Определение плотности разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины

Таблица 12 – исходные данные

Пористость породы b =25 %; коэффициент растворимости газа в нефти ά=0,9 для всех вариантов. Диаметр бурильных труб D = 0,140 м; внутренний диаметр бурильных труб d = 0,120 м, объем раствора в желобах и приемной емкости Vж.е. = 30 м^3.

Задача. Найти плотность разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины диаметром D_скв = 0,3 м, если в неё прокачивают Q = 40 дм³/с бурового раствора плотностью ρ_б.р. = 1,6 г/см³, средняя механическая скорость проходки Vм = 8 м/ч, ожидаемое пластовое давление Р_пл = 17 МПа, пористость породы b =25 %; коэффициент растворимости газа в нефти ά = 0,9.

Решение: Количество газа, поступающего в буровой раствор из пласта в течение 1 часа, определяется по формуле

Vг = π D²_скв / 4 * Vм * b / 100 * ά * Р_пл * 10.

Подставляя данные из условия задачи получаем

Vг = 3,14 * 0,3² / 4 * 8* 25 / 100 * 0,9 * 17,0 * 10 = 21,6 м³/ч.

Плотность разгазированного бурового раствора при выходе его из скважины находим по формуле:

ρ_рб.р. = 3,6 * Q * ρ_б.р. / 3,6 * Q + Vг;

ρ_рб.р. = 3,6 * 40 * 1,6 / 3,6 * 40 + 21,6 = 1,4 г/см³

Задача. Определить время разгазирования бурового раствора в скважине глубиной Н = 1 800 м, диаметром D_скв = 0,3 м при скорости проходки 5 м/ч, плотность раствора ρ_{б.р .} = 1,3 г/см³, подача насоса Q = 26 дм³/с, пластовое давление 20 МПа.

Решение:

Количество газа, поступающего в скважину в течение 1 часа работы долота:

Vг=π D²_скв/4 * Vм * b/100 * ά * Р_пл * 10 = 3,14 * 0,3²/4 * 5 * 25/100 * 0,9 * 20,0 * 10=15,7 м³/ч.

Плотность разгазированного бурового раствора после выхода его из скважины:

ρ_рб.р. = 3,6 * Q * ρ_б.р./3,6 * Q + Vг = 3,6 * 26 * 1,3/3,6 * 26 + 15,7 = 1,11 г/см³_.

Время разгазирования раствора:

Т=[Vж.е. + π/4 * (D²_скв – D² + d²)/Н]*(ρ_б.р. – ρ_рбр)/Vг * ρ_рб.р.;

Т=[30+3,14/4 * (0,3² – 0,14² + 0,12²) * 1800] * (1,3 – 1,09) / 17,6 * 1,09 = 1,64 ч