Способ определения допустимой эквивалентной плотности бурового раствора Советский патент 1990 года по МПК C09K7/02 E21B31/03 

Изобретение относится к бурению скважин, а именно к способам оценки свойств буровых растворов.

Цель изобретения - повышение информативности способа о

Способ включает измерение коэффициента трения, удельной адгезионной силы коэффициента консолидации фильтрационной корки и определение допустимой эквивалентной плотности бурового раствора, предотвращающей прихват бурильного инструмента, по формуле

G2 { Pcoscfdcf

° HR g H|-Hf) g(H2+Ht)ein«g

2А,

g(H4-H,) где р - коэффициент трения;

GM - максимально допустимая нагрузка, прикладываемая к колонне труб, кН;

Н,,Н1 - соответственно верхняя и нижняя границы прихватоопасного интервала, м; AJ - удельная адгезионная сила,

3 Н/м2;

Rr - радиус трубы, м; g - ускорение силы тяжести, м2/с;

dM - половина угла охвата колонны труб коркой, рад:

R2k-(Rc-RT)

arCCOS 2Гт(Й;-ГтГ- ;

RC,FK- соответственно радиус скважины и фильтрационной корки, м; Р - давление в глинистой корке,

зависящее от коэффициента

консолидации, кг/м3.

эр,дЧг 1 ЭР 1 f Pv

Ј - Cv э + г эг +

где Cv - коэффициент консолидации фильтрационной корки под трубой; t ,г и 9 - соответственно текущие время

и координаты.

Приведенное дифференциальное урав- нение решается при следующих граничных условиях:

На стенке скважины избыточное давление по сравнению с пластовым равно нулю:

P(0,t) - , где рп - градиент пластового давлесолидации, замеренный на одометре, ,2-Ю- М2/С.

Для определения изменения во времени плотности, предупреждающей прихват, используют выражение, а также значения входящих в него величин: / 1 Л17 рад.

лч

Значения j P cos of d «У вычисляются на ЭВМ и для промежутков времени 1, 5 и 30 мин равны соответственно 724 -105, 678,9 Ю и 633,6-Ю5 Н/м2. Соответственно уменьшается и плотность бурового раствора, необходимая для предупреждения прихвата: j, 1960 кг/м3; 5 кг/м3, р 1720 кг/м3.

Исследуют буровые растворы различного состава. Результаты исследовани приведены в таблице.

Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение информативности. Измеряют коэффициенты трения, удельной адгезионной силы, консолидации фильтрационной корки. Определяют допустимую эквивалентную плотность бурового раствора, предотвращающую прихват бурильного инструмента, по формуле с учетом коэффициента трения, максимально допустимой нагрузки, прикладываемой к колонне труб, верхней и нижней границ прихватоопасного интервала, м

удельной адгезионной силы, радиуса трубы, ускорения силы тяжести, половины угла схвата колонны труб коркой, давления в глинистой корке, зависящего от коэффициента консолидации, допустимой эквивалентной плотности бурового раствора. Использование данного способа дает возможность определить изменение допустимой эквивалентной плотности во времени, что повышает его информативность по сравнению с известными. 1 табл.

ния:

1

Н - я (Н г-Н 1) .

Начальное распределение гидравлического давления в корке линейное:

Р(г,0)Р0+(Рг-Р0) .

Поверхность трубы непроницаемая: 1 ЭР

| sinW-6)+ - cos«-e)0.

ЗгГ d Г

Бурение скважины ведется в плас

тах чередующихся непроницаемых и про ницаемых горных пород, доля которых в разрезе составляет 4о%. В интервале бурения м используется следующая компоновка бурильной колон- ны: долото диаметром 190 мм, УБТ диаметром мм и длиной 100 м, бурильные трубы диаметром мм, прочность которых кН. Вес буриль- ной колонны вместе с УБТ кН. Буровая установка имеет грузоподъемность кН. Так как G1 0Ј, то ,,-G кН. Длина контакта УБТ с проницаемыми горными породами Нг-Н , () 0, WtO м.

J

Свойства бурового раствора, замеренные на приборе НК-1, следующие: ,09; A Н/м2. Коэффициент кон0

1 2 3

1985 2130

1960 2080 2310

1750 1965 2270

0

Формирование глинистой корки осуществляют в камере высокого давления и температуры в условиях, соответствующих скважинным. Под действием давления РК, соответствующего перепаду давления в скважине, корка уплотняется, из нее отжимается влага, а деформация корки во времени регистрируется прибором с записью кривых в координатах деформации lg t.

Получают кривые уплотнения корок, сформированных из глины (,3 МПа, ), бентонита (,5 МПа, t 20°С) и бурового раствора со скважины (,7 МПа, ).

Для обработки кривых и расчета коэффициента консолидации используют метод Казагранде. Коэффициенты консолидации для растворов 1-3 следующие: , м2с-1; Су 4,2х10-10м1с- ; ,5x10 10M2c-1. 1

Коэффициенты трения определяют по методике Дерягина. Методика состоит в замере удельной адгезионной силы А х, отрывом плунжера от корки (давление Ра) при различных нагрузках (давление Рц). В координатах РсгРк замеры дают прямую, tg угла наклона

51

которой равен коэффициенту трения ц. Для растворов 1-3 И равны соответственно 0,06; 0,ОМ; 0,023, а удельные адгезионные силы А 0 ,.02 МПа (,3 МПа), ,043 МПа (Ph 0,5 МПа), Av 0,19 МПа (,7 МПа, ). 3

Результаты вычисления допустимой эквивалентной плотности бурового раствора, приведенные в таблице, показывают, что время безопасного контакта бурильного инструмента с фильт рационной коркой можно регулировать, изменяя свойства бурового раствора. Таким образом, исследование бурового раствора в соответствии с предлагаемым способом позволяет определить изменение допустимой эквивалентной плотности бурового раствора во време ни, что повышает его информативность по сравнению с известным способом. Данное преимущество предопределяет эффективность использования способа в промысловых условиях.

Формула изобретен и я

Способ определения допустимой эквивалентной плотности бурового раствора, предотвращающей прихват бурильного инструмента, включающий измерение коэффициента трения,удельной адгезионной силы фильтрационной корки и определение допустимой эквиСоставитель Л.Бестужева Редактор Н.Гунько Техред Л.Олийнык Корректор И.Муска

Заказ 263

Тираж 575

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. U/5

А17.336

валентной плотности бурового раствора, предотвращающей прихват бурильного инструмента, отличающий- 5 с я тем, что, с целью повышения

информативности способа, дополнительно измеряют коэффициент консолидации фильтрационной корки, а допустимую эквивалентную плотность бурового Ю раствора, предотвращающую прихват бурильного инструмента, определяют по формуле(м

2 ) Pcose(cU

15

20

25

30

35

.

MRTg(H|-H) sinc

2А

Ј()

где f - допустимая эквивалентная

плотность бурового раствора, кг/м3;

- коэффициент трения; Ом - максимально допустимая нагрузка, прикладываемая к колонне труб, кН; H1tH2 - соответственно верхняя и

нижняя границы прихватоопас- ного интервала, м; А у - удельная адгезионная сила,

Н/М2; Rr - радиус трубы, м;

d M- половина угла охвата колонны труб коркой, рад; Р - давление в глинистой корке, зависящее от коэффициента консолидации, МПа.

Подписное