Способ определения допустимой эквивалентной плотности бурового раствора

)5 1 В 23/00 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИИ ДвтсреноМ СвиДЕТЕПЬстам Бл 40"Ф Фе ъе ениеценки т трения;о допустимадываемая к нагруз олонне оэ ионнои и филь я и ни пасног нно верхн прихвато м гезионнаядопусбуровоприхватрмуле ла убы, м; силы яжес рН В(Нф-Н 2). вкупе( еЫМ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(71) Всесоюзный научно-исследователь ский институт буровой техники (72) Н.В.Степанов, Л.В.Медведева, Л.В.Хуршудов, Н,М.Хлебникови Ф.М.Кацман(56) Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин. - М.: Недра 1984, с. 50-51.Степанов Н.В., Столяр М,А. Модели рование условий прихвата под действи ем перепада давления. - Нефтяное хозяйство, 1982, Г 2, с, 11"13.(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМОЙ ЭКВИВАЛЕНТНОЙ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА(57) Изобретение относится к бурению скважин. Цель - повышение информатив ности, Измеряют коэффициенты трения,Изобретение относится к б скважин, а именно к способам свойств буровых растворов.Цель изобретения - повыше Формативности способа.Способ включает измерение циента трения, удельной адге силы коэффициента консолидац рационной корки и определени тимой эквивалентной плотност го раствора, предотвращающей бурильного инструмента, по ф 2удельной 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. 2 Ае е е е ее еВ(Н;Н,)де р - коэффициенСм " максимальнка, приклатруб, кН;Н - соответствняя границинтервалаА - удельная аН/м 2;В, - радиус трВ - ускорением/с;- половина угла охвата колоннытруб коркой, рад:У-,-К,) -В,м 2 К,(К -В,)5- соответственно радиус скважины и Фильтрационной корки, м,=С ( - -+ - + --- ,),ч аг 2 г дг г 2 д 6 где С - коэффициент консолидациифильтрационной корки подтрубой;е,г и 9 - соответственно текущие времяи координаты.Приведенное дифференциальное урав нение решается при следующих гранич-. ных условиях:На стенке скважины избытоцное давление по сравнению с пластовым равно нулю: 25Р(О,г) - рОН=О,где р - градиент пластового давления; Н: (Н;Н). 30 Начальное распределение гидравлического давления в корке линейное; Р(г О) - Р +(Р Р )г-Кф о г К-К 35Поверхность трубы непроницаемая:д, 1 ЗРзпЯ-О)+ --соя(4-6) =О.дг г ЭгБурение. скважины ведется в плас 40 тах чередующихся непроницаемых и проницаемых горных пород, доля которых в разрезе составляет 403. В интервале бурения 4200-4300 м используется следующая компоновка бурильной колон-ны: долото диаметром 190 мм, УБТ диаметром 146 мм и длиной 100 м, бурильные трубы диаметром 140 мм, проч" ность которых С=2156 кН. Вес бурильной колонны вместе с УБТ С =1364 кН.к50 Буровая установка имеет грузоподеьеность С =2450 кН, Та к ка к СГт, то Г.=С-Г =792 кН. Длина контакта УБТ с проницаемыми горными породами. Н -Н =(4300-4200):0,4=40 м.55Свойства бурового раствора, замеренные на приборе НК, следующие: 0,09; А =5600 И/м 2, Коэффициент кон солидации, замеренный на одометре,С =5,2 10 - м/с,Для определения изменения во времени плотности, предупреждающей прихват, используют выражение, а такжезначения входящих в него величин:= 1,17 рад.значвния 1 Р саяеа и вычисляютсяна ЭВИ и для промежутков времени 1,5 и 30 мин равны соответственно724 10, 678,9 10 и 633,6 10 И/м 2,Соответственно уменьшается и плотность бурового раствора, необходИмаядля предупреждения прихвата: р,==1960 кг/м; р,= 1840 кг/м, р=1720 кг/мэ.Исследуют буровые растворы различного состава. Результаты исследованийприведены в таблице,Допустимая плотность бурового раствора, кг/мэ, за время простоя мин Раствор е ет е еее 1985 2130 2340 1960 17502 ОРО 19652310 2270м ме еем и е ища Формирование глинистой корки осуществляют в камере высокого давленияи температуры в условиях, соответствующих скважинным. Под действием дав"ления Р, соответствующего перепадудавления в скважине, корка уплотняется, из нее отжимается влага, а деформация корки во времени регистрируетсяприбором с записью кривых в координа- тах деформации 1 р,Полуцают кривые уплотнения корок,сформированных из глины (Р,=0,3 ИПа,с=20 С), бентонита (Р=0,5 ИПа,=20 С) и бурового раствора со скважины (Р к=1,7 ИПа, г =70 С),Для обработки кривых и расчетакоэффициента консолидации используютметод Казагранде. Коэффициенты консолидации для растворов 1-3 следующие:С=1,6 х 10- м с-; С ,=4,2 х 10-1 м с-,С =2 5 х 10 "м 2 с-,чзКоэффициенты трения определяют пометодике Дерягина. Иетодика состоитв замере удельной адгезионной силыАотрывом плунжера от корки (давление Р,) при разлицных нагрузках5 15 которой равен коэффициенту трения. Для растворов 1-3 р равны соответственно 0,06; 0,044; 0,023, а удельные адгезионные силы Я ,=0,.02 МПаФормула изобретения Способ определения допустимой эквивалентной плотности бурового раствора, предотвращающей прихват бурильного инструмента, включающий измерение коэффициента трения,удельной адгезионной силы Фильтрационной корки и определение допустимой экви 30 Кгм 35 Составитель Л.Бестужева Редактор Н.Гунько Техред Л,Олийнык Корректор И,МускаЗаказ 263 Тираж 575 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д, 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г,ужгород, ул.Гагарина, 101 Результаты вычисления допустимой эквивалентной плотности бурового раствора, приведенные в таблице, показывают, что время безопасного контакта бурильного инструмента с Фильтрационной 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 времени, что повышает его информативность по сравнению с известным способом. Данное преимущество предопределяет эффективность использования способа в промысловых условиях. 41233 6валентной плотности бурового раствора предотвращающей прихват бурильного инструмента, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышенияинформативности способа, дополнительно измеряют коэффициент консолидациифильтрационной корки, а допустимуюэквивалентную плотность бурового 10 раствора, предотвращающую прихватбурильного инструмента, определяютпо формуле 4(м2 1 Рсове(ЫСмотыК Р(Н,-Н,) япЫ в(Н +Н,) вцспс(М1 М2 Ау- -(Й-,+Й-,) допустимая эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м;коэффициент трения;максимально допустимая нагрузка, прикладываемая к колонне труб, кН;соответственно верхняя и нижняя границы прихватоопас" ного интервала, м;удельная адгезионная сила, Н/м 2;радиус трубы, м;- половина угла охвата колонны труб коркой, рад; - давление в глинистой корке,зависящее от коэффициентаконсолидации, МПа.