021–2021 гг.

Предметом исследования является эквивалентная плотность бурового раствора.

Границы «окна бурения» проходят между градиентом гидроразрыва пласта и поровым давлением. Данные подтверждаются геомеханической моделью. Так, при превышении верхней границы, может произойти поглощение бурового раствора, а нижней осыпание стенок ствола скважины.

Особенно ярко это выражено в горизонтальном участке, где из-за зашламовывания ствола скважины и относительно малых диаметрах происходит увеличение ЭЦП. Находясь в таких крайне жёстких условиях, требуется преждевременно определять «окно бурения» для предотвращения возможных осложнений.

На основании проектных и фактических данных произведён расчёт для определения планового и фактического значения ЭЦП по данным из «Индивидуального технического проекта» и фактических данных из суточных рапортов супервайзера. Расчёт произведён в несколько этапов с использованием программного обеспечения (ПО) «WellPlan» и расчётных формул ЭЦП и «Метода Итона» для определения градиента гидроразрыва пласта (ГРП).

Согласно расчётам в ПО WellPlan, плановое значение ЭЦП в наклонно-направленном участке отличается от фактического на 5 %, а в ГУ на 10 %. В горизонтальном участке значения находятся на границе значения ГРП, что подтвердил расчёт на скважину 1069Г, где отмечено поглощение бурового раствора.

Определение верхней границы «окна бурения» было выполнено по «методу Итона»

гдеFP — градиент порового давления;

OBG — градиент порового давления;

v — коэффициент Пуассона.

Формула расчёта градиента гидроразрыва пласта (ГРП) применяется в программных продуктах «Eclipse» и «Petrel» компании «Шлюмберже». Нижняя граница — поровое давление остаётся постоянной.

Расчётные формулы для расчёта ЭЦП:

Формула Бабаян Э. В., Черненко А. В. — Инженерные расчёты при бурении [1].

где P — давление на стояке;

H — глубина по вертикали;

g — ускорение свободного падения;

pб.р — плотность бурового раствора;

pг.п. — плотность горной породы;

С — собственная доля твердых частиц.

Формула Dong Ying — University of Petroleum Press [2].

гдеPh — точка перехода гидростатики в динамику;

Pf — точка перехода потерь давления в ЭЦП;

Dtvd — глубина по вертикали;

0,052 — константа перевода.

В ПО «WellPlan» расчёты проводились в двух вариантах (от проектных и фактических данных). Информация по скважинам принята из «Индивидуальных технических проектов» и фактических данных супервайзера. При расчёте плановых значений использовалась «классическая» компоновка низа бурильной колонны, в то время как для фактических компоновка подбиралась индивидуально.

Согласно расчётам, фактическое значение ЭЦП отличается от планируемого. Связано это с тем, что фактическая компоновка может включать дополнительные элементы отличные от «классической»: диаметрами, отклонениями свойств бурового раствора (чаще всего превышение плотности) и изменением самой траектории ствола скважины. В сумме все эти факторы, при расчёте, дают повышенное значение ЭЦП.

Рис. 1. Параметры ПО «WellPlan»

При традиционном бурении плотность бурового раствора подбирается так, чтобы его статический градиент был выше давления скрытого пласта. Во время циркуляции давление, приложенное к пласту, повышается вследствие потерь на трение. Согласно расчётам в ПО «WellPlan», из-за реологических свойств бурового раствора и особенностей конструкции скважины (малый диаметр кольцевого пространства) эквивалентная циркуляционная плотность варьируется в пределах от 1250–1500 кг/м3, в то время как градиент ГРП равен 1,52 кг/м3.

Таким образом, во время циркуляции на пласт оказывается требуемое противодавление, но при этом в статических условиях пластовое давление перестаёт быть скомпенсированным, что приводит к притоку пластового флюида. В то же время потеря циркуляции ведёт к снижению уровня раствора и гидростатического давления в скважине, что опять приводит к притоку (проявлению) пластового флюида.

При расчёте ЭЦП для наклонно-направленного участка учитывались средняя глубина по вертикали составляет 2745,5 м, давление на манифольде 14 Мпа, фактическая плотность бурового раствора, значения которой принимаются из суточного рапорта супервайзера, отличается от плановой в рамках правил безопасности.

Рис. 2. «Зона неопределённости ЭЦП» для ННУ

Таблица 3

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

До настоящего времени бурение горизонтальных участков в условиях поглощения бурового раствора на углеводородной основе велось с применением кольматирующих добавок. Данный способ может ухудшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта в зависимости от объёма поглощённого бурового раствора и кольматанта.

