Приложение А Пример определения реологических параметров циркулирующего бурового раствора

при следующих исходных данных:

глубина забоя Н, м 3356

глубина залегания пласта с минимальным

давлением поглощения Н„, м 3300

давление поглощения Рп, МПа 37,9

средневзвешенный радиус скважины R<:KB, м 0,111

средневзвешенный наружный радиус бурильных труб R^, м 0,064

средневзвешенный внутренний радиус бурильных труб RBH.T , М 0,054

плотность бурового раствора р, кг/м 1120

насос У8-6М2А, втулки 0, мм 160

Последовательно меняя расход раствора, создают 5 режимов промывки сква- жины и фиксируют давление нагнетания бурового раствора.

1 - кривая по фактическим замерам, 2 - аппроксимированная

Рисунок АЛ - График зависимости давления нагнетания на насосах

от расхода бурового раствора

Используя метод выравнивания, определяют функцию зависимости давления нагнетания насосов от расхода бурового раствора Рн = f(Q) по формуле вида

у=а-х2 + Ьх + с. Если выбрать на графике заданной функции какую-либо точку (х0,

у — у

у0), то выравниваются х и Y = : Y = (b + ах 0) + ах.

х-х0

Y, +Y2 =2(b + ax0) + a(x, +х2);

Y4 + Y5 =2(b + ax0) + a(x4 +x5), Тогда

a = (Y4+Y5)-(Yt+Y2); (x4 +x5)-(x, +x2)'

b = 0,5(Y, + Y2 -a(x, +x2))-axc;

c = (Јy-(aЈx2+bЈx))/n ПРИ °^cСоставляем таблицу A.2, выбрав Xo = Xi, y0 = yi Таблица A.2

x = Q,m'/c x2 = Ql, (м*/с/ y = PH, МПа Y У-Уо x-x0 0,017 0,289- Ю-3 2,8 0 0,019 0,361-Ю-3 3,2 200 0,021 0,44M0"3 4,3 375 0,023 0,529-W3 4,5 283,3 0,025 0,625-10° 5,9 387,5 Xx = 0,105 ^x2 =2,245-JO'3 2> = W

Складывая условные уравнения Y = (b + ах0) + ax по группам (первая - заме- ры 2 и З, вторая - замеры 4 и 5), (200 +375) = 2-(Ь + а-0,017)+а.(0,019 + 0,021); (283,3 +387,5) = 2-(Ь + а-0,017)+а-(0,023 + 0,025);

тогда

(283,3+ 387,5)-(200+ 375) _пту (0,023 + 0,025) - (0,019 + 0,021) "

b = 0,5(200 + 375-11979,2 - (0,019 + 0,021)) -11979,2 • 0,017 = -155,73;

с = (20,7 - (11979,2 • 0,625 • 10_3 -155,73 • 0,105)) / 5 = 2,03

при этом выполняется условие 2,03 МПа < 2,8 МПа.

В итоге, искомая функция примет вид: РИ = 11979,2-х-2 - 155,73-х + 2,03 , (МПа).

При Q - 0 м3/с давление нагнетания Рн = Рон = 2,03 МПа. Определяют величину фиктивного динамического напряжения сдвига циркули- рующего раствора по формуле (2.1.15)

= 2,03 -10 6 -0,108 (0,222 - 0,128 ) Т° 3356 -(5,333 -(0,222 - 0,128 )+ 6-0,108 )~ ' * '

^2,8-2,03 3,2-2,03 4,3-2,03 4,5-2,03 5,9-2,03

+ — -— + — -—+— -— + — -—їх

и рассчитывают величину пластической вязкости циркулирующего раствора по фор- муле (2.1.19)

0,017

0,021

0,023

0,025

1

0,019

х

10

= 0,0564 Па • с

64-3356

3,14

0,1084 (0,222 - 0,128)3(0,222 +0,128)

Величина динамического напряжения сдвига раствора по известной эмпириче- ской формуле

т0 =8,5-Ю-3 ? р - 7 = 8,5 -10"3 -1120 - 7 = 2,52 Па; Величина пластической вязкости циркулирующего раствора по известной эм- пирической формуле

Л = 0,033 - Ю-3 - р - 0,022 = 0,033 -10"3 -1120 - 0,022 = 0,015 Па ? с.

Определение реологических характеристик бурового раствора, описываемого степенной моделью жидкости, при бурении скважины № 742 Уренгойского ГКМ при следующих исходных данных:

глубина забоя Н,м 3578

средневзвешенный радиус скважины RcKB, м 0,111

средневзвешенный наружный радиус бурильных труб , м 0,064

средневзвешенный внутренний радиус бурильных труб RBH.T , м 0,053 плотность бурового раствора р, кг/м3 163 0

пластическая вязкость, определенная в лабораторных условиях лД Пас

буровая установка Уралмаш ЗД-76, насос У8-6М2А, втулки 0, мм

0,016 170

Создают 2 режима промывки скважины, последовательно меняя расход раство- ра, и фиксируют давление нагнетания бурового раствора в колонну бурильных труб. Результаты замеров приведены в таблице А.З.

Таблица А.З -. Результаты замеров

№ п/п Расход бурового раствора Q, м3/с Давление на стояке Р,„ МПа 1 0,009 4,2 2 0,014 6,5 п =

Вычисляют величину показателя поведения жидкости п по формуле (2.1.28) lg(6,5/4,2)

= 0,988 .

lg( 0,014 /0,009 )

Вычисляют величину индекса консистенции раствора А* по формуле (2.1.32) и коэффициента А по формуле (2.1.30)

2

20,988+1 N

2 • 0,053

2(0,111 + 0,064 )(3 • 0,988 +1) ( 0,111 - 0,064 "\ о,98«

(2 • 0,988 + 1) • 0,053

-0,988

= 0,656;

К =

= 0,256

3-0,988 + 1

(^0,0090988 0,0140'988

У =

2-3578 -(1 + 0,656) 2 Вычисляют скорость сдвига бурового раствора у по формуле (Qi + Q2)(3n +1) (0,009 + 0,014)(3 - 0,988 +1)

27rR3BH, - п

= 98,7

2-3,14-0,0533 -0,988

Вычисляется средневзвешенная величина кажущейся вязкости промывоч- ной жидкости по формуле (2.1.23):

TJ = 0,256 -(98J)0'988 "1 = 0,242 Па - с