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

d_p.n=(0,85÷0,9)D_c, (17)

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

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

(18)

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

Выбор диаметра пакера рекомендуется производить в соответст­вии с данными табл. 6, в которой приведены диаметры резиновых элементов в зависимости от диаметра необсаженной скважины в интер­вале установки пакера и численные значения пакеровки.

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)

где Е_у - модуль упругости резины, Е_у =9,4 МПа; S₀ - площадь сечения резинового элемента пакера до деформации; к_п - коэффициент пакеров­ки.

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

Р_деп≥3(ρ_б.рgz_пл+р_пл) (20)

которая во избежание разрушения объекта испытания должна удовлетворять условию

Р_деп<0,5[δ_сж- 2(ρ_r.n.gz_пл- p_пл)] (21)

где (δ_cж - прочность породы при одноосном сжатии, Па; ρ_r.n.- объемная плотность вышележащей толщи пород, кг/м3.

Глубина заполнения жидкостью, необходимой для создания де­прессии плотностью р_ж≤ρ_б.р:

z_ж=z_пл-(ρ_пл-ρ_деп)/ρ_жg (22)

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

ρ_H.H=ρ_6.pgz_н.п-ρ_жg(z_н.п- z_ж) (23)

где z_н.п- глубина установки испытателя пластов.

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

Необходимую величину осевой сжимающей нагрузки G_c.n. (кН) целесообразно создавать за счет веса секции УБТ, длина которого опреде­ляется по формуле (4).

Во время пакеровки и опробования объекта хвостовик, располо­женный ниже пакера, испытывает осевое сжатие от действия трех сил: от осевой сжимающей нагрузки G_c.n., гидравлической нагрузки G_c.r., возникающей при открытии главного клапана пластоиспытателя, и си­лы трения F _трпакера о стенки скважины.

Действующая на хвостовик в начальный момент сжимающая (ста­тическая) G_CTнагрузка может быть определена по номограмме [7], при­веденной на рис. 4 (на ней приведен пример пользования номограм­мой: D_c=240 мм; d_шт=90 мм; Δр=20МПа; G_CT=780 кН).

4000 3000 2000 1000 G_ст, кН 100 200 300 400 d_c,мм

Рис. 4. Номограмма для определения статической нагрузки на хвостовик.

Расчет максимально допустимых сжимающих нагрузок на хвосто­вик осуществляется по формуле [7]

G_кр=S[δ_т-5,04(d_c-d_т) /W] (24)

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

Гидравлическая нагрузка приближенно рассчитывается по формуле

P_г≈(S_c-S_x)[ρ_6.pgz_пак-ρ_жg(z_пак-z_ж)] (25)

где S_c, S_x - соответственно площадь поперечного сечения скважины в месте пакеровки и площадь сечения хвостовика, м²; z_пак - глубина уста­новки пакера, м

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

Р_тр=k_трμ_трр_и.нπd_ch_p.n(d²_p.n-d²_ш)/(d²_c-d²_шт) (26)

где к_тр - опытный коэффициент, к_тр≈0,2; μ_тр - коэффициент трения рези­нового элемента о стенки скважины, μ_тр =0,1; h_p.n - высота резинового элемента пакера, м; d_шт - диаметр штока пакера, м.

Напряжения изгиба в хвостовике можно оценить по формуле [7]

δ_н=5,04(d_c-d_x) (27)

где d_x - наружный диаметр хвостовика, м; l_x- момент инерции сечения хвостовика, м⁴; W_x - момент сопротивления того же сечения, м³; q_x- масса 1м хвостовика, кг.

Дополнительные сжимающие температурные напряжения в хво­стовике на время опробования

δ_m=a_tEAt, (28)

где a_t - температурный коэффициент линейного расширения хвостови­ка, K^-1.

Поправка, учитывающая влияние температуры на модуль упруго­сти,

E=E₂₀k_E(t₃-20) (29)

и предел текучести материала хвостовика

δ_т=(δ_т)₂₀ - K_δ(t₃-20), (30)

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

Условие прочности хвостовика при сжатии

δ_т≥k_з(δ_z+δ_u+δ_t) (31)

где δ_z - напряжение осевого сжатия, Па, δ_z=(P_c.n+P _г +P _тp )/S_x (собствен­ным весом хвостовика за малостью обычно пренебрегают); k_з =1,3 - ко­эффициент запаса прочности.

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

P_yд=(P_cn+P_г) , (32)

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

h_пр = (z_пак - z_ж)ρ_ж/ρ_б.р (33)

d₀ - диаметр отверстия в штуцере пластоиспытателя, м; μ_ш- коэффициент расхода штуцера, μ_ш=0,6÷0,65; l_k - длина хвостовика, м.

Условия прочности по ударной нагрузке

Р_уд<[Р]_уд, (34)

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

[Р]_уд=k_бk_удS_x(δ_т-δ_и-δ׳_x) (35)

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

δ'_z=P_сп/S_x (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.