animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}
Главная / Расчеты в бурении / Опробование перспективных горизонтов

Опробование перспективных горизонтов

Расчеты при опробовании перспективных горизонтов в процессе бурения

Для опробования перспективных горизонтов в процессе бурения глубоких скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена, применяют комплекты испытательного инструмента, позволяющие проводить одноцикловое и многоцикловое испытание скважин.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление нефтегазосодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта.

Для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от остальной части ствола предназначены пакеры с металлической опорой.

Надежность пакеровки прежде всего определяется правильным выбором диаметра пакерующего элемента.

Диаметр резинового элемента механического пакера

dp.п=(0,85÷0,9)Dc,               (19.17)

где Dc - диаметр скважины в месте установки пакера, м.

Проходимость пакера по стволу скважины и надежность пакеровки при испытании характеризуется коэффициентом пакеровки.

         (19.18)

Минимальные значения kп, при которых обеспечивается надежная пакеровка в зависимости от устанавливаемых перепадов давления на пакер, приведены ниже.

Перепад давления
на пакер, МПа

<16

16-25

>25

Коэффициент пакеровки

1,08-1,10

1,10-1,12

1,12-1,14

Характеристика
работы пакера

Повышенная
устойчивость

Средняя устойчивость,
проходимость

Повышенная
проходимость

При выборе интервала испытания следует стремиться к тому, чтобы вся эффективная мощность проницаемой части пласта, найденной по результатам геолого-геофизических исследований, находилась в пределах интервала между пакером и забоем скважины.

Нагрузка, необходимая для пакеровки, определяется по формуле

                 (19.19)

где Еу - модуль упругости резины, Еу=9А МПа; Sо - площадь сечения резинового элемента пакера до деформации; kп - коэффициент пакеровки.

Депрессия, создаваемая для получения притока пластовой жидкости при первичном вскрытии перспективного горизонта

Рдеп≥3(ρб.рgzплпл),          (19.20)

которая во избежание разрушения объекта испытания должна удовлетворять условию

Рдеп<0,5[σсж- 2(ρг.пgzплпл)]                      (19.21)

где σсж - прочность породы при одноосном сжатии. Па; рг.п - объемная плотность вышележащей толщи пород, кг/м3.

Глубина заполнения жидкостью, необходимой для создания депрессии плотностью ρж≤ρб.р:

zж=zпл - (рпл - pдеп)/ρжg             (19.22)

В начальный момент опробования избыточное наружное давление, действующее на пластоиспытатель и пакер достигает максимума

ри.нб.pgzи.п — ρжg(zи.п- zж),               (19.23)

где zи.п - глубина установки испытателя пластов.

Если один пакер не способен воспринимать такой перепад давлений, то устанавливают последовательно два пакера.

Необходимую величину осевой сжимающей нагрузки Gc.п(кН) целесообразно создавать за счет веса секции УБТ, длина которого определяется по формуле (9.4).

Во время пакеровки и опробования объекта хвостовик, расположенный ниже пакера, испытывает осевое сжатие от действия трех сил: от осевой сжимающей нагрузки Gc.п, гидравлической нагрузки Gc.г, возникающей при открытии главного клапана пластоиспытателя, и силы трения Fтр пакера о стенки скважины.

 

Действующая на хвостовик в начальный момент сжимающая (статическая) G нагрузка может быть определена по номограмме, приведенной на рис. 19.4 (на ней приведен пример пользования номограммой: Dc=240 мм; dшт=90 мм; Δр=20 МПа; Gст=780 кН).

Рис. 19.4. Номограмма для опрелелеия статической нагрузки на хвостовик.

Расчет максимально допустимых сжимающих нагрузок на хвостовик осуществляется по формуле

              (19.24)

где σт - предел текучести материала труб. Па; S - площадь поперечного сечения хвостовика, м2; dc, dт - соответственно диаметры скважины и хвостовика, м; q - вес 1 м хвостовика, Н; W - момент сопротивления сечения хвостовика, м3.

Гидравлическая нагрузка приближенно рассчитывается по формуле

Pг≈(Sс — Sх)[ρб.рgzпак - ρжg(zпак - zж)]          (19.25)

где Sc, Sx - соответственно площадь поперечного сечения скважины в месте пакеровки и площадь сечения хвостовика, м2; zпак - глубина установки пакера, м

Силу трения можно оценить по следующей формуле (П.С. Лапшин, 1974)

Pтp≈kтpμтpри.нπdсhр.п/(d2р.п — d2ш)/(d2с-d2шт)             (19.26)

где kтр- опытный коэффициент, kтр≈0,2; μтр - коэффициент трения резинового элемента о стенки скважины, μтр =0,1; hр.п - высота резинового элемента пакера, м; dшт - диаметр штока пакера, м.

Напряжения изгиба в хвостовике можно оценить по формуле

          (19.27)

где dx - наружный диаметр хвостовика, м; Iх - момент инерции сечения хвостовика, м ; Wx - момент сопротивления того же сечения, м3; qx -масса 1м хвостовика, кг.

Дополнительные сжимающие температурные напряжения в хвостовике на время опробования

σтtEΔt,               (19.28)

где αt - температурный коэффициент линейного расширения хвостовика, К-1.

Поправка, учитывающая влияние температуры на модуль упругости,

Е=Е20kЕ(t3-20)             (19.29)

и предел текучести материала хвостовика

σт=(σт)20-kσ(t3-20),                 (19.30)

где Е20 и (σт)20 - модуль упругости и предел текучести при температуре 20 °С, приводимые в справочной литературе; kЕ и kσ - температурные поправки, МПа/К, для стали kЕ≈70 МПа/К и kσ≈0,47 МПа/К.

Условие прочности хвостовика при сжатии

σт≥k3( σz + σut), (19.31)

где σz - напряжение осевого сжатия, Па, σz=(Рс.пгтр)/Sx (собственным весом хвостовика за малостью обычно пренебрегают); kз= 1,3 - коэффициент запаса прочности.

Дополнительная ударная нагрузка, действующая в момент открытия главного клапана пластоиспытателя из-за резкого снижения давления в подпакерной зоне

Руд=(Рспг)√1+2ESх(zпак-hпр)(do/Dc)4/μшlхРг                    (19.32)

где hпр - высота столба бурового раствора, эквивалентная по создаваемому давлению высоте столба жидкости в бурильных трубах, м,

hпр=(zпак-zжжб.р             (19.33)

dо - диаметр отверстия в штуцере пластоиспытателя, м; μш - коэффициент расхода штуцера, μш=0,6÷0,65; lx - длина хвостовика, м.

Условия прочности по ударной нагрузке

Руд<[Р]уд                   (19.34)

где [Р]уд - допустимая ударная нагрузка, Н;

[P]уд=kбkудSxти-σ'z)                    (19.35)

kуд - коэффициент, учитывающий возрастание предела текучести хвостовика при динамическом нагружении по сравнению со статическим, kуд=2÷2,34,

σ'z=Pcп/Sx, (19.36)

При проведения операций с испытателем пластов бурильные трубы испытывают различные нагрузки: растягивающие усилия при спуске и подъеме инструмента; сжимающие усилия при нагружении пакера и открытии испытателя пластов; внешние сминающие давления при испытании неглубоких скважин; дополнительные напряжения кручения при вращении бурильной колонны (при смене позиций запорного клапана), увеличивающиеся с глубиной; растягивающие осевые и сжимающие радиальные нагрузки при срыве пакера, которые могут достигать опасных значений.

Торговый дом АУМАС