Так, для определения «окна бурения» рассчитывается градиент ГРП «по методу Итона». Поровое давление принимается за 1. По результатам расчёта в ПО «WellPlan» (таблица 2, таблица 3) создаётся «зона неопределённости ЭЦП» от плановых и фактических значений.

При совмещении диаграмм (ЭЦП план/факт) складывается искомая «зона неопределённости ЭЦП», в пределах которой и находится фактическое значение. Поглощение бурового раствора, полученное на скважине 1069Г, подтверждает результат расчёта и доказывает, что фактическое значение ЭЦП проходит на границе градиента ГРП. Результаты, полученные при расчёте по формулам в горизонтальном участке, отличаются от ПО «WellPlan» более чем на 15 %.

Рис. 3. «Зона неопределённости ЭЦП» для ГУ

Исходные данные для расчёта по результатам выборки

Исходя из этого, просматривается зависимость значения ЭЦП и давления на манифольде при бурении горизонтального участка, следуя которой можно принять коэффициент расчёта ЭЦП для формулы (1), который равен 0,011–0,013. Результат определяется как отношение давления на манифольде (Мпа) к расчётному коэффициенту.

Рис. 4. График изменения ЭЦП от давления на манифольде

Данный коэффициент приближает нас к созданию метода «оперативного определения ЭЦП».

Основная задача работы — это поиск способа оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности в полевых условиях, где отсутствует программное обеспечение, а оперативные решения требуется принимать незамедлительно. Так, при рассмотрении зависимости фактических значений ЭЦП и давления на манифольде, прослеживается следующая зависимость: чем выше давление манифольде, тем больше значение ЭЦП (Рисунок 4).

«Маркерами» в данном случае является зависимость от глубины скважины. На крайних значениях, скважины 1292Г и 1430Г, где давление на манифольде 15,1 и 15 Мпа, глубина по вертикали 2688,65 м и 2682,29 м соответственно, видно, что значения ЭЦП практически равны.

Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, при переходе из статического состояния в динамическое и последующим увеличением давления, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из неё — «дыхание скважины». При подъёме бурильного инструмента происходит снижение давления и ЭЦП до нижней границы «зоны неопределённости», то есть ниже порового давления, что может вызвать обвалы стенок скважины.

Рис. 5. ЭЦП при подъёме бурильного инструмента

Разница, возникающая между значениями ЭЦП в процессе спуска и подъёме бурильного инструмента, составляет около 15 %. Для расчёта оптимального значения ЭЦП в ПО «WellPlan» требуется отдельная лицензия на данный модуль. Если заранее просчитать и определить оптимальное значение, то можно сократить «зону неопределённости» до 7 % и уменьшить риск возникновения осложнений.

Рис. 6. Разница значений ЭЦП при операциях

Время бурения горизонтального участка в среднем составляет 100 часов, так как в качестве примера были использованы скважины, пробуренные, в интервале залегания аргиллитов Ванденской свиты Южно-Выйинтойского месторождения, то целесообразно показать результаты воздействия ЭЦП на данную горную породу.

Рис. 7. Кавернометрия

Во время бурения аргиллиты теряют стабильность. Стабильность аргиллитов находится под влиянием характеристик как самой породы (минералогия, пористость и т. д.), так и характеристик бурового раствора. Для проведения теста на образование трещин использовались 4 образца керна. Образцы подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней.

Рис. 8. Образец керна

Таблица 5

Результаты лабораторных исследований

Эквивалентная циркуляционная плотность зависит от следующих факторов: свойств бурового раствора, диаметра кольцевого пространства, скорости вращения бурильной колонны. Существующие способы представляют собой использование дорогостоящего забойного и наземного оборудования, которое было создано для морского бурения и оптимизированно для бурения на суше.

Исходя из проектных данных, правил безопасности и паспортных данных забойного оборудования (ВЗД, БТ, Долото) мы имеем интервал регулирования определённых параметров, влияющих на ЭЦП.

При расчёте значения ЭЦП в ПО «WellPlan» используются следующие параметры: диаметр кольцевого пространства, состав и плотность бурового раствора пластическая вязкость, предел текучести, максимальный и минимальный расход, диаметр частиц шлама, плотность шлама, пористость пласта, скорость проходки, скорость вращения ротора и СНС. Результаты расчётов представлены в таблице 9.

