Эквивалентная плотность - буровой раствор
Cтраница 1
Эквивалентная плотность бурового раствора у башмака обсадной колонны и давление у колонной головки обычно ниже при использовании метода ожидания и утяжеления, нежели в методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака будут иметь значения, располагающиеся между кривыми для двух других методов. Ниже рассматриваются различные ситуации во время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации на рис. 3.5 помечены точками. [2]
Иногда применяется термин эквивалентная плотность бурового раствора, определяемая как отношение давления, действующего в определенной точке потока, к соответствующей глубине. [3]
 |
Колебания гидродинамического давления на забое бурящейся скважины в нормальных условиях бурения ( по Е.К. Кларку. [4] |
Гидродинамическое давление выражено в единицах эквивалентной плотности бурового раствора. В процессе спуска бурового инструмента перепады давления увеличиваются пропорционально нарастающей длине колонны труб в скважине. С включением гидродинамического тормоза темп прироста размаха колебаний давления замедляется. Включение насоса для восстановления циркуляции вызывает скачок давления. Величина его зависит от плавности запуска насосов, глубины скважины, тиксотропности бурового раствора и других его показателей. В процессе бурения давление на забое увеличивается в результате появления в восходящем потоке бурового раствора частиц выбуренного шлама, утяжеляющего раствор. После промывки на забое восстанавливается нормальное давление циркуляции. При наращивании инструмента наблюдаются резкие колебания давления. Снижение гидродинамического давления во время подъема бурового инструмента зависит от длины колонны труб и скорости подъема. [5]
 |
Графики изменения давления на устье ( а и на забое ( б скважины при глушении с нерегулируемым штуцером. [6] |
Давление на графике представлено в единицах эквивалентной плотности бурового раствора. [7]
Для облегчения интерпретации изменение давления выражается через изменение эквивалентной плотности бурового раствора. [8]
Допустимое давление выброса представляет собой разность между пластовым давлением в единицах эквивалентной плотности бурового раствора и плотностью используемого бурового раствора, при которой скважина во время проявления может быть закрыта без опасности разрушения слабого пласта. Самым слабым пластом следует считать тот, который расположен непосредственно под башмаком обсадной колонны, так как именно здесь на породу действует наиболее высокий градиент давления вследствие появления избыточного давления на устье. [9]
Напряженное состояние пород на забое зависит от дифференциального давления Ар, управлять которым можно, изменяя эквивалентную плотность бурового раствора рэ. [10]
Методика, регламентирующая требуемый перепад давления в насадках долота, на базе исследований Б. В. Байдюка и Р. В. Винярского включена в справочник по промывке скважин [14] и основана на определении подачи буровых насосов по изменению эквивалентной плотности буровых растворов с учетом скорости осаждения частиц шлама, эмпирических рекомендаций по выбору подачи насосов, геологических и технико-технологических ограничений. [11]
Через 3022 двойных хода ( только в методе ожидания и утяжеления) верхняя часть газовой пачки достигает башмака обсадной колонны. Обычно нереализуемая на практике эквивалентная плотность бурового раствора у башмака обсадной колонны достигает максимума и начинает уменьшаться, хотя давление в обсадной колонне продолжает расти. [12]
Когда насосы останавливают, забойное давление уменьшается на величину, равную гидравлическим сопротивлениям в затруб-ном пространстве. Последние могут изменяться от пренебрежимо малых до значения, соответствующего эквивалентной плотности бурового раствора 60кг / м3 в зависимости от геометрии скважины, глубины и свойств бурового раствора. Небольшой дебаланс, вызванный остановкой насосов, может вызвать приток пластового флюида, который слишком мал, чтобы обнаружить его на выходе из скважины, но эти малые притоки можно различить по газу, поступающему в скважину при соединении бурильных труб. Интенсивность притока зависит как от степени неуравновешенности, так и от проницаемости пласта. Однако плотность бурового раствора повышать совсем не обязательно, если уровень содержания газа возвращается к устойчивому фоновому значению. [13]
Эквивалентная плотность бурового раствора у башмака обсадной колонны и давление у колонной головки обычно ниже при использовании метода ожидания и утяжеления, нежели в методе бурильщика. Для непрерывного метода характерно, что давление в обсадной колонне и эквивалентная плотность бурового раствора у ее башмака будут иметь значения, располагающиеся между кривыми для двух других методов. Ниже рассматриваются различные ситуации во время вымыва пластовых флюидов; эти ситуации на рис. 3.5 помечены точками. [14]
По этой программе рассчитывают потери давления в устьевой обвязке скважины, в бурильной колонне, в насадках долота и в затрубном пространстве. Кроме того, рассчитывается эквивалентная плотность бурового раствора. [15]
Страницы: 1 2