Следуя алгоритму расчёта в гидравлическом модуле, указываем вышеперечисленные параметры согласно фактическим данным из сводки супервайзера. В процессе бурения происходит изменение свойств бурового раствора. С увеличением концентрации твёрдой фазы в промывочной жидкости возрастает её плотность, но одновременно снижается показатель фильтрации; обработка промывочной жидкости полимером для уменьшения показателя фильтрации вызывает рост вязкости жидкости.

Используем вышесказанное, при расчёте в ПО «WellPlan». На примере скважины 1292Г куста № 17, где было зафиксировано поглощение бурового раствора (ПГК плотностью 1160 кг/м3) и расчётное ЭЦП составило1343 кг/м3. Расчёт производится в «фактическом кейсе», с использованием режимов и диаметров из данных супервайзера. Так, при изменении некоторых входных расчётных параметров удалось добиться изменения значения ЭЦП.

Таблица 6

Поддержание параметров бурового раствора на более низком проектном уровне и увеличение числа оборотов ротора позволило уменьшить значение ЭЦП в горизонтальном участке на 8,5 % (таблица 9).

«НК Роснефть» была опробована система «Бурение с регулируемым давлением» (БРД), её особенностью является полная герметичность на участке буровой насос — газосепаратор, что позволяет управлять всеми процессами на забое скважины во время бурения и существенно минимизировать риск возникновения ГНВП. Основные элементы БРД представлены на рисунке 8.

Рис. 9. Система БРД

1) Роторный устьевой герметизатор обеспечивает герметизацию ствола скважины при нахождении в ней бурового инструмента; 2) азотная установка используется для производства и подачи азота в объёме до 35 м3/мин с рабочим давлением до 24,5 Мпа; 3) дроссельный блок обеспечивает создание требуемого противодавления в скважине как в динамических, так и в статических условиях; 4) газосепоратор эффективно отделяет газовую фазу от жидкости; 5) факельная установка применяется для сжигания газа, поступающего из газосепараторной установки.

При бурении удалось добиться поддержания ЭЦП в пределах 0,78–0,82 г/см3 при подаче бурового раствора 11 л/с и производительности азотных установок 20м3. Главную роль в определении ЭЦП сыграл газовый расходомер.

Одна из основных задач применения систем БРД заключается в сокращении объёмов поглощаемого бурового раствора при бурении. Объём поглощения бурового раствора в среднем по месторождению составляет 4082 м3/1000м, в то время как в первой скважине, пробуренной с применением БРД, данный показатель существенно ниже — 637м3/1000м.

Рис. 10 Объём поглощений

Еще одним способом является изменение геометрии бурильных труб с целью снижения эксцентриситета, который приводит к уменьшению потерь давления в кольцевом пространстве [5]. В процессе работы была построена математическая модель бурильной трубы с учётом всех конструктивных элементов.

Рис. 11. Области перепада давления

Заключение

Полученные результаты расчёта ЭЦП по фактическим значениям показывают, что при бурении горизонтальных участков фактическое давление близко либо находится на границе ГРП, что доказывают значения и зафиксированные осложнения на ранее пробуренных скважинах.

Доказано, что высокое значение ЭЦП негативно сказывается на интервале залегания аргиллитов, в котором зафиксированы осложнения.

Определён расчётный коэффициент для формулы (1) с помощью которого, можно определить значение ЭЦП, равное расчёту в ПО «WellPlan» с поправкой в 10–15 %.

Метод оперативного определения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора позволяет в сжатые сроки узнать фактическое значение ЭЦП, следовательно, определить фактическое забойное давление.

Следующим этапом работы является использование существующей модели расчёта для установления зависимости для бурильных труб с диаметрами 73 мм и 102 мм различных производителей и уменьшение процента ошибки при расчёте ЭЦП.

Основные термины (генерируются автоматически): буровой раствор, эквивалентная циркуляционная плотность, скважина, кольцевое пространство, поровое давление, фактическое значение, BETA, данные, горизонтальный участок, поглощение.

По лезвию бритвы – нюансы инжиниринга буровых растворов для узкого окна эцп | инженерная практика

Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации SPE 173059-MS “Defining Fragile – The Challenge of Engineering Drilling Fluids for Narrow ECD Windows”. Данную публикацию подготовили David Knox, Roman Bulgachev и Iain Cameron (BP) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 17-19 марта 2021 года в г. Лондоне. Публикация не рецензировалась.

29.06.2021 Инженерная практика №05/2021

Работа рассказывает о процессе выработки в компании BP корпоративного стандарта в отношении буровых растворов с плоским реологическим профилем, или, как это обозначается в англоязычной терминологии, с «плоской реологией». Основные реологические свойства таких растворов – пластическая вязкость (ПВ), динамическое напряжение сдвига (ДНС) и структурная прочность (прочность геля, ПГ) – должны оставаться практически неизменными при изменении температуры. Это особенно важно при бурении глубоких и сложных скважин и, в частности, при глубоководном бурении в условиях узкого допустимого диапазона («окна») значений эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) раствора.

По словам авторов, исторически в ВР к моменту начала рассматриваемого проекта сложилось следующее определение раствора с плоским реологическим профилем:

Для сравнительных испытаний был выбран участок одного из месторождений в Северном море с «отличнопоходящими» условиями бурения скважин: наличием интервалов поглощения, неустойчивостью стенок скважины и осложнениями в процессе цементирования колонн. Как видно из сравнительных диаграмм, приведенных на рисунках 7.1 – 7.3, реологические свойства безглинистых буровых растворов (БГБР) оказались в целом ниже, чему у ИЭБР. Это еще раз указывает на более высокий риск разрушения раствора, в котором глина заменена на полимерный загуститель. В тоже время, это безусловный плюс с точки зрения поддержания заданного диапазона ЭЦП.

Рис. 7.3. Прочности гелей ГИЭБР и БГБР в процессе бурения интервала диаметром 311,1 мм в соседних скважинах

Авторы также подчеркивают, что по соотношению прочности 10-мин и 10-с гелей БГБР не удовлетворял обозначенным выше критериям «плоской реологии». Однако такое отхождение предусматривалось по результатам предварительных лабораторных испытаний и не послужило основанием для отказа от такого раствора.

Рис. 7.4. Стабильность эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм

Далее авторы приводят сравнение динамики эквивалентной статической (ЭСП) и эквивалентной циркуляционной (ЭЦП) плотности ГИЭБР и БГБР при зарезке боковых стволов одного и того же диаметра из одной скважины (рис. 7.4, 7.5). Характеристики БГБР оказались более стабильными, а разница между ЭСП и ЭЦП – меньшей.

Рис. 7.5. Стабильность ЭСП и ЭЦП плотности БГБР при зарезке бокового ствола диаметром 330,2 мм

Дальнейшие замеры показали менее выраженные колебания давления БГБР при отключении/включении буровых насосов при наращивании колонны и спускоподъемных операциях (СПО), что авторы объясняют, опять же, более низкими реологическими характеристиками БГБР при более высокой стабильности соотношения ЭСП/ЭЦП.Наконец, отдельная часть рассматриваемого исследования была посвящена прослеживанию связи между результатами лабораторных тестов и показателями растворов в процессе бурения скважин, замеряемыми датчиками давления в процессе бурения. Так, например, авторы приходят к выводу, что результаты лабораторных испытаний на прочность геля, выполняемых при помощи вискозиметра со стандартными скоростями сдвига, слабо коррелируют с практическими результатами, в связи с чем их в данном случае, вероятно, не следует принимать в качестве критерия выбора раствора «с плоской реологией». В то же время испытания на прочность геля при низких скоростях сдвига коррелируют с рабочими данными достаточно хорошо.

В заключение авторы подчеркивают, что вовсе не считают результаты свой работы исчерпывающими, поскольку испытывался БГБР лишь одного типа при ограниченном наборе условий, и призывают всех заинтересованных специалистов продолжить изучение свойств безглинистых и низкоглинистых инвертно-эмульсионных буровых растворов и разработку методов прогнозирования их рабочих характеристик.

Источник

Градиент плотности, эквивалентная плотность раствора

Плотность (удельный вес) бурового раствора,

Градиент величин

Состояние ствола скважины и проходимых пород характеризуются множеством параметров: различными видами давлений (пластовое, поровое, геостатическое, гидроразрыва и т.д.), температурой, минерализацией, электросопротивлением и другими. Численное значение этих параметров зависит от глубины скважины. Поэтому для удобства и наглядности сравнения характеристик вводится понятие относительного параметра – градиента какой-либо величины. Делается это для удобства проведения расчётов. Все вышеназванные параметры определяются как отношение их численного значения к глубине скважины.

Физический смысл понятия градиента заключается в изменении интересующей нас величины за каждый метр проходки.

Замерена температура на различных глубинах скважины:

Вычислим градиенты температуры в интервалах 780 ¸ 990 метров и 990 ¸ 1735 метров.

Первый интервал: (28 – 12) : (990 – 780) = 0,076 о С/метр = 7,6 о С/100 метров.

Второй интервал: (35 – 28) : (1735 – 990) = 0,009 о С/метр = 0,9 о С/100 метров.

Требуется определить градиент пластового давления в каждом интервале и найти давление пласта на глубине 1280 метров.

Градиент пластового давления составляет:

в интервале 0 ¸ 550 метров

5800 : 550 = 10,55 КПа/м = 0,0106 МПа/м = 0,106 бар/м.

в интервале 550 ¸ 1000 метров

(11 – 5,8) : (1000 – 550) = 0,0116 МПа/м = 0,116 бар/м.

в интервале 1000 ¸ 1350 метров

(16 – 11) : (1350 – 1000) = 0,0143 МПа/м = 0,143 бар/м.

Пластовое давление на глубине 1280 метров:

Р₁₂₈₀ = 11 + (1280 – 1000) ´ 0,0143 = 15 МПа.

Плотность (удельный вес)бурового раствора определяется как масса (вес) единицы объёма и вычисляется отношением общей массы (веса) какого-то объёма раствора к этому объёму.

Пожалуй, нигде не существует такой путаницы в определении значения физического параметра, как в определении плотности буровой промывочной жидкости. В США и Канаде она замеряется в фунтах на галлон (PPG), в Иране и Омане в фунтах на кубический фут (PCF), в Алжире в килограммах на кубический дециметр, на месторождениях Северного моря в килограммах на кубический метр. Российские буровики всю жизнь замеряли удельный вес в граммах на кубический сантиметр (г/см 3 ), стремление перейти на единицу плотности системы СИ (кг/м 3 ) пока не особенно результативно.

Какой бы тип единиц не использовался – цель одна: определение гидростатического давления.

Понятие градиента плотности бурового растворакак отношения существующей плотности к единице длины, как было сказано выше, введено для удобства сравнения различных давлений в одной и той же точке ствола скважины и выполнения некоторых расчётов.

Термин эквивалентной плотности бурового раствора вводится для учёта дополнительных давлений, возникающих при циркуляции бурового раствора или при наличии устьевого давления. Виды дополнительных давлений: затрубное и трубное давления в закрытой скважине при полученном на забое притоке, давление гидродинамических сопротивлений в затрубье при циркуляции, давления при перемещении колонны бурильных труб, давление на штуцере при глушении скважины и др.

Суммирование гидростатического давления с дополнительными давлениями сопоставимо с действием бурового раствора повышенной плотности. Эту плотность мы и называем эквивалентной. Отнеся значение эквивалентной плотности раствора к интересующей нас глубине скважины, мы получим эквивалентный градиент плотности на данной глубине. Поясним понятия на примерах.

Пример 1:

Глубина башмака технической колонны – Н = 1500 м,

Избыточное давление на устье начала приёмистости под башмаком – Р_пр. = 52 атм.

Определить эквивалентную плотность, при которой начинается поглощение под башмаком колонны – r_экв.

При заданных единицах измерений, где К = 0,1 расчёт ведём по формуле:

r_экв. = r + Р_пр.:(К ´ Н) = 1,21 + 52: (0,1 х 1500) = 1,56 г/см 3

Этот несложный расчёт позволяет сделать важный вывод о необходимости спуска следующей технической колонны перед встречей горизонта с АВПД, если дальнейшее углубление скважины требует повышения плотности бурового раствора до значения близкого к r_экв.

При глубине скважины Н = 2100 метров произошло проявление, скважину закрыли, замерили давление на стояке, оно оказалось равным Р_из.т.. = 2,5 МПа.

Определим эквивалентную плотность:

r_экв. = r+ Р_из.т..:(g ´ H) = 1150 + 2,5 ´ 10 6 :(9,8 ´ 2100) = 1270 кг/м 3

Этим расчётом мы определили плотность бурового раствора, давление столба которого уравновешивает пластовое давление.

r_экв. = r + Р_г.с.:(g ´ Н) = 1350 + 1600 ´ 10 3 : (9,8 ´ 3000) = 1400 кг/м 3

Теперь вспомним и навсегда запомним требования правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности к плотности бурового раствора.

В интервалах совместимых условий бурения плотность бурового раствора должна создавать гидростатическое давление в скважине, превышающее пластовое на величину:

10 % в интервале 0 ¸ 1200 м, но не более 15 кгс/см 2 ( 1,5 МПа );

5 % в интервале от 1200 м до проекта, но не более 25- 30 кгс/см 2 ( 2,5- 3,0 МПа);

Применив это правило к рассчитанной в примере 2 эквивалентной плотности, получаем значение плотности бурового раствора для глушения произошедшего проявления:

r_к = (1,05 ¸ 1,10) ´1270 = 1330 ¸ 1400 кг/м 3

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник