dvdv

DrillNET Интегрированный пакет анализа бурения

Версия 1.7.5

Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5 Ред. 0

© 2006-2010 Petris Technology, Inc. PetrisWINDS - зарегистрированная торговая марка Petris Technology, Inc.

Части этой программы защищены патентом США №6 792 431. Вопрос о выдаче других патентов рассматривается.

ii Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 Авторское право © 2006-2010 Petris Technology, Inc.

Petris Technology, Inc.

Главный веб-сайт: www.petris.com Посетите нижеуказанные веб-сайты для дополнительной информации относительно продажи программного продукта и технической поддержки. Продажа программного продукта: www.petris.com/about_us/locations.asp Поддержка: www.petris.com/support/

Авторское право Все права собственности на данный документ и на программное обеспечение, которое в нем описывается, принадлежат компании Petris Technology, Inc. и защищены международным законодательством. Никакая часть настоящей инструкции не может быть скопирована, передана третьим лицам или переведена на какой-либо язык, а также не может распространяться в бумажной, электронной, магнитной или любой другой форме без письменного разрешения Petris Technology, Inc.

Напечатано в Соединенных Штатах Америки

Впервые напечатано в мае 2010 г.

Торговая марка PetrisWINDS — это торговая марка компании Petris Technology, Inc., в США и во всех других странах. Торговые или сервисные марки других сторон, которые могут встретиться в настоящей инструкции, являются собственностью их владельцев и должны интерпретироваться только в этом качестве.

Правовая оговорка Инструкции и описания, содержащиеся в данном руководстве, точно соответствуют подготовленной к печати версии. В последующие версии программного обеспечения и документации к ним могут быть внесены необходимые изменения без предупреждения пользователей. Компания Petris Technology, Inc., не несет непосредственной или косвенной ответственности за ущерб, который может быть вызван ошибками и опечатками в настоящей инструкции или несоответствием версии программного обеспечения и данной инструкцией. Любые параметры или процедуры, которые не указаны в настоящем руководстве и которые применяются пользователем при выполнении своих проектов, могут приводить к непредсказуемым результатам.

Атрибуция Этот программный продукт включает в себя программное обеспечение, разработанное в Apache Software Foundation (http://www.apache.org/).

Этот программный продукт включает в себя программное обеспечение, разработанное в University of California, Berkeley и лицами, принимавшими участие в этих разработках.

Документация Владимир Вайсман

Последняя редакция 17 мая 2010 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 iii

Авторское право © 2006-2010 Petris Technology, Inc.

1. Введение ............................................................................................................................... 1 1.1 Что такое DrillNET? ............................................................................................................................ 1

1.2 Техническая характеристика DrillNET ............................................................................................. 2

1.3 Технологические модели ................................................................................................................... 2

2. Начало работы .................................................................................................................... 5 2.1 Инсталляция программы .................................................................................................................... 5

2.2 Удаление программы ......................................................................................................................... 5

2.3 Запуск программы .............................................................................................................................. 5

3. Основные операции ........................................................................................................... 7 3.1 Главное окно DrillNET’s .................................................................................................................... 7

3.2 Страницы ввода данных ................................................................................................................... 10 3.2.1 Страница проекта ............................................................................................................. 10 3.2.2 Окно геометрии скважины .............................................................................................. 11 3.2.3 Типовое окно "Трубы" ..................................................................................................... 17 3.2.4 Типовое окно "Ствол" ...................................................................................................... 20 3.2.5 Tиповое окно "Порода" .................................................................................................... 21

3.3 Типовое окно результатов моделирования .................................................................................... 24

3.4 Меню .................................................................................................................................................. 26 3.4.1 Меню "Файл" .................................................................................................................... 26 3.4.2 Меню редактирования таблиц ......................................................................................... 28 3.4.3 Меню редактирования графиков ..................................................................................... 28 3.4.4 Меню "Вид" ...................................................................................................................... 29 3.4.5 Меню "Моделей" .............................................................................................................. 31 3.4.6 Меню "Инструменты" ...................................................................................................... 31 3.4.7 Меню "Опции" .................................................................................................................. 31 3.4.8 Меню "Помощь" ............................................................................................................... 32

4. Технологические модели DrillNet ................................................................................. 33

5. Модель прогнозирования поровых давлений ............................................................ 37 5.1 Ввод данных ...................................................................................................................................... 37

5.1.1 Главная страница .............................................................................................................. 38

5.2 Результаты ......................................................................................................................................... 45

6. Модель устойчивости ствола ......................................................................................... 48 6.1 Ввод данных ...................................................................................................................................... 48

6.1.1 Проект ................................................................................................................................ 48 6.1.2 Каротаж ............................................................................................................................. 48 6.1.3 Порода ............................................................................................................................... 48 6.1.4 Общая страница ................................................................................................................ 51

6.2 Результаты моделирования .............................................................................................................. 54

6.3 Специальные функции ..................................................................................................................... 55 6.3.1 Панель инструментов ....................................................................................................... 55 6.3.2 Окно анализа чувствительности ...................................................................................... 56 6.3.3 Окно анализа устойчивости на заданной глубине ......................................................... 57


iv Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0


7. Модель проектирования траекторий .......................................................................... 61 7.1 Окна ввода данных ........................................................................................................................... 61

7.1.1 Окно данных проекта ....................................................................................................... 61 7.1.2 Окно проектирования ....................................................................................................... 64

7.2 Результаты/Специальные приложения ........................................................................................... 69 7.2.1 Пиктограммы .................................................................................................................... 69 7.2.2 Окно трехмерного вида траекторий ................................................................................ 70 7.2.3 Мастер проектирования траекторий ............................................................................... 72 7.2.4 Окно специальных приложений ...................................................................................... 73 7.2.5 Окно утилиты "Оценка параметра" ................................................................................ 75 7.2.6 Удаление нижней части траектории ............................................................................... 77 7.2.7 Окно редактирования геометрии скважины .................................................................. 78

8. Модель анализа пересечений скважин ........................................................................ 81 8.1 Ввод данных ...................................................................................................................................... 81

8.1.1 Страница проекта ............................................................................................................. 81 8.1.2 Страница траектории ....................................................................................................... 81

8.2 Результаты моделирования .............................................................................................................. 83 8.2.1 Сопровождающий цилиндр ............................................................................................. 83 8.2.2 Спайдер ............................................................................................................................. 84 8.2.3 Ближайшие точки траекторий ......................................................................................... 85 8.2.4 Контроль пересечений ..................................................................................................... 86 8.2.5 Анализ схождения траекторий ........................................................................................ 88

8.3 Специальные функции ..................................................................................................................... 90 8.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................... 90 8.3.2 Окно базы данных "Мои инструменты" ......................................................................... 90

9. Модель напряжений обсадной колонны ..................................................................... 93 9.1 Окно ввода данных ........................................................................................................................... 93

9.1.1 Страница "Проект" ........................................................................................................... 93 9.1.2 Страница "Геометрия" ..................................................................................................... 93 9.1.3 Страница "Порода" ........................................................................................................... 93 9.1.4 Страница БР (параметры буровых растворов) ............................................................... 94 9.1.5 Страница "ОК" (задание параметров обсадной колонны) ............................................ 95

9.2 Окно результатов моделирования ................................................................................................. 103 9.2.1 Результаты моделирования запасов прочности ........................................................... 103 9.2.2 Вывод результатов верификации ОК............................................................................ 104

9.3 Специальные функции ................................................................................................................... 105 9.3.1 Окно "Выбор установок" ............................................................................................... 105 9.3.2 Окно "Размещение башмаков" ...................................................................................... 114

10. Модель цементирования .............................................................................................. 117 10.1 Окно ввода параметров .................................................................................................................. 117

10.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 117 10.1.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 117 10.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 117 10.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 117 10.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 117 10.1.6 Страница параметров бурового раствора ("БР") .......................................................... 118 10.1.7 Страница "Операции"..................................................................................................... 120

10.2 Окно результатов ............................................................................................................................ 121

10.3 Специальные функции ................................................................................................................... 122


Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 v


10.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 122 10.3.2 Утилиты для моделей цементирования ........................................................................ 122 10.3.3 Калькулятор вискозиметра Фанна ................................................................................ 124 10.3.4 Оценка параметров реологии ........................................................................................ 126 10.3.5 Окно анимации ............................................................................................................... 126

11. Износ обсадных колонн ................................................................................................ 131 11.1 Окно ввода параметров .................................................................................................................. 131

11.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 131 11.1.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 131 11.1.3 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 131 11.1.4 Страница "Операции"..................................................................................................... 132 11.1.5 Страница ввода коэффициентов износа ("Киз") .......................................................... 134 11.1.6 Страница "Установки" ................................................................................................... 137


11.3 Специальные функции ................................................................................................................... 138 11.3.1 Пиктограммы панели инструментов ............................................................................. 138 11.3.2 Система ЭО ..................................................................................................................... 139 11.3.3 База данных по коэффициентам износа ....................................................................... 139 11.3.4 Окно отображение фактического износа ...................................................................... 140 11.3.5 Окно «Схема износа» ..................................................................................................... 141 11.3.6 Окно анализа прочности райзера .................................................................................. 142

12. Модель центрирования обсадной колонны .............................................................. 144 12.1 Ввод данных .................................................................................................................................... 144

12.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 144 12.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 144 12.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 144 12.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 145 12.1.5 Страница "Операции"..................................................................................................... 146

12.2 Результаты ....................................................................................................................................... 148

12.3 Окно "Анализ чувствительности" ................................................................................................. 151

13. Модель скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика . 153 13.1 Страницы ввода данных ................................................................................................................. 153

13.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 153 13.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 153 13.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 153 13.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 153 13.1.5 Страница "Операции"..................................................................................................... 154

13.2 Результаты ....................................................................................................................................... 155 13.2.1 Окно анализа чувствительности .................................................................................... 157 13.2.2 Окно режима анимации ................................................................................................. 159 13.2.3 Служебные программы .................................................................................................. 161

14. Модель осевых нагрузок и моментов бурильной колонны ................................... 163 14.1 Страницы ввода данных ................................................................................................................. 163

14.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 163 14.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 163 14.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 163 14.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 163 14.1.5 Страница "Параметры" .................................................................................................. 164


vi Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0


14.1.6 Страница "Установки" ................................................................................................... 166

14.2 Специальные функции ................................................................................................................... 169 14.2.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 169 14.2.2 Окно анализа чувствительности .................................................................................... 169 14.2.3 Окно "Рабочие ЗП (запасы прочности)" ....................................................................... 171 14.2.4 Окно "Анализ изгиба" .................................................................................................... 172 14.2.5 Окно анализа блока ........................................................................................................ 173

15. Модель ресурса бурильной колонны ......................................................................... 175 15.1 Страницы ввода данных ................................................................................................................. 175

15.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 175 15.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 175 15.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 175 15.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 175 15.1.5 Страница "Операции"..................................................................................................... 176 15.1.6 Страница "Установки" ................................................................................................... 177

15.2 Результаты ....................................................................................................................................... 178

15.3 Специальные функции ................................................................................................................... 179 15.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 179 15.3.2 Усталостный анализ интервала БК ............................................................................... 179 15.3.3 Анализ роста трещин ..................................................................................................... 181

16. Модель трехмерных напряжений ............................................................................... 183 16.1 Страницы ввода данных ................................................................................................................. 183

16.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 183 16.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 183 16.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 183 16.1.4 Страница "Нагрузки" ...................................................................................................... 184

16.2 Результаты ....................................................................................................................................... 184

16.3 Специальные функции ................................................................................................................... 185 16.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 185 16.3.2 Окно "Точечный анализ" ............................................................................................... 185 16.3.3 Окно "Анализ напряжений БК" ..................................................................................... 189

17. Модель гидравлики при нормальной циркуляции ................................................ 191 17.1 Страницы ввода данных ................................................................................................................. 191

17.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 191 17.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 191 17.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 191 17.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 191 17.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 191 17.1.6 Страница БР .................................................................................................................... 192 17.1.7 Страница "Бурение" ....................................................................................................... 194

17.2 Результаты ....................................................................................................................................... 195 17.2.1 Графическое представление гидравлических характеристик ..................................... 196

17.3 Специальные функции ................................................................................................................... 200 17.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 200 17.3.2 Утилита "Оценка экспоненты" ...................................................................................... 201 17.3.3 Окно анализа чувствительности .................................................................................... 202

18. Модель гидравлики при спускоподъемных операциях ......................................... 205 18.1 Страницы ввода данных ................................................................................................................. 205


Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 vii


18.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 205 18.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" ...................................................... 205 18.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 205 18.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 205 18.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 205 18.1.6 Страница "Параметры" .................................................................................................. 206

18.2 Результаты ....................................................................................................................................... 207

18.3 Специальные функции ................................................................................................................... 208 18.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 208 18.3.2 Окно анализа чувствительности .................................................................................... 208

19. Гидравлические характеристики при бурении с отрицательной депрессией на пласт ................................................................................................................................. 211 19.1 Предпосылки ................................................................................................................................... 211

19.2 Новые возможности программного комплекса DrillNET ........................................................... 212

19.3 Общие характеристики .................................................................................................................. 212

19.4 Ввод данных .................................................................................................................................... 213 19.4.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 213 19.4.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 213 19.4.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 213 19.4.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 213 19.4.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 214 19.4.6 Приток и колонна для нагнетания газа ("Приток/Параз.колонна") ........................... 214 19.4.7 Страница "Бурение" ....................................................................................................... 215 19.4.8 Страница параметров промывочной среды ("БР) ........................................................ 218

19.5 Представление результатов ........................................................................................................... 221

20. Программа моделирования гидравлических характеристик скважин при высоких температурах и давлениях ........................................................................... 227 20.1 Ввод данных .................................................................................................................................... 227

20.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 227 20.1.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 228 20.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 228 20.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 228 20.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 228 20.1.6 Страница "Бурение/тепловой режим" ........................................................................... 228 20.1.7 Страница "БР" ................................................................................................................. 230

20.2 Результаты ....................................................................................................................................... 236

20.3 Специальные функции ................................................................................................................... 241 20.3.1 Пиктограмма панели инструментов.............................................................................. 241

21. Модель динамики глушения скважин малого диаметра ....................................... 243 21.1 Страницы ввода .............................................................................................................................. 243

21.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 243 21.1.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 243 21.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 243 21.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 243 21.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 243 21.1.6 Страница "Параметры" .................................................................................................. 244

21.2 Окно результатов ............................................................................................................................ 245 21.2.1 Диаграмма глушения — Одна кривая .......................................................................... 246


viii Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0


21.2.2 Диаграмма глушения — Все кривые ............................................................................ 247

21.3 Специальные функции ................................................................................................................... 248 21.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 248

22. Программа моделирования теплового режима скважины ................................... 249 22.1 Ввод информации ........................................................................................................................... 249

22.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 249 22.1.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 249 22.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 249 22.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 249 22.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 249 22.1.6 Страница "Параметры" .................................................................................................. 252 22.1.7 Страница технологической схемы ("График") ............................................................. 254 22.1.8 Страница "Обсадные колонны" ..................................................................................... 255

22.2 Представление результатов ........................................................................................................... 257 22.2.1 Окно теплофизического анализа ("Термический анализ") ......................................... 258

23. Модель параметров глушения скважины ................................................................ 261 23.1 Панель "Опции" .............................................................................................................................. 261

23.2 Страницы Окна ввода данных/Окна результатов ........................................................................ 265 23.2.1 Страница "Основные параметры" ................................................................................. 265 23.2.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 265 23.2.3 Страница "Объемы" ....................................................................................................... 266 23.2.4 Страница "Выброс/глушение" ....................................................................................... 267 23.2.5 Страница "Рабочий лист" ............................................................................................... 268

23.3 Специальные функции ................................................................................................................... 269 23.3.1 Пиктограммы .................................................................................................................. 269 23.3.2 Отчет на рабочем листе .................................................................................................. 269

24. Модель выбросов ........................................................................................................... 271 24.1 Окно ввода параметров .................................................................................................................. 271

24.1.1 Страница "Проект" ......................................................................................................... 271 24.1.2 Страница "Геометрия" ................................................................................................... 271 24.1.3 Страница "Трубы" .......................................................................................................... 271 24.1.4 Страница "Ствол" ........................................................................................................... 272 24.1.5 Страница "Порода" ......................................................................................................... 272 24.1.6 Страница "Операции"..................................................................................................... 272 24.1.7 Страница «Параметры» .................................................................................................. 275


24.3 Специальные функции ................................................................................................................... 277 24.3.1 Табло результатов расчетов ........................................................................................... 277 24.3.2 Пиктограммы панели инструментов ............................................................................. 277 24.3.3 Анимационное окно ....................................................................................................... 278 24.3.4 Окно «Анализ чувствительности» ................................................................................ 279

25. Базы данных пользователя .......................................................................................... 281 25.1 База данных “Галакси” ................................................................................................................... 281

25.1.1 Преимущества ................................................................................................................. 281 25.1.2 Локальная или основная база данных "Галакси" ......................................................... 281 25.1.3 Управление БД “Галакси” ............................................................................................. 286 25.1.4 Импорт данных из предыдущих версий “Галакси” ..................................................... 288

25.2 База данных труб ............................................................................................................................ 288


Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 ix


25.3 Мои растворы .................................................................................................................................. 291

25.4 Мои КНБК ....................................................................................................................................... 293

25.5 Мои кривые усталости ................................................................................................................... 295

25.6 База данных по пользовательским средствам инклинометрии ("Мои инструменты") ............ 296

26. Утилиты и настройки программ ................................................................................ 301 26.1 Бесплатные утилиты DrillNET ...................................................................................................... 301

26.2 Утилита "2М планировщик" .......................................................................................................... 302

26.3 Утилита "Извилистость" ................................................................................................................ 304

26.4 Окно "Схема ствола" ...................................................................................................................... 307

26.5 Окно выбора единиц измерения .................................................................................................... 308

26.6 Окно "Опции вывода" .................................................................................................................... 309

26.7 Окно "Основные опции" ................................................................................................................ 310

26.8 Мастер отчетов MS Office ............................................................................................................. 313

27. Лицензии на программу ............................................................................................... 315 27.1 Просмотр статуса лицензий ........................................................................................................... 315

27.2 Заимствование лицензионных ключей ......................................................................................... 316

27.3 Права пользователя на заимствование лицензий ......................................................................... 318

28. Теоретические основы .................................................................................................. 319 28.1 Прогнозирование пластового давления ........................................................................................ 319

28.1.1 Причины создания аномально высокого давления...................................................... 320 28.1.2 Вычисление пористости ................................................................................................. 321 28.1.3 Методы оценки порового давления .............................................................................. 321 28.1.4 Результаты измерения объемной плотности ................................................................ 322 28.1.5 Модифицированная d-экспонента ................................................................................. 323 28.1.6 Измерение параметров с помощью приборов, спускаемых на кабеле ...................... 325 28.1.7 Удельное сопротивление ............................................................................................... 326 28.1.8 Интервальное время пробега ......................................................................................... 327 28.1.9 Графики Пеннебейкера .................................................................................................. 328

28.2 Модель устойчивости ствола скважины ....................................................................................... 329 28.2.1 Основные допущения ..................................................................................................... 329 28.2.2 Критерии разрушения .................................................................................................... 331 28.2.3 Взаимодействие бурового раствора с глинами ............................................................ 332 28.2.4 Условные обозначения в формулах устойчивости ствола скважины ........................ 332

28.3 Модель проектирования траекторий скважин ............................................................................. 333

28.4 Модель контроля напряжений обсадной колонны ...................................................................... 335 28.4.1 Принципы проверки параметров обсадной колонны на соответствие требованиям335 28.4.2 Выполнение проверки обсадной колонны на соответствие требованиям ................. 337 28.4.3 Расчет показателей запаса прочности ОК .................................................................... 339 28.4.4 Контрольные вычисления параметров обсадной колонны ......................................... 340 28.4.5 Условные обозначения и терминология в моделировании обсадных колонн .......... 343 28.4.6 Основные принципы проектирования ОК.................................................................... 346 28.4.7 Замечания по применению модели контроля напряжений обсадной колонны ........ 350

28.5 Модель цементирования ствола скважины .................................................................................. 350

28.6 Программа моделирования процесса износа обсадной колонны .............................................. 352 28.6.1 Интенсивность объемного износа обсадной колонны ................................................ 352 28.6.2 Глубина и объем износа ................................................................................................. 353 28.6.3 Нелинейные поправочные коэффициенты ................................................................... 353


x Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0


28.6.4 Износ компонентов оборудования на морском дне .................................................... 354 28.6.5 Учет искривления ствола скважины ............................................................................. 356 28.6.6 Разрыв и смятие изношенной обсадной колонны ....................................................... 356 28.6.7 Потребность в кольцевых протекторах бурильных труб ............................................ 357

28.7 Проектирование центратора .......................................................................................................... 358 28.7.1 Метод ............................................................................................................................... 358 28.7.2 Модели прогиба обсадной колонны ............................................................................. 359 28.7.3 Сжатие центратора ......................................................................................................... 360 28.7.4 Жесткие центраторы ...................................................................................................... 360 28.7.5 Зазор между обсадной колонной и стенкой скважины ............................................... 360 28.7.6 Сила трения при спуске обсадной колонны ................................................................. 361 28.7.7 Учет искривления ствола скважины ............................................................................. 361

28.8 Учет скручивающих и осевых нагрузок в модели цементирования хвостовика ...................... 363

28.9 Модель скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны ............................................... 366 28.9.1 Модель скручивающих и осевых нагрузок .................................................................. 366 28.9.2 Применение модели к бурильной колонне .................................................................. 368 28.9.3 Формы потери устойчивости ......................................................................................... 369 28.9.4 Задача выбора критерия потери устойчивости ............................................................ 370 28.9.5 Задача выбора модели потери устойчивости ............................................................... 370

28.10 Модель долговечности бурильной колонны ................................................................................ 372 28.10.1 Метод моделирования усталости .................................................................................. 372 28.10.2 Изгиб бурильной колонны при осевом растяжении .................................................... 373 28.10.3 Изгиб бурильной трубы при осевом сжатии ................................................................ 373 28.10.4 Усталостное разрушение бурильной колонны ............................................................ 374 28.10.5 Модель трещинообразования в бурильных трубах и УБТ ......................................... 375

1. Влияние окружающей среды на кривую усталости для стали ............ 375 28.10.6 Разрешающая способность и надежность метода проверки ....................................... 376

28.11 Модель трехосных напряженных состояний ............................................................................... 377 28.11.1 Напряжения в трубах ..................................................................................................... 377 28.11.2 Соотношения для трехосного напряженного состояния ............................................. 377 28.11.3 Соотношения для двухосного напряженного состояния ............................................ 378 28.11.4 Соотношения для вычисления напряжений по стандарту АНИ ................................ 378

28.12 Модель расчета гидравлических характеристик при нормальной циркуляции ........................ 379 28.12.1 Модели реологии текучих сред ..................................................................................... 379 28.12.2 Вычисление расхода и перепада давления ................................................................... 381 28.12.3 Скорость проскальзывания и вынос шлама ................................................................. 383 28.12.4 Гидравлические характеристики и проектирование скважин .................................... 384

28.13 Гидравлические характеристики для моделирования напора и разрежения при расхаживании колонны ........................................................................................................................................... 384

28.14 Гидравлические характеристики при бурении с отрицательной депрессией на пласт ............ 385 28.14.1 Определение понятий ..................................................................................................... 385 28.14.2 Реологические модели текучей среды .......................................................................... 385 28.14.3 Уравнения для потока вспененного материала ............................................................ 388 28.14.4 Моделирование притока ................................................................................................ 391 28.14.5 Шламонесущая способность ......................................................................................... 392

28.15 Гидравлические характеристики скважин при высоких температурах и давлениях ............... 393 28.15.1 Модели реологии текучих сред ..................................................................................... 393

28.16 Вычисление расхода и перепада давления ................................................................................... 396

28.17 Скорость проскальзывания и вынос шлама ................................................................................. 399

28.18 Проектирование скважины ............................................................................................................ 400

28.19 Коэффициент выноса шлама ......................................................................................................... 400


Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 xi


28.20 Влияние температуры и давления на вязкость ............................................................................ 400

28.21 Модель динамического глушения скважин малого диаметра .................................................... 402

28.22 Моделирование тепловых режимов скважины ............................................................................ 403 28.22.1 Описание ствола скважины ........................................................................................... 403 28.22.2 Числовая координатная сетка ........................................................................................ 403 28.22.3 Характеристики твердых материалов ........................................................................... 404 28.22.4 Нагнетание, отбор и циркуляция жидкостей ............................................................... 404 28.22.5 Циркуляция газа ............................................................................................................. 406 28.22.6 Отбор и нагнетание двухфазного паросодержащего потока ...................................... 407 28.22.7 Наземный резервуар для бурового раствора ................................................................ 408

28.23 Модели управления скважиной ..................................................................................................... 408 28.23.1 Метод управления скважиной ....................................................................................... 408 28.23.2 Методы глушения скважин ........................................................................................... 409 28.23.3 Модель коллектора ......................................................................................................... 410 28.23.4 Модель бурильной трубы .............................................................................................. 411 28.23.5 Модель затрубного пространства ................................................................................. 411 28.23.6 Модель единственного пузырька .................................................................................. 412 28.23.7 Модель двухфазного потока .......................................................................................... 412 28.23.8 Корреляции для двухфазного потока ............................................................................ 413

29. Дополнительная литература ....................................................................................... 419

30. Техническая поддержка ................................................................................................ 423 30.1 Обращение в компанию Petris ....................................................................................................... 423

30.2 Информирование о проблемах ...................................................................................................... 423

Журнал изменений

Ред. Дата выпуска Автор Область

00 02.08.10 Саманта Ройдер Первичная разработка на основе ранее выпущенных документов по версии 1.7.4при отсутствии отличий версии 1.7.5 от версии 1.7.4.

Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 1 Авторское право © 2006-2010 Petris Technology, Inc.

111. ВВЕДЕНИЕ

1.1 Что такое DrillNET? DrillNET™ — это профессиональный интегрированный пакет программного обеспечения по технологиям бурения и заканчивания скважин, разработанный компанией Petris Technology. DrillNET™ представляет собой новое поколение программного обеспечения для бурения и заканчивания скважин, разработанного ранее компанией Maurer Technology, гораздо более мощное и эффективное. Этот новый пакет программ позволяет значительно упростить решение технологических задач строительства скважин, сочетая в себе простое и интуитивно понятное инженерам-буровикам построение технологических программ с широким спектром функциональных возможностей и опций, реализованных ранее в программном обеспечении Maurer.

При проектировании, строительстве и проведении ремонта скважин возникает широкий круг задач, включая

Проектирование траекторий любой сложности

Контроль пересечений стволов

Проектирование и контроль конструкции обсадной колонны

Определение осевых нагрузок и моментов на колоннах

Проблемы при спуске обсадных колонн

Определение графика закачки растворов и флюидов при цементировании

Усталостный износ труб при работе в сложных стволах

Проектирование гидравлики при бурении на управляемом давлении

Управление скважиной при наличии проявлений

и многие другие проблемы.

DrillNET — наиболее простой для практического использования интегрированный пакет программного обеспечения, который поможет решать эти и многие другие задачи.

DrillNET предназначении для использования в операционной системе Microsoft Windows XP или более поздних версиях.

ГЛАВА 1: ВВЕДЕНИЕ

2 Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5 ред. 0 Авторское право © 2006-2010 Petris Technology, Inc.

1.2 Техническая характеристика DrillNET DrillNET включает в себя все достижения и преимущества в разработке мощных и понятных для инженеров буровиков программ, которые были достигнуты более чем 30 годами напряженной работы специалистов компаний Maurer и Petris. Платформа DrillNET имеет дружественный и интуитивно понятный интерфейс, который делает решение сложных технологических проблем простым, эффективным и даже доставляющим удовольствие делом. Инженерам-технологам не требуется для этого быть профессиональными компьютерщиками или программистами. Ввод необходимых данных облегчается наличием в программе системы помощи и контроля достаточности и правильности введенной информации. В программу включены несколько баз данных для облегчения процесса ввода данных. Управление и эффективное использование файлов данных также не вызывает затруднений у пользователей. Предусмотрен набор опций для получения и вывода на печать графической информации и отчетов в профессиональном и современном виде.

Важной особенностью DrillNET является наличие интерактивной системы помощи. Объяснение и инструкции по применению для любого параметра или опции можно получить, кликнув мышкой на пиктограмме . Пользователь может получить исчерпывающую информацию по любой части каждого модуля, переведя курсор и кликнув мышкой на вызывающем вопросы месте экрана. Большая часть настоящей инструкции также содержится и в системе онлайновой помощи.

1.3 Технологические модели DrillNET включает широкий спектр технологических программ для бурения и заканчивания, которые предназначены как для использования инженерами-проектировщиками, так и специалистами непосредственно на буровой. Список технологических моделей приводится ниже и описан в Главе 4. Модели, отмеченные (), реализованы в данной версии программы. Работа по включению в пакет

ГЛАВА 1: ВВЕДЕНИЕ

Руководство для пользователя программы DrillNET 1.7.5, ред. 0 3


остальных перечисленных в списке модулей продолжается, и они будут скоро доступны для наших пользователей.

Технологические модели DrillNET Модель Основное назначение Устойчивость ствола

Модель прогнозирование поровых давлений Определение поровых давлений в пласте по сейсмическим данным

Усовершенствованная модель устойчивости ствола скважины

Анализ механической и химической устойчивости вертикальных и наклонно-направленных скважин

Проектирование траекторий скважин

Модель проектирования траекторий Позволяет получать плоские и пространственные траектории

Модель анализа пересечений скважин Позволяет производить анализ пересечений стволов для куста скважин любой сложности

Обсадные колонны

Модель напряжений обсадной колонны Проектирование и контроль проектов обсадных колонн

Модель цементирования Моделирует процесс многоступенчатого цементирования

Модель износа обсадных колонн Прогнозирует износ обсадных колон и стояков

Модель для проектирования схемы установки центраторов

Определяет интервалы расстановки центраторов обсадной колонны в наклонных скважинах

Модель цементирования хвостовика Производит определение моментов и осевых нагрузок при цементировании хвостовиков

Механика колонн

Модель скручивающих и осевых нагрузок колонны

Анализ моментов, осевых нагрузок и изгиба бурильной колонны

Модель ресурса бурильной колонны Прогнозирует усталостный износ и время безотказной работы бурильной колонны

Модель трехмерных напряжений Определяет предельно допустимые значения давлений разрыва, смятия и эквивалентных напряжений

Гидравлика скважины

Модель гидравлики при нормальной циркуляции

Моделирование гидравлики скважины при бурении и заканчивании

Модель гидравлики при спускоподъемных операциях

Моделирование параметров гидравлической системы скважины при спускоподъемных операциях

Гидравлические характеристики при бурении с отрицательной депрессией на пласт

Проектирование и мониторинг при бурении на управляемом давлении и заканчивании скважин

Программа моделирования гидравлических характеристик скважин при высоких температурах и давлениях Hydraulics for HTHP Wells

Моделирование реологии растворов при воздействии высоких температур и давлений

Модель динамики глушения скважин малого диаметра

Анализ гидравлики и управление скважинами малого диаметра

Моделирование фонтанной многофазной эксплуатации скважин

Расчет дебитов по нефти, воде и газу для скважин заданной конфигурации и при заданных свойствах коллектора

Программа моделирования теплового режима скважины

Определение распределения температур в скважине

Управление скважиной

Программа параметров глушения скважины Определение параметров растворов и режимов давления для глушения скважины

Модель выбросов Моделирование сложных многофазных потоков при наличии притоков газа различной интенсивности

Эти технологические модели включены в данную версию DrillNET. Остальные модели будут скоро добавлены.


222. НАЧАЛО РАБОТЫ

2.1 Инсталляция программы Для установки DrillNET вставьте компакт-диск в ваш компьютер и, если процесс инсталляции не начался автоматически, выполните следующие шаги:

1. Откройте Windows Explorer и просмотрите содержимое установочного компакт-диска. Найдите и откройте папку "Programs" и дважды кликните на файле "setup.exe."

2. Следуйте выводимым на экран инструкциям.

В процессе установки будет создана новая директория "C:\Program Files\Petris\DrillNET 1.0", если Вы не укажете другое место для программы в ходе установки. На рабочем столе будет создана пиктограмма DrillNET, которую можно использовать для запуска программы после завершения процесса инсталляции.

2.2 Удаление программы Для удаления DrillNET с компьютера пользователя надо открыть окно Установка/Удаление программ, выполнив команду Пуск Настройки Панель управления "Установка/Удаление программ" и выбрать DrillNET в списке программ, установленных на Вашем компьютере. С помощью этой процедуры будут очищены регистры и удалены системные файлы, которые при инсталляции программы записываются в системную папку Windows.

2.3 Запуск программы Для запуска программы надо выбрать DrillNET в списке программ, открываемом командой Пуск Программы. Основные операции DrillNET и ключевые опции описаны в главе 3 настоящей инструкции. Проектирование и операции с помощью каждой технологической модели подробно описываются в главах 1-21. В главе 25.1 Вы можете найти описание правил работы с редактируемыми базами данных по трубам и растворам, которые содержатся в DrillNET. Специальные утилиты и окна различных опций рассматриваются в главе 26. Процедура получения и установки лицензий приводится в главе 27. теоретические основы технологических моделей собраны в главе 28. Контактная информация для получения дополнительной помощи по работе с программой приводится в главе 30.


333. ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ

3.1 Главное окно DrillNET’s Программа DrillNET предоставляет пользователю несколько мощных опций для упрощения процесса проектирования скважин. Главное окно включает несколько панелей, которые помогают быстро найти и применить нужную опцию.

1) Меню. Назначение команд меню описывается в разделе 3.4.

2) Панель инструментов. Пиктограммы различных инструментов дают возможность быстро воспользоваться наиболее часто применяемыми опциями программы. Данная панель содержит две группы пиктограмм — пиктограммы стандартных опций, которые работают для всех окон DrillNET, собраны в левой части панели. Пиктограммы специальных опций, которые работают для технологических моделей, расположены в правой части панели инструментов. Набор стандартных пиктограмм включает:

Новый проект. Удаляет все входные данные.

Открыть проект. Открывает диалоговое окно для нахождения файлов проектов DrillNET (*.XML файлы). Чтобы открыть и просмотреть или редактировать скважину из базы данных Галакси, надо кликнуть на название скважины в окне базы данных или выполнить команду "БД Галакси" из меню Файл.

ГЛАВА 3: ОСНОВНЫЕ ОПЕРАЦИИ


Сохранить. Сохраняет все данные в файле текущего проекта как *.XML файл. Если проект новый, то автоматически открывается вспомогательное окно для выполнения команды Сохранить как... .

Печать. Печать содержимого активного окна (входные данные и результаты моделирования). При выполнении этой команды открывается выпадающее меню для выбора выводимых на печать входных данных, краткого или полного отчета результатов моделирования.

Входные данные. Используется для перехода в окна ввода исходных данных для просмотра и модификации, если это необходимо, параметров после выполнения моделирования и анализа полученных результатов.

Результаты моделирования. Производит запуск алгоритмов моделирования и автоматическое отображение результатов для данных, которые были введены пользователем.

Окно извилистости. Открывает окно извилистости для добавления к траектории нерегулярностей (т.е. дополнительных значений интенсивности искривления). Эта опция позволяет получить траекторию, более приближенную к реальным условиям практического бурения. Подробное описание опции содержится в разделе 26.3. (Опция доступна только при активной странице геометрии скважины.)

Проектировщик плоских (2М) траекторий. Открывает окно проектировщика плоских траекторий для быстрого проектирования траектории, которая необходима для выполняемого проекта. Более подробно см. раздел 26.2 (Опция доступна только при открытом окне геометрии скважины).

Вычислить геометрию. После введения или модификации параметров геометрии скважины пользователь может обновить все колонки на странице геометрии, кликнув данную пиктограмму. При этом будет получен или обновлен график геометрии в правой части страницы. (Опция доступна только при активной странице геометрии скважины.)

Схема скважины. Открывает окно со схемой скважины, на которой пользователь может видеть в нескольких форматах диаметры ствола и бурильной колонны в зависимости от глубины.

Система мер. Открывается окно выбора системы мер (раздел 26.5). Пользователь может установить использование по умолчанию английской или метрической системы мер, а также установить смешанную (пользовательскую) систему мер, в которую можно включать единицы измерения как из английской, так и из метрической (СИ) систем мер.

Помощь. Открывает систему онлайновой помощи с описанием инструкций для активного в данный момент окна.

Калькулятор. Стандартный калькулятор системы Windows для быстрого выполнения арифметических расчетов.

3) Панель базы данных Галакси. База данных Галакси облегчает работу с большими объемами данных по бурению и заканчиваю. Эта БД разработана на платформе Microsoft Access и позволяет иметь доступ к внешним базам данных с помощью переходного модуля Petris’ Data Transfer Module.

База данных Галакси имеет ряд дополнительных опций для структурирования проектных данных. См. главу 25.1 для дополнительной информации.

4) Переключение страниц. Большинство входных и выходных окон имеют несколько страниц. Переключение (переход) с одной страницы на другую осуществляется простым щелчком мышкой на корешке с названием нужной страницы. Маленький кружок слева от названия каждой страницы входных окон играет роль светофора. Красный цвет этого кружка означает, что не все данные на соответствующей странице введены. Зеленый цвет на всех корешках сигнализирует о том, что все

данные введены и можно начинать процесс вычислений с помощью пиктограммы . Следует иметь в виду, что кружок может не изменять свой цвет до тех пор, пока окно не будет перезагружено (например, с помощью перехода к другой странице).




5) Панель входных/выходных окон. Эта панель является основной рабочей областью программы. После выбора нужной модели здесь открывается окно ввода параметров, соответствующее используемой модели. После ввода значений входных параметров на корешках всех страниц ввода данных будут гореть разрешающие зеленые сигналы. Это означает, что пользователь может произвести моделирование и вывод результатов на монитор с помощью пикограммы .

6) Панель технологических моделей. Эта панель используется для выбора пользователем необходимой технологической модели. Панель устроена аналогично Windows Explorer. Модели сгруппированы по категориям. Слева от названия каждой категории расположены значки или . Чтобы открыть список доступных моделей категории, надо кликнуть , щелчок мышкой на закрывает соответствующую группу.

Активная в данный момент модель выделена серым фоном.

Статус моделей

Модели, для которых пользователь имеет лицензии, активны и их названия набраны черным шрифтом:

Модели, для которых у пользователя нет лицензий (или те, которые недоступны в данной версии DrillNET), неактивны и их названия выводятся серым шрифтом:

Подробнее о статусе и сроках действия лицензий можно посмотреть с помощью команды Помощь Лицензии. Для продления лицензий или покупке новых, пожалуйста, обращайтесь в компанию Petris

Примечание: Если закрыть Панель технологических моделей вместе с панелями Галакси и Мастера отчетов, появиться новое меню (“Модели”), которое даст возможность переключения между различными Технологическими моделями.

7) Панель мастера отчетов. Одной из отличительных особенностей программы DrillNET является возможность получения интегрированных результатов моделирования, которые включают результаты анализа с применением различных технологических моделей. После завершения процесса моделирования пользователь может с помощью различных опций мастера построения отчетов открыть окно результатов моделирования, которое может содержать результаты моделирования по нескольким технологическим моделям.

Мастер построения отчетов позволяет получать отчеты по результатам моделирования в MS Office в различных форматах: Word, Excel и/или PowerPoint.

Опция “Отчеты по бурению” активна только для следующих модулей: Гидравлика при нормальной циркуляции, Модель осевых нагрузок и моментов и Модель трехмерных напряжений. Этот отчет дает возможность создания интегрированного отчета, который содержит результаты моделирования (включая графики и таблицы) по данным трем моделям. Для определения трехмерных напряжений необходимы значения внешнего и внутреннего давления бурильной колонны, которые вычисляются при моделировании гидравлики, а также значения осевых нагрузок, получаемых при моделировании осевых нагрузок и моментов. Поэтому для получения полноценного интегрированного отчета необходимо сначала выполнить анализ гидравлики, затем моделирование осевых нагрузок и моментов и после этого анализ трехмерных напряжений.

Отметим, что значения внутреннего и наружного давлений, а также осевых нагрузок могут быть введены пользователем непосредственно в модель анализа трехмерных напряжений, если модули анализа гидравлики и осевых нагрузок недоступны.

8) Панель сообщений. На этой панели выводятся сообщения об ошибках, включая:

1. Необходимые для моделирования данные, которые не введены пользователем

2. Параметры, значения которых находятся вне допустимых интервалов (Например, Дв>Дн и т.д.)



Эти сообщения выводятся с указанием места в программе, к которому они относятся, что значительно облегчает правильный ввод данных. Для перехода к местоположению ошибки (странице) - произведите двойной щелчок по сообщению.

3.2 Страницы ввода данных Платформа DrillNET спроектирована таким образом, чтобы сделать освоение программы максимально быстрым и простым. Большинство технологических моделей имеют практически одинаковые страницы для ввода данных. Ниже приводится описание типовых окон.

3.2.1 Страница проекта

1) Меню. Команды меню рассмотрены в разделе 3.4.

2) Панель пиктограмм. Пиктограммы особенно удобны для работы с часто выполняемыми операциями. См. раздел 3.1.

3) Переключение страниц. Переход от одной страницы к другой осуществляется щелчком мышкой на корешке с названием нужной страницы. Зеленый сигнал слева от названия каждой страницы работает как сигнал светофора — если он горит, все данные на этой странице введены. Красный цвет сигнала означает, что на странице введены не все необходимые для моделирования данные. Если зеленые сигналы горят на корешках всех страниц входного окна, то данные для моделирования введены и можно запускать алгоритм моделирования с помощью пиктограммы .

Обратите внимание, что зеленый сигнал может не появиться после ввода всех данных страницы до тех пор, пока не будет произведена перезагрузка окна (для этого достаточно перейти на другую страницу).

4) Информация о проекте. Здесь вводятся данные о компании, название проекта, скважине и комментарии. Эта информация выводится на распечатках с результатами моделирования. Любое (или




все) из этих полей может оставаться незаполненным. Это не оказывает влияния на результаты моделирования.

3.2.2 Окно геометрии скважины Таблица геометрии скважины содержит значения зенитного угла и азимута при различных значениях глубины по стволу скважины. Эти данные могут быть (1) введены вручную, (2) скопированы с рабочего листа Excel, а также (3) импортированы из базы данных Галакси в составе существующего файла проекта (*.XML) или как отдельный файл геометрии (*.SDI).

1) Пиктограммы окна геометрии. Основная панель пиктограмм (см. раздел 3.1) включает три пиктограммы для создания, редактирования и обновления данных геометрии. Эти пиктограммы становятся активными только при открытом окне геометрии.

Окно извилистости. Открывает окно извилистости для добавления к траектории нерегулярностей (т.е. дополнительных значений интенсивности искривления). Эта опция позволяет получить траекторию, более приближенную к реальным условиям практического бурения. См. раздел 26.3.

2М-проектировщик. Открывает окно проектирования плоских траекторий, которое дает возможность быстро построить плоскую траекторию любой сложности. Создаваемый при этом массив геометрии может быть автоматически записан в таблицу геометрии (см. раздел 26.2).



West

South

North

East

TVD

Azimuth ofVertical Section

Вычислить геометрию. После введения или модификации параметров геометрии скважины пользователь может обновить все колонки на странице геометрии, кликнув данную пиктограмму. При этом будет получен или обновлен график геометрии в правой части страницы.

2) Азимут вертикального сечения. Вертикальное сечение — это вид на траекторию сбоку. Вид этого сечения зависит от азимута вертикального сечения — угла между плоскостью вертикального сечения и вертикальной плоскостью, проходящей через ось Север-Юг (положительное направление по часовой стрелке). Азимут вертикального сечения не следует путать с азимутом точек траектории скважины — это совершенно разные параметры.

В 8-ой колонке таблицы геометрии приводятся вычисленные значения проекции горизонтального смещения (Lг) каждой точки траектории от начальной точки траектории на выбранную плоскость вертикального сечения — Пр Lг. Очевидно, что значения Пр Lг зависят от ориентации плоскости вертикального сечения, т.е. от азимута вертикального сечения.

Значения горизонтального смещения (Lг) представлены в 7-й колонке таблицы геометрии. Горизонтальное смещение — это расстояние каждой точки траектории от начальной точки траектории в горизонтальной плоскости. Эта величина не зависит от азимута вертикального сечения. Если плоскость вертикального сечения проходит через начальную и конечную точки траектории, то значение Пр Lг равно горизонтальному смещению Lг. Как указано в нижней части страницы геометрии, по умолчанию программа использует значение угла азимута вертикального сечения, при котором вертикальное сечение проходит через начальную и конечную точки траектории.

3) Название траектории. Название траектории из базы данных Галакси отображается в окне геометрии (см. раздел 25.1), если оно указано в БД. Пользователь не может редактировать это поле.

Если создается новый массив параметров геометрии, пользователь может ввести название траектории в окне Проект модуля Проектирование скважины (см. раздел 7.1.1).

4) Таблица параметров геометрии. Для ввода параметров траектории предусмотрено несколько опций. Пользователь может ввести данные вручную, скопировать данные с рабочего листа Excel (или из другого источника), а также импортировать из базы данных Галакси файл геометрии с расширением *.SDI или DrillNET *.XML файл.

Параметры траектории вводятся в первые три столбца таблицы. В первом столбце вводят значения глубины по стволу (Lc), во втором — значения зенитного угла (ЗУ) для каждого значения глубины по стволу, в третьем столбце — значения азимута (АзУ). Значения параметров в столбцах с 4-го по 11-й вычисляются по данным первых трех столбцов. Желтый фон указывает на то, что пользователь не может вводить или редактировать данные в этих столбцах.

Ввод параметров геометрии

Импорт данных

Существует несколько способов импорта геометрии, включая импорт файлов геометрии Maurer с расширением *.SDI, импорт из файлов других проектов DrillNET (файлы проектов DrillNET имеют расширение *.XML), импорт текстовых файлов геометрии с расширением *.TXT, а также импорт из базы данных Галакси. Чтобы импортировать данные, надо кликнуть правой кнопкой мышки на таблице геометрии и выбрать в выпадающем меню команду "Импорт" или команду "Геометрия из БД Галакси". (Команды импорта геометрии рассмотрены ниже в разделе Меню редактирования таблицы геометрии).

Использование данных рабочего листа Excel

Чтобы копировать данные с рабочего листа, необходимо записать эти данные в три последовательных столбца в правильном порядке, выделить подлежащую копированию область данных и скопировать ее в

Север

Запад АзУ сечения Восток

Юг

Плоскость вертикального

сечения

Lв




буфер промежуточного хранения (control+C). После этого вернуться в программу DrillNET, кликнуть правой кнопкой мышки в первой строке столбца значений глубины по стволу скважины (Lc) и выбрать команду Вставить из выпадающего меню.

Ручной ввод данных

Пользователь может вводить в таблицу самостоятельно любое количество данных геометрии. При открытии окна таблица геометрии имеет 200 строк. Для добавления или удаления существующих строк, надо кликнуть правой кнопкой мышки в любом месте таблицы и выбрать необходимую команду из меню редактирования.

Глубина по стволу в первой строке таблицы должна быть равна нулю. Значения глубины по стволу должны вводиться в порядке возрастания (т.е. от устья скважины к забою).

Наиболее простая техника ввода чисел — набить число и нажать клавишу <Enter>. При этом курсор автоматически переместится в следующую ячейку. (Еще раз напоминаем, что пользователь не может вводить данные в поля с желтым фоном).

Стандартные комбинации клавиш Windows могут быть использованы для копирования, вставки или перемещения отдельных блоков таблицы. Control+C — копировать выбранный блок ячеек таблицы в буфер; Control+V — вставка из буфера в таблицу; Control+X — удаление с сохранением удаленного блока в буфере. Обратите внимание, что в отдельную ячейку можно копировать только одно число из буфера, для копирования блока необходимо выделять в таблице соответствующую область ячеек.

Редактирование данных

При редактировании данных для перемещения по таблице проще всего использовать клавиши со стрелками на клавиатуре. Клавиши со стрелками, направленными вниз и вверх, удобны для перемещения внутри одного столбца. Клавиша Tab перемещает курсор на одну ячейку вправо. При перемещении курсора с помощью клавиш со стрелками в определенную ячейку по умолчанию устанавливается режим перезаписи содержимого выбранной ячейки. Т.е. при вводе любой цифры или десятичной точки прежнее значение в ячейке исчезает и заменяется новым значением. Режим редактирования содержимого отдельной ячейки дает возможность изменить любую цифру в значении параметра. Для включения этого режима надо дважды щелкнуть мышкой на выбранной ячейке — число в ней будет выделено голубым цветом. Далее следует убрать подсветку числа, кликнув мышкой на нем или нажав клавиши с левой или правой стрелками. После этого можно использовать клавиши удаления и обратного перемещения курсора для удаления или ввода нужной цифры.

Вычисление/обновление данных

После ввода или редактирования данных можно кликнуть на пиктограмме для вычисления значений в столбцах 4–11 таблицы геометрии. При этом происходит также обновление графика в правой части окна. Разумеется, данные пересчитываются автоматически при выполнении моделирования (после щелчка на пиктограмме ).

Ошибки

При выполнении вычислений производится контроль правильности введенных данных. Сообщения о найденных ошибках выводятся на панели сообщений. Если пользователь извещен об ошибке, но на панели сообщений нет соответствующей информации, обновите экран, выбрав другую страницу и снова переключившись на страницу геометрии. После этого на панели сообщений появится сообщение о найденной ошибке.

Меню редактирования таблицы геометрии

Пользователь может сохранить, распечатать, импортировать или редактировать таблицу геометрии с помощью выпадающего меню редактирования геометрии. Для открытия этого меню надо



кликнуть правой кнопкой мышки в таблице и после этого выбрать необходимую команду.

1. "Вырезать" удаляет содержимое выбранной ячейки или ячеек и копирует это содержимое в буфер промежуточного обмена.

2. "Копировать" посылает содержимое выбранных ячеек в буфер промежуточного обмена.

3. "Вставить" копирует содержимое буфера обмена в таблицу, начиная с текущей позиции курсора.

4. "Очистить" удаляет содержимое выделенных ячеек.

5. "Вставить строку" вставляет пустую строку непосредственно над курсором. Если выделено несколько строк, то выше последней выделенной строки будет добавлено ровно столько пустых строк, сколько их содержится в выделении.

6. "Удалить строку" удаляет все строки таблицы, в которых есть выделенные ячейки. При этом не имеет значения, сколько ячеек выделено в строке — одна, несколько или все.

7. "Добавить строки" используется для добавления строк в конце таблицы. По умолчанию число строк для всех таблиц данных принимается равным 100, однако, при необходимости число строк можно увеличить до необходимого количества.

8. "Печать…" производит печать текущей таблицы данных. При выполнении этой команды выводится вспомогательное окно для выбора нужного принтера и установки параметров печати.

9. "Просмотр печати" открывает окно для предварительного просмотра распечатки текущей таблицы данных. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить документ на установленный по умолчанию принтер.

10. "Вывести в отдельном окне" — команда дает возможность удобного просмотра таблицы при вводе данных. При выполнении этой команды открывается новое окно, которое содержит только текущую таблицу данных. Пользователь может максимизировать это окно с помощью пиктограммы , чтобы видеть одновременно большее число строк без использования горизонтальной прокрутки. После закрытия этого окна все сделанные в нем изменения автоматически переносятся на соответствующую страницу ввода данных.

11. "Импорт…" позволяет выбрать файл геометрии для импорта в таблицу. Предусмотрен импорт данных из файлов трех различных форматов:

импорт файла в формате XML для копирования только геометрии из другого проекта DrillNET.

Импорт из файла формата WITSML *.XML

Импорт существующего стандартного файла геометрии Petris с расширением SDI, созданного с помощью предыдущей версии программного обеспечения Маурера.

Импорт данных из текстового файла, полученного из сервисной компании или другого источника. После выбора текстового файла открывается окно просмотра для указания подлежащих импорту данных и подтверждения правильности установок (см. рисунок ниже).




12. "Экспорт…" сохраняет геометрию как файл проекта в формате проектов DrillNet с расширением XML или в формате стандартных файлов геометрии компании Petris с расширением SDI.

13. "Получение геометрии из базы данных Галакси" открывает окно для работы с БД Галакси, в котором пользователь может выбрать необходимый файл данных геометрии. Эти данные копируются на страницу Геометрия.

14. "Сохранение геометрии в БД Галакси" — эта команда выводит вспомогательное окно для ввода пользователем названия файла геометрии. Под этим названием данный проект будет отображаться на панели БД Галакси.

15. “Импорт файла WITSML ” - позволяет импортировать данные в формате WITSML и сохранять их в формате xml.

16. “Экспорт в формате WITSML” – экспортирует геометрию в формате XML и сохраняет в формате WITSML.

5) График геометрии. Данные геометрии, введенные в таблицу, отображаются в виде графика в одном из трех выбранных пользователем формате: 3-х мерный вид траектории, интенсивность как функция глубины или как зависимость зенитного угла от глубины. Эти графики весьма полезны для быстрой проверки правильности ввода параметров геометрии.

Определите, как разграничены данные

Щелкните, чтобы рассмотреть, как данные интерпретируются с

текущими параметрами настройки

Когда параметры настройки правильны, щелкните, чтобы импортировать результаты в таблицу данных геометрии



Меню редактирования графиков

Пользователь может сохранять, выводить на печать или редактировать график с помощью команд этого меню, которое открывается кликом правой кнопки мышки в любом месте графика.

1. "Сохранить рисунок как…" — эта команда сохраняет текущий график для использования в других приложениях. Пользователь может выбрать нужный формат: gif, jpg, wmf и т.д.

2. "Печать рисунка" выводит график на печать на установленный по умолчанию принтер. Пользователь может выбрать также один из установленных принтеров.

3. "Просмотр вывода рисунка" открывает окно с видом распечатки графика. Если вид вывода на печать удовлетворяет пользователя, можно кликнуть на пиктограмме печати и отправить рисунок на принтер.

4. "Копировать" копирует текущий график в буфер промежуточного обмена.

5. "Добавить текст" выводит поле для ввода текста внутри графика. Размеры и положение тестового поля можно изменять с помощью курсора, который принимает форму , или на границе рисунка.

6. "Удалить текст" удаляет текущий текст из поля графика.

7. "Вывод в отдельном окне" дает возможность детального просмотра графика, который открывается в отдельном окне. Закрыв это окно, пользователь возвращается в программу DrillNET.

8. "Опции" — эта команда открывает подменю с командами для изменения формата графика. Активные опции отмечены. Пользователь может выбрать или отменить каждую опцию, кликнув мышкой на ее названии.

9. "Вращение вокруг вертикальной оси" вращает трехмерный график вокруг его вертикальной оси. Пользователь может вращать график в дискретном режиме с помощью линейки горизонтальной прокрутки в нижней части графика.

10. "Вращение вокруг горизонтальной оси" вращает трехмерный график вокруг его горизонтальной оси. Пользователь может вращать график в дискретном режиме с помощью линейки вертикальной прокрутки в нижней части графика.




3.2.3 Типовое окно "Трубы"

1) Таблица параметров труб. В эту таблицу вставляют значения параметров бурильной колонны. Первая строка таблицы предназначена для ввода параметров первой секции (например, КНБК, УБТ и т.п.). В следующие строки таблицы вставляются параметры секций колонны в порядке их следования (от долота до устья).

Для элемента колонны, обозначенного как КНБК в первом столбце таблицы, необходимо ввести потери давления в этом элементе компоновки. В противном случае потери давления на этом элементе будут рассчитываться только по значениям внутреннего и наружного диаметров.

Порядок ввода данных

По умолчанию трубы следуют вводить в порядке их следования от забоя к устью. Если пользователь предпочитает вводить компоненты бурильной колонны в обратном порядке (т.е. от устья к забою), нужно включить эту опцию с помощью команды меню Опции Основные опции Ввод.

Эффект буровых замков

Для учета влияния буровых замков на потери давления в затрубном пространстве нужно включить опцию

% контакта БЗ

% контакта БЗ = (A+B)

*100 L

A BL

Tooljoint Contact % = * 100(A+B)

L

Tooljoint Contact %



"Учет влияния БЗ". Эта опция добавит в таблицу параметров три столбца для ввода наружного и внутреннего диаметров буровых замков, а также длины контакта БЗ в % для каждой секции бурильной колонны..

Редактирование таблицы данных

Меню команд для редактирования таблицы параметров труб открывается с помощью правой кнопкой мышки в таблице параметров. Меню содержит следующие команды:

1. "Вырезать" удаляет содержимое выделенных ячеек и сохраняет эту информацию в буфере промежуточного обмена.

2. "Копировать" копирует выбранные ячейки в буфер промежуточного обмена.

3. "Вставить" копирует содержимое буфера промежуточного обмена в таблицу, начиная с ячейки, в которой установлен курсор.


5. "Вставить строку" вставляет пустую строку непосредственно выше курсора. Если выделены несколько строк, то число вставляемых строк будет равно числу выделенных строк таблицы.

6. "Удалить строку" удаляет данные в выделенных строках таблицы независимо от количества выделенных в строках ячеек.

7. "Добавить строку" добавляет новые строки в конце таблицы. Для большинства таблиц количество добавляемых строк равно 100.

8. "Печать таблицы…" печать текущего графика или таблицы. Открывается окно контроля для выбора конкретного принтера. Если таблица содержит более 10 колонок, то появится сообщение, предупреждающее о переполненности, а затем будет переход к окну предварительного просмотра печати.

9. "Просмотр печати таблицы" открывает окно для просмотра выводимой на печать таблицы. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить таблицу на принтер, кликнув на пиктограмме вывода на печать. Используется установленный по умолчанию принтер.

10. "Вывод в отдельном окне" открывает отдельное окно, которое содержит только таблицу.

11. "Импорт из БД труб …" открывает окно базы данных труб (см. раздел 22.2). Пользователь имеет возможность добавлять в режиме редактирования бурильные и обсадные трубы необходимого сортамента, а также автоматически вставлять в проекты параметры труб из этой базы данных..

12. "Мои КНБК …" открывает пользовательскую базу данных стандартных компоновок низа бурильной колонны. Параметры КНБК из этого каталога можно вставлять в таблицу параметров труб (см. раздел 22.4).

13. "Мои кривые усталости …" открывает пользовательскую базу данных кривых усталости. Пользователи имеют возможность редактировать этот каталог (изменять существующие или добавлять новые кривые усталости). Необходимая для выполнения проекта кривая усталости может




быть автоматически выбрана из списка (опция активна при работе с модулем "Модель ресурса бурильной колонны" см. раздел 22.5)

14. "Типовые значения плотности и модуля Юнга" открывает справочное окно, которое содержит значения плотности и модуля Юнга для нескольких материалов, используемых при производстве труб. (Примечание: значения плотности и модуля Юнга не требуются для каждого технологического модуля)

15. "Расчет ПТ трубы" — эта команда предназначена для получения оценки предела текучести и предела прочности на кручение. Если необходимо, пользователь изменяет необходимые параметры и, кликнув на кнопке [Вычислить], получает значение предела текучести. Если кликнуть на кнопке [Применить], это значение будет вставлено в таблицу параметров труб (Примечание: Значение предела прочности на кручение используется не в каждой технологической модели).

16. "Определить длину секции" — эта команда предназначена для расчета длины последней секции колонны, соответствующей полной глубине по стволу скважины. В последней строке таблице вводятся параметры самой верхней секции скважины при нахождении долота в заданной точке. Длина этой секции должна быть достаточной для достижения колонной заданной расчетной точки (которая может находиться на любой глубине). В окне калькулятора надо ввести глубину по стволу расчетной точки. Требуемое значение длины последней секции будет определено и вставлено в таблицу параметров труб автоматически, если пользователь кликнет на кнопке [Применить].

17. “Импорт параметров труб в формате WITSML” – импортирует данные труб из файла в формате WITSML

18. “Экспорт параметров труб в формате WITSML” экспортирует параметры труб в формате WITSML.

2) Схема бурильной колонны. На схеме отображается компоновка колонны, параметры которой введены в таблице на этой же странице. С помощью данной схемы можно легко найти ошибки ввода параметров труб. Пользователь имеет возможность просмотреть на схеме часть колонны. Для этого нужно выделить в таблице соответствующие строки компоновки колонны. Для просмотра одной компоненты на схеме следует выделить одну строку в таблице параметров труб.

Нажмите на одну (или больше) строк, чтобы рассмотреть только этот компонент(ы) на схеме

Редактирование схемы колонны

Для вывода команд меню редактирования схемы надо кликнуть правой кнопкой мышки в любом месте схемы. Команды меню описаны в разделе 3.4.

3) Насадки долота. В моделях гидравлики для расчета потерь давления на долоте необходимо вводить диаметры насадок. Для ввода диаметров насадок надо включить опцию [Ввод Днас] на панели [Насадки]. Диаметры насадок могут быть рассчитаны с помощью опции [Комбинации насадок], которая находится в утилитах моделей гидравлики.

Если общая площадь сечения насадок (Sпр) известна, это значение может быть введено непосредственно. Для этого надо включить опцию [Ввод Sпр] на панели [Насадки] окна [Трубы] и ввести нужное значение в поле [Sпр]. Если рассматривается компоновка колонны без долота, надо включить опцию [Без долота]. В этом случае площадь сечения будет определяться параметрами, введенными в первую строку таблицы (например, будет определяться внутренним диаметром КНБК).



Окно выбора комбинаций насадок

Данная утилита представляет собой средство для оперативной оценки комбинаций насадок, обеспечивающих заданную общую площадь проходного сечения (Sпр). После ввода значения Sпр в поле в верхнем правом углу в таблице отображаются различные комбинации насадок (представленные как "Комбинации по умолч."). Для экспорта любых комбинаций можно щелкнуть мышью на выбранной строке и нажать [Примен. уст-ки по умолч.].

Опция "Метод проб и ошибок" позволяет ввести любую комбинацию насадок в ячейки белого цвета. Значение Sпр после расчета выводится под таблицей. При необходимости сохранить результат следует нажать кнопку [Метод проб и ошибок].

3.2.4 Типовое окно "Ствол"

1) Таблица параметров ствола. Геометрия ствола должна быть точно определена. Для каждой секции кольцевого пространства требуется задать внутренний диаметр Дв. Если Дв обсадной колонны неизвестен, то его значение можно получить из базы данных труб, сделав щелчок правой кнопкой мыши на таблице и выбрав в выпадающем меню команду "Импорт из БД труб…"




Если данные ствола сохранены вместе с проектом скважины в базе данных Галакси, то их можно импортировать выбором команды "Параметры ствола из БД Галакси."

Для некоторых моделей требуется задавать значение коэффициента трения. Справочную таблицу коэффициентов трения с типовыми значениями можно просмотреть, кликнув правой кнопкой мыши и выбрав пункт "Данные по Ктр".

2) Схема ствола. Данные скважины, введенные в таблицу, отображаются в виде схемы. С помощью данной схемы можно легко найти ошибки ввода данных. Имеется возможность более подробного просмотра отдельных строк. Чтобы просмотреть одну компоненту, необходимо кликнуть на номере этой строки.

3.2.5 Tиповое окно "Порода" Если для гидравлического анализа требуются значения порового давления и давления гидроразрыва, то необходимые параметры вводят в окне "Порода". Если параметры породы не нужны, то вкладку "Порода" можно отключить с помощью команды меню Опции Основные опции Ввод.

1) Таблица значений порового давления и градиента давления гидроразрыва. Ввод значений глубины конечных точек интервалов Lвз, порового давления и давления гидроразрыва производится построчно. Для некоторых



моделей требуется значение температуры пласта. Техника ввода и редактирования данных аналогична описанной для таблицы параметров геометрии (см. раздел 3.2.2).

Значения порового давления и давления гидроразрыва могут быть введены либо в виде давлений (столбцы 2 и 4), либо в виде градиентов (столбцы 3 и 5). Изменение опций ввода (Опции Основные опции Ввод) и способа представления данных производится на странице Ввод.

После выбора необходимой опции, ввод параметров осуществляется в ячейки с белым фоном; соответствующие данные в ячейках таблицы с желтым фоном будут вычислены автоматически.

Импорт данных

Существует несколько способов импорта данных породы, включая импорт текстовых файлов (*.LAS), импорт из файлов других проектов DrillNET (файлы проектов DrillNET имеют расширение *.XML), а также импорт из базы данных Галакси. Чтобы импортировать данные, надо кликнуть правой кнопкой мышки на таблице породы и выбрать в выпадающем меню команду "Импорт" или команду "Получение породы из БД Галакси". (Команды импорта рассмотрены ниже в разделе Меню редактирования таблицы породы).

Копирование данных из Excel

Чтобы скопировать данные из электронной таблицы (например, Excel), необходимо скомпоновать данные на рабочем листе Excel в столбцы, выделить интересующую область данных и скопировать ее в буфер промежуточного обмена (control+C). После этого вернуться в программу DrillNET, кликнуть правой кнопкой мышки по необходимой ячейке в первой строке и выбрать команду "Вставить" из выпадающего меню.

Меню редактирования таблицы параметров породы

1. Пользователь может сохранить, распечатать, импортировать или редактировать таблицу параметров породы с помощью выпадающего меню редактирования параметров породы. Для открытия этого меню нужно кликнуть правой кнопкой мышки в таблице и после этого выбрать необходимую команду “Вырезать" удаляет содержимое выбранной ячейки или ячеек и копирует это содержимое в буфер промежуточного обмена.

2. "Копировать" посылает содержимое выбранных ячеек в буфер промежуточного обмена.

3. "Вставить" копирует содержимое буфера обмена в таблицу, начиная с текущей позиции курсора.


5. Команда "Вставить строку" добавляет пустую строку непосредственно над курсором. Если выделено несколько строк, то выше последней выделенной строки будет добавлено ровно столько пустых строк, сколько их содержится в выделении.

6. "Удалить строку" удаляет все строки таблицы, в которых есть выделенные ячейки. При этом не имеет значения, сколько ячеек выделено в строке — одна, несколько или все.

7. "Добавить строку" используется для добавления строк в конце таблицы. По умолчанию число строк для всех таблиц данных принимается равным 100, однако, при необходимости число строк можно увеличить до требуемого количества.

8. "Печать табл..." производит печать текущей таблицы данных. При выполнении этой команды выводится вспомогательное окно для выбора нужного принтера и установки параметров печати.




9. "Просмотр печати табл..." открывает окно для предварительного просмотра распечатки текущей таблицы данных. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить документ на установленный по умолчанию принтер.

10. "Вывод в отдельном окне" — команда дает возможность удобного просмотра таблицы при вводе данных. При выполнении этой команды открывается новое окно, которое содержит только текущую таблицу данных. Пользователь может максимизировать это окно с помощью пиктограммы , чтобы видеть одновременно большее число строк без использования горизонтальной прокрутки. После закрытия этого окна все сделанные в нем изменения автоматически переносятся на соответствующую страницу ввода данных.

11. "Вычисление градиента давления породы…" открывает окно определения градиента давления на основании данных по глубине Lв, температуре, поровому давлению и градиенту. Эта утилита доступна только с моделью напряжений обсадной колонны (см. раздел 9.1.3).

12. "Импорт…" позволяет выбрать файл параметров породы для импорта в таблицу. Предусмотрен импорт данных из файлов двух различных форматов:

Импорт файла в формате XML для копирования только параметров породы из другого проекта DrillNET.

Импорт данных из текстового файла с разделителями (*.LAS), полученного из сервисной компании или другого источника. После выбора текстового файла открывается окно просмотра для указания подлежащих импорту данных и подтверждения правильности установок (см. рисунок ниже).

Импорт данных из файла WITSML .XML.

Specify whether gradients or pressures

are being imported

Click to view how data are being interpreted based

on current settings

When settings are correct, click to import results to

formation data table

Specify how data are delimited

After data are converted, you can save the data set as a Petris *.XML

project file or a WITSML file

13. "Экспорт…" сохраняет параметры породы как файл проекта в формате проектов DrillNet с расширением XML, который впоследствии может быть экспортирован в другие проекты.

14. "Получение породы из БД Галакси" открывает окно для работы с БД Галакси, в котором пользователь может выбрать необходимый файл параметров породы. Эти данные копируются на страницу Геометрия.



15. "Сохранение породы в БД Галакси" — эта команда выводит вспомогательное окно для ввода пользователем названия файла параметров породы. Под этим названием данный проект будет отображаться на панели БД Галакси.

2) Графики порового давления и давления гидроразрыва. С целью контроля ввода данных в таблицу параметров породы значения глубины и градиента выводятся в виде графика, на котором отображаются зависимости давления и градиента давления от глубины; для просмотра соответствующего графика служат закладки в нижней части окна.

Чтобы получить доступ к командам сохранения, печати, добавления текстового окна и экспорта графика в Excel, кликните на нем в любом месте правой кнопкой мыши.

3) Запасы давления. Значения границ давления с учетом запасов на спускоподъемные операции и глушение скважин предназначены для учета колебаний давления при выполнении данных операций. Обычно значения этих границ лежат в пределах от 0,5 до 1,0 фунт/галлон выше порового давления или ниже давления гидроразрыва (0,26-0,052 кв. дюйм/фт или 0,6-1,2 кПа/м). Конкретные значения зависят от того, насколько точно может быть предсказано поведение породы. Эти границы будут изображены на соответствующих графиках как верхнее и нижнее предельные значения давления.

3.3 Типовое окно результатов моделирования Результаты моделирования выводятся на экран в табличной форме и в виде графиков. В большинстве случаев для вывода результатов необходимо нажать мышью кнопку после ввода всех исходных данных (все значки-светофоры на закладках должны иметь зеленый цвет). В зависимости от применяемой технологической модели для вывода данных используются различные форматы. Для большинства видов анализа результаты выводятся на экран в трех форматах:

Результаты (Закладка 1) — Результаты моделирования в табличной форме и в текстовых блоках с перечислением критических нагрузок, давлений и т.п. с указанием глубин, на которых они возникают.

Граф/Табл. (Закладка 2) — Комбинированное окно с графиками и таблицами, в котором выводятся все основные результаты (см. пример ниже).

Параметры потока (Закладка 3) — Вывод прочих отдельных результатов в графической форме для выделения и сравнения различных аспектов анализа.




Страница "Графики/Таблицы"

1) Выходные графики. На экран для рассмотрения выводится ряд стандартных графиков. Доступные опции перечислены в поле "Вывести граф." в правой части окна. Для просмотра графиков выберите в данном поле соответствующее название.

Редактирование графиков

Для входа в меню редактирования нажмите на поле графика правой кнопкой мыши. Опции данного всплывающего меню описаны в п. 3.4.

2) Вывод графических результатов. Доступные для просмотра графики перечислены вместе с отображаемыми в текущее время графиками, которые выделены синим цветом. Пользователь может выбрать любую комбинацию графиков для одновременного просмотра. Функции выбора аналогичны тем, которые используются в Windows Explorer:

При выборе мышью названия какого-либо графика на экран будет выведен только один этот график

При выборе с нажатой клавишей [Control] к уже показанным на экране графикам будут добавлены все выбранные графики



При выборе с нажатой клавишей [Shift] к уже показанным на экране графикам будут добавлены все графики, находящиеся между выбранными в поле названиями

3) Таблицы результатов моделирования. Все результаты для текущей технологической модели выводятся в форме одной или нескольких таблиц. Доступные опции перечислены в поле "Вывести табл." в правой части окна. Для просмотра таблиц выберите в данном поле соответствующее название.

Нажатие правой клавиши мыши на поле таблицы обеспечивает доступ к функциям копирования, предварительного просмотра, печати и отображения таблицы в отдельном окне.

3.4 Меню

3.4.1 Меню "Файл" 1. Новый. Удаляет все исходные страницы и создает новый проект.

Данной команде соответствует пиктограмма .

2. Открыть… Открывает диалоговое окно для выбора файлов проекта с расширением *.XML. Данной команде соответствует пиктограмма

.

3. Сохранить. Заменяет предыдущую версию файла проекта текущими измененными данными. Данной команде соответствует

пиктограмма .

4. Сохранить как… Сохраняет текущую версию файла проекта под другим именем. Открывается диалоговое окно для выбора диска, директории и имени файла проекта.

5. БД Галакси. Обеспечивает доступ к рабочей базе данных DrillNET Галакси для создания и удаления скважинных данных. Для просмотра и редактирования скважинных данных, имеющихся в базе данных, кликните на панели БД Галакси. Преимущества и порядок работы с БД Галакси описаны в п. 25.1.

6. Настройки принтера… Позволяет выбрать формат листа, ориентацию и размеры полей. Выполните все необходимые настройки страницы перед выбором команды Печать.

7. Печать. Обеспечивает доступ к опциям для распечатывания исходных данных или результатов, отображаемых в текущий момент на экране. Сначала следует выбрать одну из трех основных опций печати (см. рис. ниже). В появившемся




всплывающем окне Печать выберите требуемый принтер и нажмите [OK]. Для предварительного просмотра распечатки перед отправкой на принтер выберите опцию Просмотр печати в меню Файл. Данной команде соответствует пиктограмма .

8. Просмотр печати. Позволяет просмотреть результаты выполнения команды Печать перед отправкой на принтер. Сначала следует выбрать одну из трех основных опций печати. На экране появится окно Просмотр печати (см. рис. ниже) с отформатированной распечаткой. Для отправки показанных результатов на печать кликните кнопку в данном окне. (Следует отметить, что при нажатии кнопки со значком принтера в окне Просмотр печати распечатка будет направлена на принтер, установленный по умолчанию. Для выбора другого принтера следует закрыть окно Просмотр печати и использовать команду Печать в главном окне DrillNET.)

9. Создать отчет в MS Office… Позволяет сохранить исходные данные и результаты в одном из трех форматов, файлы в которых могут быть немедленно открыты для просмотра: документ Microsoft Word (графики и таблицы), рабочая книга Excel (таблицы) или презентация PowerPoint (графики). Данная функция описана в п. 26.8.

10. Далее в меню отображается перечень максимум из шести открытых последними файлами проекта. Кликните на любом из названий файлов для открытия данного проекта.

11. Выход. Завершает текущую сессию. DrillNET запросит подтверждение сохранения исходных файлов, если данные в них были изменены и не были сохранены.



3.4.2 Меню редактирования таблиц Для работы с таблицами данных и графиками используйте команды меню редактирования, которое открывается, если пользователь кликнет правой кнопкой мышки внутри любой таблицы или графика.

В данное меню обычно входят следующие команды:

1. Команда "Вырезать" удаляет содержимое выделенных ячеек и сохраняет это содержание в буфере промежуточного обмена.

2. Команда "Копировать" копирует выбранные ячейки в буфер промежуточного обмена.

3. Команда "Вставить" копирует содержимое буфера промежуточного обмена в таблицу, начиная с ячейки, в которой установлен курсор.

4. Команда "Очистить" удаляет содержимое выделенных ячеек.

5. Команда "Вставить строку" добавляет пустую строку непосредственно над курсором. Если выделены несколько строк, то число вставляемых строк будет равно числу выделенных строк таблицы.

6. Команда "Удалить строку" удаляет все строки таблицы, в которых есть выделенные ячейки. При этом не имеет значения, сколько ячеек выделено в строке — одна, несколько или все.

7. Команда "Добавить строки" используется для добавления строк в конце таблицы. Для большинства таблиц количество добавляемых строк равно 100. При необходимости количество строк можно увеличить/уменьшить.

8. "Печать табл…" производит печать текущей таблицы данных. Пользователь может выбрать также один из доступных принтеров. Если таблица будет содержать больше чем 10 колонок, то появится сообщение, чтобы предупредить Вас о переполнении, и перейдет к окну "Просмотр печати".

9. "Просмотр печати табл..." открывает окно для просмотра выводимой на печать таблицы. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить таблицу на принтер, кликнув на пиктограмме вывода на печать. Используется установленный по умолчанию принтер.

10. "Вывод в отдельном окне" — эта функция дает возможность удобного просмотра таблицы при вводе данных. При выполнении этой команды открывается новое окно, которое содержит только текущую таблицу данных. Пользователь может развернуть это окно с помощью пиктограммы , чтобы видеть одновременно большее число строк без использования горизонтальной прокрутки. После закрытия этого окна все сделанные в нем изменения автоматически переносятся на соответствующую страницу ввода данных.

3.4.3 Меню редактирования графиков Для редактирования графиков используйте команды меню редактирования, которое открывается, если пользователь кликнет правой кнопкой мышки внутри любого графика.

1. При нажатии "Сохр. график как" открывается окно для сохранения текущего файла графика. Для сохранения графиков могут использоваться различные форматы.

2. Команда "Печать графа" выводит выбранный график на печать. Во всплывающем окне настроек печати можно выбрать один из установленных принтеров.




3. С помощью команды "Просмотр вывода графа" открывается окно предварительного просмотра с видом выбранного графика. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить график на принтер, кликнув на пиктограмме вывода на печать. Используется установленный по умолчанию принтер.

4. Команда "Копировать" переносит копию выбранного графика в буфер промежуточного обмена.

5. Опция "Добавить текст" выводит поле для ввода текста внутри графика с возможностью изменения

положения и размеров текстового поля. Если в текстовом поле несколько строк, они могут искажаться при печати или копировании в буфер из-за недостаточных размеров текстового поля. Для форматирования текста кликните правой клавишей мыши по полю для ввода текста. Наведите курсор на границы поля и измените размеры. Курсор изменяет свою форму при выполнении каждой функции: перемещает поле, увеличивает/уменьшает размер поля снизу и перемещает границу вправо или влево.

6. С помощью команды "Удалить текст" удаляется выбранное текстовое поле из графика.

7. "Вывод в отдельном окне" дает возможность более удобного просмотра графика. При выполнении этой команды открывается новое, большего размера окно, которое содержит только текущий график.

8. "Экспорт в Excel …" экспортирует график в Excel

3.4.4 Меню "Вид" В меню Вид находятся команды для изменения настроек основного окна.

1. "Ввод" открывает основное окно ввода данных выбранной технологической модели. Используется для возврата на страницы ввода данных после выполнения моделирования. Действует так же, как пиктограмма .

2. Команда "Результаты" выполняет моделирование для текущей технологической модели и выводит полученные графики и таблицы. Действует так же, как пиктограмма .

3. Команда "Обновить" используется для пересчета и обновления данных на страницах ввода данных (Геометрия, Трубы, Скважина и Порода) после внесения изменений. Перед отображением результатов все вычисления обновляются. Функция "Обновить" используется только тогда, когда пользователь намерен остаться в текущем окне ввода. Команда аналогична нажатию [F9].

4. Команда "Схема ствола" открывает окно, в котором отображается схема скважины, с указанием параметров ствола и бурильной колонны в зависимости от глубины. См. раздел 26.4. Аналогично

действию пиктограммы .

5. С помощью команды "Проекции траектории" открывается окно просмотра проекций траектории скважины, построенной по введенным параметрам геометрии (см. рис. ниже). Для печати полученных результатов нажмите пиктограмму . Для вывода печати на установленный по умолчанию принтер кликните пиктограмму "Печать". Для выбора другого принтера и/или размера



бумаги или ориентации (книжная или альбомная), закройте окно проекции траектории и выберите вкладку "Параметры страницы…" в меню Файл. Выбрав принтер и необходимый размер бумаги, снова откройте окно проекций траектории и проверьте обновленный вариант. Если изображение соответствует требованиям, нажмите .

6. Команда "Окна" дает возможность выводить или скрывать панели окна DrillNET. Для увеличения свободного места на экране можно убрать любую неиспользуемую в настоящий момент панель. Панели можно закрывать нажатием в правой верхней части заголовка панели. Размер панелей можно изменить, захватив и передвинув границы. Более подробная информация содержится в разделе 3.1.




3.4.5 Меню "Моделей" Команды этого меню дают альтернативную возможность выбора технологической модели. Меню имеет те же самые функции и включает те же самые модели, что и панель Технологические модели (см. раздел 3.1). Поэтому меню Модели не выводится, если активна панель Технологические модели и появляется на мониторе только при закрытии пользователем данной панели

Закрыть все три панели (панель базы данных Галакси, панели технологических моделей и панели мастера отчетов) имеет смысл для получения на мониторе большего пространства для отображения входных данных и результатов моделирования, что особенно актуально для мониторов небольшого размера.

Названия моделей, которые не приобретены пользователем, отображаются как неактивные. (См. раздел 1.3)..

3.4.6 Меню "Инструменты" В меню "Инструменты" можно воспользоваться различными утилитами и базами данных (БД). В начале списка всегда находится функция ("БД труб…"). Другие команды меню выводятся в соответствии с выбранной технологической моделью.

1. С помощью функции "БД труб…" можно открыть базу данных труб для выбора необходимых элементов или для редактирования этой базы путем добавления, удаления или изменения записей в БД. См. раздел 25.2.

2. Другие команды выполняют функции специальных инструментов для каждой технологической модели (см. рисунок ниже).

3.4.7 Меню "Опции" Меню Опции содержит следующие команды:

1. "Система мер" "Пользовательская…", "Английская" или "Метрическая": здесь выбирается система единиц измерения для данных на входе, выходе и для печати. В пункте "Пользовательская" открывается окно выбора единиц измерения (см. раздел 26.5) для выбора нестандартной английской или метрической системы мер, или пользовательской системы, как комбинации единиц измерения английской и метрической систем. Аналогичное действие выполняется при нажатии пиктограммы . Опция "Английская" определяет английскую систему мер. Опция "Метрическая" устанавливает систему единиц измерения СИ. В верхней части окна системы мер пользователь может выбрать опцию вывода разделителей тысяч и отображения незначащих нулей.



2. С помощью команды "Язык" выбирается язык для всех компонентов программы DrillNET. Языковые базы данных Petris должны быть куплены, чтобы быть доступными. Языковыми вариантами являются английский, китайский, русский или испанский языки.

3. В команде "Установки модели…" открывается окно установки различных опций отображения для выбранной технологической модели. Если текущая модель не имеет специальных опций, то эта команда становится неактивной. См. раздел 26.6.

4. Команда "Основные опции…" позволяет выбрать общие для всех моделей опции ввода и вывода. В последней закладке ("Печать/Отчеты") можно загрузить логотип компании, который будет выводиться при печати на всех документах. См. раздел 26.7.

3.4.8 Меню "Помощь" Посредством меню Помощь обеспечивается доступ к дополнительным указаниям по работе с ПО DrillNET, а также к различным характеристикам ЭВМ.

1. Команда "Разделы помощи…" запускает систему интерактивной помощи DrillNET. Для получения справочной информации по текущему объекту, отображенному на экране, можно кликнуть пиктограмму или нажать клавишу [F1].

2. При выборе команды "Помощь…" открывается всплывающее окно, в котором указан адрес, телефон, адрес электронной почты и прочая информация о компании Petris. Для получения дополнительной поддержки по работе с программой можно использовать эту контактную информацию. См. раздел 30.1.

3. “ПО Маурера на интернете” содержит ссылку на наш веб-сайт для дополнительной информации с описанием нашего программного обеспечения и онлайн-приложений.

4. Команда "Лицензия…" открывает окно, в котором пользователь может ознакомиться с состоянием лицензий на используемые им модели, а также сделать заказ лицензии на необходимый модуль. Отсюда можно делать заявки на новые лицензии или обновления имеющихся лицензий. Только после получения лицензий можно активировать соответствующие модели. См. раздел 27.

5. Команда "О программе…" открывается всплывающее окно, в котором отображается номер версии ПО DrillNET и информация об ответственности компании Petris.


444. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ DRILLNET

В технологических моделях DrillNET рассматриваются практически все аспекты проектирования, бурения и заканчивания скважин. Ниже приведены особенности каждой из них. Состояние и фактическое наличие этих моделей рассмотрено в разделе 1.3.

Устойчивость ствола

1. В модели Прогнозирование поровых давлений используется пять различных методов прогнозирования зон аномального давления. Выбор метода определяется имеющимися у пользователя данными. Для прогнозирования используется значения объемной плотности, модифицированная d-экспонента, удельное сопротивление породы, интервальное время пробега сейсмоволны, а также диаграммы Пеннебекера, построенные по сейсмоданным.

2. В Модели устойчивости ствола скважины проводится анализ механических и химических параметров породы, влияющих на устойчивость вертикальной и наклонной секций ствола. Этот анализ целесообразно выполнять до начала проектирования траектории скважины. Линейная модель упругости пористой среды используется для прогнозирования устойчивости ствола скважины. Программа моделирует области устойчивости ствола и находит удельный вес бурового раствора, при котором не происходит обрушение ствола скважины в зависимости от различных параметров, в том числе, от параметров траектории (зенитного и азимутального углов).

Проектирование траекторий скважин

3. Проектирование траекторий скважин — это современное программное приложение для расчета геометрии ствола скважины. В данной модели осуществляется управление данными траектории скважины, в том числе: ввод и редактирование параметров геометрии, планирование и проектирование траектории скважины. С помощью данной модели возможно: (1) определять плоские и пространственные траектории любой сложности на стадии проектирования, (2) проектировать траекторию скважины с целью определения возможности достижения целевого пласта с использованием имеющихся КНБК, (3) определять ТНЗУ для вскрытия проектных горизонтов, (4) оценивать соответствие траектории скважины нормативным или указанным границам, и (5) распечатывать/создавать графики для суточных сводок (включая проекции траекторий скважины).

4. В модуле Анализ пересечений стволов проводится анализ траекторий скважин во избежание пересечений. Среди инструментов для проведения анализа пересечений стволов имеются как относительно простые (Контроль пересечений; Ближайшие точки траекторий), так и более сложные (Анализ схождения стволов; Анализ пересечений для кустов скважин и др.). При расчетах возможен учет поправок на неточность данных и погрешности измерений, выполненных с помощью приборов и инструментов для определения геометрии скважины.

Обсадные колонны

5. Модуль Моделирование напряжений обсадной колонны предназначен для проверки параметров конструкции обсадной колонны, т. е. для сравнения прочности обсадной колонны с потенциальными физическими нагрузками, которым она может подвергнуться. При этом имеется возможность учитывать разнообразные потенциальные нагрузки для различного типа колонн. Правила расчета напряжений обсадных колонн, принятые в конкретных компаниях, можно сохранить в пользовательском профиле для быстрого обращения к нормативам данного предприятия.

6. Модели цементирования — здесь проводится полный анализ сложного процесса многоступенчатого цементирования скважины. Несмотря на то, что данный программный блок в первую очередь разработан для моделирования процесса цементирования, его можно использовать в отношении любой операции, связанной с многоступенчатой закачкой жидкости в скважину. В основе расчета лежат закономерности явления сообщающихся сосудов (высота падения раствора) с учетом эквивалентной плотности циркуляции и забойного давления. Использование данной модели на стадии планирования позволяет избежать множества

ГЛАВА 4: ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ DRILLNET


потенциальных проблем, связанных с разрывом пласта и малым выходом циркуляции вплоть до ее остановки.

7. Износ обсадных колонн — это уникальная мощная модель для расчета и контроля степени износа, возникающего при контакте бурильной трубы с обсадной колонной, райзером и другими элементами конструкции скважины при вращении. Первоначально данная модель была разработана в рамках выполнения инновационного общеотраслевого проекта DEA-42 — Casing Wear Technology. С ее помощью точно определяются место и степень износа обсадной колонны/райзера как для наземных, так и для морских скважин.

8. Модель центрирования обсадной колонны обеспечивает расчет расстояния между точками установки центраторов различного типа для поддержания необходимого зазора между обсадными колоннами и стенкой ствола скважины. Колонные центраторы сконструированы для использования на обсадной колонне во избежание контакта колонны со стенкой скважины и для создания необходимого зазора между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. В результате этого при цементировании обеспечивается вытеснение бурового раствора цементом из кольцевого пространства.

9. Модель цементирования хвостовика обеспечивает расчет скручивающих и осевых нагрузок на хвостовик в процессе цементирования. Избыточная скручивающая нагрузка на хвостовик может развиваться, когда цемент уже находится в хвостовике, но еще не прошел башмак хвостовика. Осевая нагрузка растет, поскольку цемент обычно тяжелее бурового раствора или жидкости для предварительной промывки, находящейся в заколонном пространстве. В такой ситуации возможно повреждение подвески хвостовика, установка которого производится вращением и/или возвратно-поступательным перемещением колонны, и блокирование вращения или перемещения хвостовика. Для предотвращения таких случаев определяются скручивающие и осевые нагрузки.

Механика колонн

10. Модель осевых нагрузок и моментов колонны предназначена для моделирования сложных процессов, создающих осевые и скручивающие нагрузки, действующие на бурильные трубы при спуске в скважину и подъеме. Здесь также производится расчет запаса прочности для исключения случаев повреждения бурильной колонны. Для нагрузок на сжатие определяются нагрузки возникновения синусоидального и спирального изгиба, а также предел текучести трубы. Данная модель широко используется для проектирования и контроля работ в наклонных и горизонтальных скважинах и скважинах с большим отходом от вертикали. Она также может применяться для расчета прочности обсадных колонн, хвостовиков или колонн НКТ.

11. На основе Модели ресурса бурильной колонны рассчитывается прогноз усталостного износа колонны. Предусмотрены две механические модели: (1) усталостная модель и (2) модель роста трещин. В усталостной модели производится расчет нагрузок при изгибе трубы, вычисление пределов допустимой кривизны ствола, прогнозирование усталостного разрушения и предельных нагрузок при вращении для конкретной скважины и для труб, имеющихся в распоряжении компании. Считается, что усталостное разрушение колонны наступает, когда совокупный усталостный износ превышает 100%. Модель роста трещин основана на использовании зависимостей, полученных компанией Exxon. Она используется для выявления интервалов колонны, подлежащих проверке во избежание усталостного разрушения.

12. Модель трехмерных напряжений используется для расчета давления разрыва и смятия трубы, а также эквивалентных напряжений, действующих на тело трубы. В программе используются три модели определения предельного давления: (1) трехмерная, (2) двухмерная и (3) модель АНИ. В программе также проводится трехмерный анализ чувствительности к напряжениям по факторам внутреннего и внешнего давления, интенсивности искривления и параметру D/t (отношение диаметра к толщине стенки).

Гидравлика скважины

13. Гидравлика при нормальной циркуляции — в данном модуле проводятся комплексные гидравлические расчеты для выполнения работ по бурению, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. Здесь учитываются почти все аспекты гидравлики, включая падение давления и режимы работы скважины, эквивалентную плотность циркуляции (ЭПЦ), выбор насадок, эффективность промывки ствола и объемную производительность насосов. Модель позволяет проанализировать




различные вопросы и определить причины потенциальных проблем (вероятность разрыва пласта, вероятность выброса, оптимальная площадь сечения насадок и т. д.).

14. Гидравлика при спускоподъемных операциях — в данном модуле производятся расчеты влияния спускоподъемных операций на давление в кольцевом пространстве и эквивалентную плотность циркуляции на забое. Данная модель позволяет определить допустимые пределы скорости спускоподъемных операций во избежание проблем с циркуляцией и разрывом пласта.

15. Модуль Гидравлика бурения на депрессии используется для проектирования и контроля работ по бурению на управляемом давлении и заканчиванию скважин. Эта мощная модель расчетов гидравлики имеет следующие функции: расчет профилей скорости, давления и плотности; моделирование работ с ГНКТ; создание трехмерной модели ствола скважины; анализ влияния притоков флюидов и паразитных колонн; расчет переводников для насадок с целью оптимизации расхода бурового раствора; расчет "окна давления" для калибровки входных параметров по промысловым данным. Эту модель можно использовать для гидравлических расчетов потоков воздуха, газа, аэрозоля, пены или раствора.

16. Гидравлика высокотемпературных скважин при больших давлениях — данный модуль используется для комплексного анализа гидравлики ствола скважины и повышения эффективности работ по бурению скважин с аномально высоким пластовым давлением и температурой. В этой модели проводятся расчеты профилей давления и потерь давления на трение по траектории циркуляции бурового раствора, а также определяются параметры реологии бурового раствора внутри и снаружи бурильной колонны. В этой модели проводится сравнение значений, откорректированных по температуре и давлению, со значениями без поправок.

17. Моделирование динамики глушения скважин малого диаметра — здесь рассматриваются вопросы безопасной работы и контроля гидравлических параметров в кольцевом пространстве скважины малого диаметра. Традиционные методы управления скважиной основываются на допущении, что потери давления в кольцевом пространстве составляют незначительную долю общих потерь давления нагнетания при циркуляции. Такое допущение часто неприменимо для скважин малого диаметра из-за больших гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве. В данной модели используются корреляционные зависимости для расчета потерь давления в кольцевом пространстве скважин малого диаметра. В модели динамики глушения скважины используется повышение ЭПЦ для преодоления пластового давления путем резкого увеличения производительности насосов или скорости вращения ротора. В модели строится график глушения скважины с несколькими кривыми для диапазона изменений ЭПЦ.

18. Моделирование фонтанной многофазной эксплуатации скважин — используется для расчетов дебита нефти, воды и газа, а также перепада давления по стволу скважины, исходя из конфигурации скважины и свойств коллектора. Дебит рассчитывается путем совместного решения уравнений потока для флюидов, поступающих из пласта и перемещающихся по стволу скважины. Результаты содержат профили давлений по стволу скважины, распределение жидкости по скважине, скорости потоков газа и жидкости, а также схему режимов потока по стволу скважины. Эти данные могут использоваться для (1) расчета профиля скорости, (2) анализа по методу узлов и (3) для расчета газлифтных параметров. С помощью модели создается описание сложного многофазного потока в коллекторе, стволе, штуцере и наземном трубопроводе.

19. Моделирование температурного режима скважины осуществляется для расчета скважинных температурных условий с целью уточнения прогноза температуры на забое. В модели учитываются факторы естественного и вынужденного нагрева, теплопроводность по стволу скважины и внутри прилегающих пластов. Имеется возможность моделировать различные работы в скважине, включая (1) закачку жидкости или пара, (2) поступление жидкости или пара и (3) прямую и обратную циркуляцию жидкости или газа.

Управление скважиной

20. Моделирование параметров глушения скважины используется для анализа параметров управления скважиной по трехмерной модели ствола скважины (вертикальная и горизонтальная секции) для наземных и морских месторождений. Здесь используется как Метод буровика, так и Метод инженера ("метод ожидания и утяжеления"). В модели рассчитываются все данные по глушению скважины и режимам давления в бурильных трубах. Здесь также учитываются такие



факторы, как кривизна ствола, подводные сборки ПВП, конические БК, запас УВБР по глушению скважины и запас по давлению в БТ. В модели также предусмотрен упрощенный режим для обучения.

21. Моделирование выбросов — используется для описания сложного многофазового потока при наличии притоков газа различной интенсивности. Для расчета гидравлических потерь здесь используются методы Буровика и Инженера по управлению скважиной, а также и модель Бингама и модель степенной жидкости. В модели рассчитываются плотность раствора для глушения, режимы давлений в бурильных трубах и составляется лист глушения скважины. Кроме того, в модели прогнозируются изменения давления и ЭПЦ в штуцере, на уровне башмака обсадной колонны, на устье скважины, забое и в любой желаемой точке (например, на входе в горизонтальный участок ствола). Здесь осуществляется расчет максимальной ЭПЦ для сравнения с градиентами порового давления и давления гидроразрыва. Полученные результаты используются для оценки надежности оборудования по управлению скважиной и расчета запаса по выбросу.


555. МОДЕЛЬ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОРОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

Идентификация и прогнозирование аномальных давлений в пласте является важной задачей для инженеров-буровиков. Определение потенциальных глубин возникновения аномальных давлений дает возможность грамотно проектировать колонну обсадных труб, а также обеспечивает безопасное и экономичное бурение скважины. Отсутствие адекватного анализа потенциально возможных зон аномально высокого порового давления может привести к притоку флюидов в ствол скважины, заклиниванию колонны, и, в экстремальных ситуациях, к фонтанированию, выбросам и потере скважины.

Технологическая модель поровых давлений DrillNET предназначена для прогнозирования пластовых давлений. В программе имеется пять различных методов моделирования порового давления; выбор метода зависит от исходных данных, доступных пользователю. Эти методы описаны в данной главе.

Модель прогнозирования поровых давлений выбирается пользователем на панели Технологических моделей в папке Устойчивость ствола.

5.1 Ввод данных Окно ввода данных для прогнозирования поровых давлений аналогично окну ввода данных других технологических моделей. Если на какой-нибудь странице окна ввода отсутствуют необходимые для моделирования исходные данные, светофор на закладке данной страницы показывает красный цвет. Выполнять моделирование можно только тогда, когда светофоры всех страниц ввода исходных данных будут иметь зеленый цвет .

ГЛАВА 5: Модель прогнозирования поровых давлений


5.1.1 Главная страница

1) Выбор метода прогнозирования поровых давлений – Выбор метода зависит от доступных данных о пористости пласта. В выпадающем меню представлено пять различных методов.

1. Объёмная плотность. Данный метод прогнозирования используется при наличии значений плотности сланца. Входными параметрами являются глубина и объёмная плотность сланца. Как правило, если плотность породы уменьшается с увеличением глубины, это может означать, что порода содержит значительное количество флюидов. В этом случае порода может находиться под избыточным давлением.




2. Модифицированная d-экспонента. Данный метод прогнозирования может быть использован при

наличии фактических значений d-экспоненты в зависимости от глубины породы, которые определяются с помощью следующих параметров: нагрузка на долото (WOB), частота вращения ротора (RPM), плотность бурового раствора (MW), механическая скорость проходки (ROP) и диаметр долота (Bit Size). В зоне избыточного давления (где содержание флюидов относительно велико) скорость бурения, как правило, увеличивается, что приводит к уменьшению значений d-экспоненты. Поэтому снижение значений d-экспоненты обычно указывает на потенциально увеличение порового давления.

3. Удельное сопротивление. Данный метод прогнозирования применяется при наличии значений удельного сопротивления в зависимости от глубины породы. Входными параметрами являются глубина породы и проводимость сланца. В зонах потенциально высокого давления пласт менее спрессован и, соответственно, более проницаемый. Это приводит к накоплению флюидов внутри пласта, а значит, и к увеличению проводимости. Как правило, поверхностные пласты содержат больше флюидов и имеют бόльшую проводимость, чем глубинные пласты, где порода значительно более спрессована.

4. Интервальное время пробега сейсмоволны. Данный метод прогнозирования может быть использован, если имеются сейсмические данные, полученные до или после бурения. Входными параметрами являются глубина породы и интервальное время пробега сейсмоволны. Интервальное время пробега сейсмоволны - это временя прохождения звуковой волны по определенному интервалу породы. Скорость звука различна в зависимости от параметров пласта, который может быть пористым и содержать больше флюидов, или, наоборот, более спрессованным и менее проницаемым. Более высокие значения времени пробега свидетельствуют о повышенной пористости породы, и, следовательно, о наличии потенциальных зон аномально высокого пластового давления.

5. Метод Пеннебекера. Данный метод прогнозирования может применяться при наличии сейсмических данных до начала процесса бурения. Входными параметрами являются время возврата и среднеквадратичная скорость сейсмоволны.

Помимо прогнозирования зон аномального порового давления, метод Пеннебекера позволяет определять градиент давления гидроразрыва пласта.



Независимо от выбора метода прогнозирования и набора входных данных пользователь может выбрать необходимую для проекта систему мер – метрическую (СИ), английскую или пользовательскую. Для этого следует выполнить команду Система мер в меню Опции и кликнуть на названии выбранной системы мер в выпадающем списке.

2) Опция Уравнение. В зависимости от выбранного метода прогнозирования пользователь может применять различные уравнения для обработки данных (предлагаемые алгоритмы содержатся в Красной Книге / Red Book). Например, при выборе метода прогнозирования по объемной плотности, в поле данной опции появится уравнение Бутмана:

3) Панель Параметры. Для каждого метода прогнозирования требуется определенный набор необходимых входных параметров. Выберите одну из опций ввода данных: По умолчанию, Модель или Данные в зависимости от имеющейся у Вас информации. Например, для метода Объемная плотность панель Параметры имеет вид:

Метод оценки Доступные уравнения Параметры

Объемная плотность Уравнение Бутмана Плотность поровых флюидов

Плотность зёрен

Коэффициент снижения пористости

Модифицированная d-экспонента Уравнение Рем-МакКлендона

Уравнение Замора

Плотность поровых флюидов

Коэффициент роста d-экспоненты

Удельное сопротивление Уравнение Итона

Уравнение Хотмана-Джонсона, Карибский залив, США

Уравнение Матьё-Келли,


Коэффициент уменьшения проводимости сланца




тектоническая линия Фрио в южном Техасе

Уравнение Матьё-Келли, тектоническая линия Вилкокс в южном ТехасеУравнение Матьё-Келли, тектоническая линия Виксбург в южном ТехасеУравнение Матьё-Келли, Луизиана, Карибский залив

Уравнение Фертл-Пилкингтона -Рейнолдс, Южно-Китайское море

Интервальное время пробега (ВПСинт.) Уравнение Итона

Уравнение Пеннебекера

Уравнение Бэлла, Карибский залив, США

Уравнение Бэлла, Зап. Техас Делавэр

Уравнение Нерринга, Северное море

Уравнение Хотман-Джонсон, Карибский залив, США

Уравнение Матьё-Келли, Юж. Техас Frio Trend

Матьё-Келли, тектоническая линия Фрио в южном Техасе


ВПС в поровом флюиде

Матричное ИВП а

Матричное ИВП b Коэффициент снижения пористости

Пеннебекер Отношение напряжений Пеннебекера Плотность поровых флюидов

Показатель экспоненты уменьшения ИВП

Пороговое значение глубины



4) Зона аномального порового давления. Существуют два метода задания интервалов глубины для зон аномального порового давления. Эти методы могут использоваться для всех методов прогнозирования порового давления.

1. Ручной ввод начального и конечного значений глубины зон аномального давления.

2. Выделение зон аномального давления на графике зависимости объемной плотности от глубины с помощью мышки. Для этого надо кликнуть левой кнопкой мышки в нужном месте на диаграмме и, удерживая нажатой кнопку, заключить интересующую область диаграммы в прямоугольник.

3. После выделения на диаграмме зоны кликните правой кнопкой мышки и выберите из выпадающего меню команду Обновить график. В результате выполнения этой команды все точки выбранной зоны аномального давления будут отображаться на диаграмме красным цветом.




1. Пользователь может задать необходимое количество зон аномального давления, комбинируя оба описанных метода, т.е. как с помощью указания подлежащих анализу глубин, так и с помощью графического выделения областей на диаграмме зависимости плотности породы от глубины. В данном примере вторая зона выделена на меньшей глубине, чтобы обозначить еще одну потенциально возможную зону аномального давления.

5) Ввод данных. Пользователь может ввести данные в таблицы панели Ввод данных вручную, либо скопировать эти данные из текстовых файлов или файлов в формате Excel. После ввода всех необходимых данных светофор страницы Общие станет зеленым . В качестве опции, нажмите F9 для графического отображения значений.



6) График входных данных. На этом графике отображаются значения параметров, введенных в таблицы панели Ввод данных. Результаты ввода данных и их графическое отображение при методе прогнозирования зон аномального порового давления по объемной плотности могут выглядеть следующим образом:

После введения всех необходимых входных данных кликните на пиктограмму ь Результаты / View Output для запуска алгоритма моделирования и вывода результатов:




5.2 Результаты

7) Результаты моделирования. Таблица Результаты анализа содержит прогнозируемые значения порового давления на указанных пользователем глубинах. В зависимости от выбранного метода прогнозирования данная таблица может содержать различное количество столбцов для вывода прогнозируемых значений пористости, удельного сопротивления, вертикального горного напряжения и давления гидроразрыва.

8) График результатов моделирования. График прогнозируемых значений порового давления отображается зеленым цветом для интервалов глубин с нормальным поровым давлением и красным для интервалов глубин, где прогнозируются аномальные значения порового давления. При использовании метода Пеннебекера, график результатов моделирования содержит также кривую прогнозируемых значений давления гидроразрыва.

Ниже приведены результаты моделирования с помощью различных методов прогнозирования, представленных в этом модуле. Результаты моделирования изменяются при изменении значений входных параметров и метода прогнозирования.



Объёмная плотность

Модифицированная d-экспонента

Удельная проводимость




Интервальное время пробега сейсмоволны (ВПС инт.)

Метод Пеннебекера


666. МОДЕЛЬ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА

Нестабильность ствола при бурении и заканчивании скважин приводит к возникновению широкого спектра проблем:

Большие моменты и осевые нагрузки

Закупоривание и засыпку ствола

Прихваченные в скважине трубы

Затруднённое управление проводкой

Уменьшение скорости проводки

Высокая стоимость буровых растворов

Повреждения цементажа

Сложности получения и интерпретации каротажных данных

Потери циркуляции

Модель устойчивости ствола даёт возможность выполнить анализ механической и химической устойчивости вертикальных и наклонно-направленных скважин и может использоваться до начала работ на буровой. Для прогнозирования устойчивости ствола и определения интервалов устойчивости удельного веса бурового раствора и давлений в скважине применяется линейная поро-пластическая модель. Пользователь может также выполнять анализ устойчивости по критическим параметрам и определять распределение напряжений.

6.1 Ввод данных

6.1.1 Проект Страница ввода данных "Проект" для моделирования устойчивости ствола аналогична другим типовым страницам DrillNET. См. раздел 3.2.1.

6.1.2 Каротаж Данная страница ввода данных для моделирования устойчивости ствола аналогична другим типовым страницам DrillNET. См. раздел 3.2.2.

6.1.3 Порода Данная страница ввода данных для моделирования устойчивости ствола аналогична другим типовым страницам DrillNET. (См. раздел 3.2.5.). Тем не менее, есть существенные отличия. Для устойчивости ствола вводятся дополнительные данные, отсутствующие в других моделях, а именно данные о породе. Например, верхняя таблица содержит данные для анализа гидравлики при нормальной циркуляции; в нижней таблице необходимо ввести дополнительные параметры для моделирования Устойчивости ствола.

Параметры в таблице данных типичного пласта

ГЛАВА 6: МОДЕЛЬ УСТОЙЧИВОСТИ СТВОЛА



Параметры в таблице данных пласта для моделирования устойчивости ствола

Параметры породы

Если значения плотности неизвестны, можно воспользоваться следующим эмпирическим правилом для приближенных расчётов: значения от 1.0 до 1.1 кв. дюйм/фт являются хорошим приближением для градиента вертикального напряжения. В тектонически неактивных областях, таких, как молодые дельтанические осадочные залежи, эффективные горизонтальные напряжения имеют тенденцию быть постоянными и связаны с вертикальными напряжениями через коэффициент Пуассона следующим образом:

ffVminHmaxH pp1

Ниже приводится таблица градиентов горизонтальных напряжений для некоторых площадей интенсивного бурения в предположении нормальных поровых давлений и при значении коэффициента Пуассона = 0.25.

Зона бурения Горизонтальное напряжение (psi/ft)

Западный Техас 0.622 Мексиканский залив 0.643 Северное море 0.635 Малайзия 0.628 Дельта Маккензи 0.628 Западная Африка 0.628 Анадырьский бассейн 0.622 Скалистые горы 0.624 Калифорния 0.626

Азимут максимального горизонтального напряжения. Это угол между направлением на север и направлением максимального горизонтального напряжения (см. рисунок). Измерение угла производится по часовой стрелке.

Утилиты измерения в разворачивающихся меню

Кликните правой кнопкой мышки на Таблице данных породы для доступа к меню. В дополнение к стандартным параметрам таблицы (см. раздел 3.2.5) в меню "Оценка" представлены несколько утилит для введения дополнительных данных в таблицу.

1. Оценка порового давления – определяет поровые давления на основе постоянного градиента / плотности флюида или эмпирических данных, полученных в различных зонах бурения по всему миру. Откройте утилиту, кликнув правой кнопкой мышки. Выберите градиент из выпадающего меню для существующих зон, или введите значение постоянной градиента флюида или постоянной плотности

West

South

North

East

Vertical H max

Azimuth of H max



флюида. Кликните [Вычислить] для отображения в таблице соответствующего значения распределения порового давления. Для экспорта данных в главную таблицу формации кликните [Применить].

2. Оценка горного давления – горное давление определяется по значению постоянного градиента / плотности флюида или с помощью эмпирических уравнений (Амоко, Бэлл, Итон, Гарднер или Пеннебэйкер). Выберите величину постоянного градиента / плотности флюида или уравнение. Уравнения Итона и Гарднера применяются к различным зонам бурения. Некоторые уравнения требуют введения дополнительных параметров. После того, как все величины введены, кликните [Вычислить] для отображения в таблице соответствующего значения распределения пластового давления. Для экспорта данных в таблицу параметров породы кликните [Применить].

3. Оценка максимального горизонтального напряжения – определяет максимальное горизонтальное напряжение на основании значения постоянного градиента, среднего горного напряжения и минимального горизонтального напряжения, постоянного тектонического эффекта или постоянного процента анизотропии. В утилите выберите постоянное значение или укажите на выбор среднего горного давления и минимального горизонтального напряжения. Кликните [Вычислить] для отображения в таблице соответствующего значения распределения минимального горизонтального напряжения. Для экспорта данных в основную таблицу параметров пласта кликните [Применить].

4. Оценка минимального горизонтального внутрипластового напряжения – определяет минимальное горизонтальное напряжение по значению постоянного градиента; используя метод оценки (по коэффициенту напряжения породы, критерию Пуассона, или по углу внутреннего трения); или с помощью эмпирического уравнения (Кристманаi, Итонаii, Хубберта-Уиллисаiii, Макферсонаiv-Бэрри, Мэтью-Келли или Пеннбэйкера). Выберите опцию расчета по значению постоянного градиента / плотности флюида или с помощью уравнения. Уравнения Итона и Мэтью-Келли применяются к различным зонам бурения. Некоторые уравнения требуют введения дополнительных параметров. Кликните [Вычислить] для отображения в таблице соответствующего значения распределения минимального горизонтального напряжения. Для экспорта данных в таблицу параметров породы кликните [Применить].

5. Оценка геотермальной температуры – позволяет определить профиль температуры по значениям температуры на устье и геотермального градиента, которые указываются пользователем.

В описанных выше меню/окнах оценки параметров после выбора моделей и ввода (выбора) необходимых параметров кликните [Вычислить] для заполнения таблицы в соответствующем окне. После проверки данных вы можете экспортировать все данные в таблицу параметров породы, кликнув [Применить]. Выберите команду [отменить], чтобы закрыть окно оценки и вернуться в таблицу параметров породы, не внося изменений.




6.1.4 Общая страница

1) Таблица свойств породы. В данной таблице перечислен ряд свойств породы по глубине вдоль ствола скважины. Следует отметить, что нет необходимости перечислять данные для всех пород от устья до забоя Укажите только пласты, которые вам необходимы для данного проекта. В верхней части таблицы введите величину вертикальной глубины первого пласта, как показано в таблице.

Коэффициент Пуассона. Для уплотнённых осадочных пород значения этого коэффициента находятся в интервале от 0.18 до 0.27 (см. Таблицу).

Коэффициент Пуассона

Предел прочности на разрыв

Сланец 0.20–0.47 (пси) (МПа) Алеврит 0.25 Сланец 14.5–1450 0.1–10 Известняк 0.16–0.23 Алеврит N/A N/A Песчаник 0.17–0.3 Известняк 725–2900 5–20 Песчаник 522–3626 3.6–25

Предел прочности на разрыв. Типовые значения предела прочности на разрыв для обычных пород приведены в вышеуказанной таблице. Обычно, предел прочности на разрыв породы не оказывает значительного влияния на устойчивость ствола.

Угол внутреннего трения. Взаимосвязь между прочностью сцепления, прочностью одноосного сжатия и углом внутреннего трения задаётся уравнением:



Wellbore Wall

Collapse Area

sin1

cosS2C 0

0

где C0 – прочность при одноосном сжатия и S0 - сцепление.

Угол внутреннего трения (град.) Сланец 15–65 Алевролит 50.2 Известняк 35–60 Песчаник 20–70

Прочность при сжатии / сцеплении. Отношение между прочностью сжатия, углом внутреннего трения и сцеплением задаётся приведённой выше формулой. Требуется задать значение только одной из двух прочностей (сцепления или одноосного сжатия). Пользователь должен выбрать один из этих параметров и ввести соответствующее значение. Типовые значения представлены в таблице.

Тип породы Сцепление Одноосное сжатие

(ф/кв.дюйм) (Мпа) (ф/кв.дюйм) (МПа) Сланец 41–2901 0.28–20 691–32,927 2–227 Алевролит 725 5 3626–5512 25–38 Известняк 493–7253 3.4–50 6910–37,569 20–259 Песчаник 12–5947 0.08–41 73–37,279 0.5–257

Допустимая ширина зоны обрушения представляет круговой угол допустимой области обрушения стенок ствола. Принцип основывается на том, что изолированная зона потери устойчивости при сжатии (=0) необязательно ведёт к потере устойчивости ствола. Обычно принимает значения не превышающие 90. Если радиус обрушения не уточнён, используется нулевое значение этого параметра.

Коэффициент поро-пластичности Байота определяется по формуле:

SK

K1

где K и Ks модули объемной упругости монолитного каркаса пласта и межпорового материала соответственно. Значения этого коэффициента лежат в интервале от 0 до 1. Согласно работам Невилла Прайса, для большинства скальных пород коэффициент Байота находится в интервале от 0.95 до 0.97. По умолчанию программа использует значение 0.96.

Активность сланца, или водная активность сланца, может интерпретироваться как "миграция" поровых флюидов в сланце, и определяться отношением фугитивности воды в сланце к фугитивности чистой воды. В таблице приведены величины водной активности для некоторых сланцев.

Тип сланца Водная

активность Коэффициент активности

Пьер 0.96 4.5 Веллингтон 0.96 4.5 Плейстоцен (GoM) 0.89 3.7 Олигоцен 0.88 3.6 Меловой период (Северное море) 0.80 2.8 Меловой период (Север США) 0.72 2.1 Киммеридж (Северное море) 0.62 1.4




КПД мембраны. Высококомпактные сланцы большим содержанием глины могут образовывать при контакте с водой неидеальную полупроницаемую мембрану, пропускающую воду и, в меньшей степени, гидратные растворы. Мембрана создаёт осмотическое давление, отличное от расчётного давления для идеальной полупроницаемой мембранной системы. КПД мембраны, т.е. эффективность полупроницаемой (неидеальной) мембраны, определяется формулой:

0

vJpredictedosmotic

observedosmotic

P

P

где Jv поток раствора через мембрану. Полученные результаты варьируются от 0.01 до 0.2. Параметры бурового раствора и сланца влияют на эффективность мембраны.

2) Выбор зоны. Выберите диапазон глубины по стволу (Lc) для текущего расчёта. Результаты, полученные при расчёте на различных глубинах, будут выведены для заданных пользователей интервалов глубины. Нижний предел является также начальным значением глубины по стволу в окнах определения удельного веса безопасного бурового раствора (см. разделы 6.3.2 и 6.3.3). Фактическая вертикальная глубина верхнего и нижнего пределов определяется автоматически.

3) Условия бурения. Выберите опцию «Проницаемая глинистая корка» для стволов с проницаемой коркой и не включайте эту опцию для стволов, в которых корка предполагается непроницаемой. Для стволов с проницаемой коркой требуется ввести значение постоянной Байота .

Концентрация соли. Водная активность бурового раствора может интерпретироваться как "миграция" воды в буровом растворе, и определяться отношением фугитивности воды в буровом растворе к фугитивности чистой воды. Значения концентрации и водной активности раствора находятся в обратно пропорциональной зависимости.

В таблице приведены значения водной активности для некоторых солевых растворов (из Хейл и Моуди / Hale and Mody (1993v)).

Сол. Конц. (%) w/w

Водная активность CaCl2 NaCl KCl

0 1.00 1.00 1.004 0.99 0.98 0.986 0.98 0.97 0.978 0.97 0.95 0.97

10 0.95 0.93 0.9612 0.93 0.92 0.9614 0.91 0.90 0.9316 0.89 0.88 0.9218 0.86 0.85 0.9120 0.83 0.83 0.8922 0.80 0.80 0.8824 0.76 0.78 0.8626 0.72 0.75 0.8428 0.6830 0.6432 0.5934 0.5536 0.5038 0.4440 0.39

4) Опции расчёта. Критерий Моора-Колумба используется для определения момента разрушения породы при сжатии. Критерий может быть записан в терминах главных напряжений:



sin1

cosS2p

sin1

sin1p 0

f3f1

где и S0 - угол внутреннего трения и прочность сцепления породы соответственно. Второй член выражает прочность породы при одноосном сжатии.

Критерий Друкера-Праджера выражен в терминах главных напряжений:

foct0oct pm

где 0 и m параметры породы. По определению:

3

213

232

221

oct

,

3321

oct

При использовании данного критерия выберите один из трёх параметров:

внутреннийSm

среднийSm

внешнийSm

200

2

00

00

sin39cos6,sin39sin6

sin3cos22,sin3sin22

sin3cos22,sin3sin22

Основное свойство критерия Моора-Кулона заключается в нечувствительности этого критерия по отношению к промежуточной компоненте напряжения. Критерий Друкера-Праджера характеризуется отсутствием диссеметрии. Из четырёх критериев, внутренний и средний критерии Друкера-Праджера являются наиболее консервативными и дают аналогичные результаты. Внешний критерий Друкера-Праджера менее консервативный. Таким образом, критерий Моора-Кулона рекомендуется как наиболее реалистичный.

Нижний предел удельного веса безопасного бурового раствора. В большинстве случаев (например, при бурении на репрессию), инженеры предпочитают поддерживать давление бурового раствора выше, чем поровое давление. Поэтому значение порового давления почти всегда используется как нижний предел удельного веса безопасного бурового раствора. При бурении при пониженном давлении, или в том случае, если инженеры хотят видеть чисто математическое решение, выберите “none” для задания значения нижнего предела.

Верхний предел удельного веса безопасного бурового раствора. Данный параметр был введен по предложению предыдущих пользователей. Большинство инженеров считают, что давление бурового раствора не должно превышать давление гидроразрыва пласта (значение которого часто предполагают равным или близким к минимальному горизонтальному напряжению). Это значение может использоваться как своеобразный коэффициент безопасности, т.к. значение максимального безопасного удельного веса бурового раствора, получаемое в соответствии с законами механики горных пород, может оказаться слишком большим.

6.2 Результаты моделирования Главное окно результатов моделирования содержит три подокна:

1. «Результаты» – отображает значения основных входных параметров и результатов моделирования;

2. «Графики/таблицы» - представляет собой типовое многофункциональное окно результатов моделирования, в котором можно отображать один или несколько графиков по выбору пользователя (см. раздел 3.3). Здесь можно выводить графики порового давления, горного напряжения, минимального и максимального горизонтальных напряжений. Пользователь имеет возможность отменить или добавить вывод графиков этих параметров с помощью команды “Установки модели” в меню «Опции» главного входного окна до начала моделирования.




3. «Диаграмма устойчивости» – это многопараметрическая диаграмма для графического отображения наиболее важных результатов моделирования устойчивости ствола скважины. Слои породы выделены на диаграмме различным фоном с указанием названия соответствующей породы. Траектория скважины отображается в осях «вертикальная глубина / горизонтальное отклонение», что позволяет видеть влияние зенитного угла. Параметры породы (угол трения, сцепление, предельное напряжение разрыва), пластовое давление, локальные напряжения, направление максимального горизонтального напряжения и допустимый удельный вес бурового раствора отображаются в виде графиков как функции вертикальной глубины. С помощью этой диаграммы можно видеть влияние угла отклонения и параметров породы на удельный вес безопасного бурового раствора.

6.3 Специальные функции

6.3.1 Панель инструментов Для модели «Устойчивость ствола» выводится специальная панель инструментов, которая включает:

«Анализ чувствительности». Открывает окно анализа чувствительности (см. раздел 6.3.2), в котором можно оценить влияние каждого основного входного параметра на допустимый удельный вес бурового раствора при изменении выбранного параметра в заданном пользователем интервале и при фиксированных значениях остальных входных параметров.

«Анализ для заданной глубины». Открывает окно опции анализа устойчивости ствола на заданной глубине, которая дает возможность получить детальные результаты моделирования устойчивости ствола в определенной точке траектории (см. раздел 6.3.3).



6.3.2 Окно анализа чувствительности Окно анализа чувствительно является вторичным окном, которое предназначено для анализа влияния на результаты моделирования изменения значения каждого входного параметра при фиксированных значениях

остальных входных параметров. Это окно открывается с помощью пиктограммы или при выполнении команды “Анализ чувствительности” в меню «Инструменты».

В окне анализа чувствительности определяется допустимый удельный вес бурового раствора на заданной глубине. Область допустимых значений удельного веса БР (т.е. бурового раствора, который будет обеспечивать устойчивость ствола) отображается зеленым цветом в декартовой системе координат, в зависимости от изменения зенитного угла в интервале 0–90º. Значения параметров задаются в трех подокнах, обозначенных закладками: «Поровое давление», «Локальные напряжения», «Параметры породы». Пользователь имеет возможность изменить значение любого из этих параметров на каждой странице с помощью стрелок в правой части поля каждого параметра . После введения каждого изменения программа пересчитывает удельный вес безопасного бурового раствора и обновляет диаграмму. С помощью кнопки “Возврат” можно отменить сделанные изменения параметров и восстановить все значения, принятые по умолчанию, т.е. значения, которые введены пользователем на странице «Порода» главного входного окна.

Анализ чувствительности – страница 1




Анализ чувствительности – страница

С помощью опции анализа чувствительности пользователи могут быстро определить степень влияния выбранного входного параметра или опции на изменение интервала удельного веса безопасного бурового раствора, причем удельный вес безопасного БР может выводится на диаграмме как функция зенитного или азимутального угла. Это значительно облегчает проектирование ствола скважины.

6.3.3 Окно анализа устойчивости на заданной глубине В данном окне выполняется определение удельного веса безопасного бурового раствора для определенного значения глубины. Интервал безопасного УВБР отображается на графике в декартовой системе координат как функция зенитного угла и выводится в табличном виде. Здесь представлена более детальная информация для определенного значения глубины, чем в окне анализа чувствительности (см. раздел 6.3.2).

Область между зеленой и синей кривой на графике показывает значения удельного веса безопасного раствора при изменении зенитного угла в интервале 0–90º. Значения параметров могут быть изменены для оценки влияния на область значений безопасного УВБР. Значения параметров вводятся на трех страницах данного окна, которые обозначены закладками «Общие», «Поровое давление/локальные напряжения», «Параметры». Для изменения значения параметра надо кликнуть на поле выбранного параметра и ввести новое значение. Для обновления диаграммы и таблицы после изменения значений каких-либо параметров кликните на кнопку [Вычислить].



Анализ единичной глубины – страница 1






Данная утилита предназначена для получения более детальной информации по допустимому удельному весу бурового раствора при заданной глубине. Пользователь может использовать в качестве входных параметров для данной утилиты значения входных параметров проекта или же ввести новые данные. Следовательно, эта утилита может быть использована в качестве независимого инструмента анализа устойчивости ствола на заданной глубине.

i Christman, S. (1973). Offshore fracture gradients. Journal of Petroleum Technology, pages 910–914. ii Eaton, B. A. (1969). Fracture gradient prediction and its application in oilfield operations. Journal of Petroleum Technology, pages 1353–1360. iii Hubbert, M. K. and G., W. D. (1957). Mechanics of hydraulic fracturing. Society of Petroleum Engineers Journal, Transactions of AIME, 210:153–168. iv MacPherson, L. A. and Berry, L. N. (1972). Prediction of fracture gradients. Log Analyst, 12. v Hale, A.H. and Mody, F.K., 1993: “Mechanism for Wellbore Stabilization With Lime-Based Muds,” SPE/IADC 25706, presented at 1993 SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 23–25.


777. МОДЕЛЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРАЕКТОРИЙ

Несмотря на простоту использования «Модели проектирования траекторий», она является сложным программным приложением для расчета геометрии ствола скважины. В данной модели происходит обработка данных по траектории, в том числе: ввод и редактирование параметров геометрии, планирование и проектирование траектории скважины. При помощи данной модели можно: (1) рассчитывать плоскую или пространственную траекторию скважины любой сложности на стадии планирования, (2) проектировать траекторию скважины с целью определения возможности достижения целевого пласта с использованием имеющихся КНБК, (3) определять ТНЗУ для вскрытия проектных горизонтов, (4) оценивать соответствие траектории скважины нормативным или указанным границам, и (5) распечатывать/создавать графики для суточных сводок (включая проекции траекторий скважины).

7.1 Окна ввода данных

7.1.1 Окно данных проекта Окно данных проекта для «Модели проектирования траекторий» отличается от обычного окна проекта программы DrillNET (см. раздел 3.2.1). Здесь для доступа к данным проекта используется пиктограмма в главном окне «Модели проектирования траекторий»; данные проекта открываются в отдельном окне. Окно "Данные проекта" содержит две страницы: "Траектории" и "Общие".

Страница "Траектории"

Со страницы "Траектории" можно управлять всеми открытыми траекториями, которые могут использоваться в проекте в качестве первого этапа для построения следующих интервалов или для сравнения с другими траекториями. В данную таблицу можно ввести до 30 различных траекторий.

Проектируемая траектория

Одна траектория должна быть выбрана в качестве проектируемой траектории. Для этого укажите ее в колонке "Проект". Данные по этой траектории будут занесены в таблицу геометрии окна проекта, а ее

ГЛАВА 7: МОДЕЛЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРАЕКТОРИЙ


последняя точка будет использоваться в качестве начальной точки при построении следующего интервала в окне проектирования (см. 7.1.2).

Активные траектории

Выбранные активные траектории будут выводиться на двух- и трехмерных диаграммах вместе с проектной траекторией. Если в таблице траектория не отмечена в качестве активной, то она останется в таблице, но не будет показываться на диаграммах.

Траектории из БД Галакси

Если в столбце "Из БД Галакси" указать , то появится возможность доступа к проектам скважин DrillNET БД Галакси (см. раздел 22.1). После выделения третьей колонки, колонка 4 ("№ скв.") и колонка 5 ("Назв. траект.") станут выпадающими списками, в которых можно выбирать любые траектории, имеющиеся в данный момент в базе данных (примечание: редактирование БД Галакси из этого окна невозможно).

Импорт траекторий

Если строка в колонке "Из БД Галакси" не выделена, то можно импортировать новую траекторию из файла геометрии. В таблице траекторий сначала необходимо выбрать опцию "Акт." в следующей открытой строке. Затем кликните [Импорт…] внизу страницы для импортирования данных из существующих файлов геометрии (форматы *.SDI, *.TXT или *.XML). Данные будут импортированы в текущую активную строку таблицы (в точке расположения курсора). Более подробная информация об опциях импорта файлов геометрии приведена в разделе 3.2.2.

Определение новых траекторий

Для определения новой траектории включите опцию "Акт." в следующей открытой строке таблицы траекторий. Затем введите данные в эту строку, включая название траектории и начальные координаты. Включите опцию "Проект", если необходимо использовать данные начальные координаты в качестве начала следующего проектируемого интервала.

Просмотр и экспорт траекторий

Нажмите [Вид…] для просмотра текущих выбранных траекторий в отдельном окне. Редактирование данных геометрии из этого окна невозможно.

Предусмотрена возможность экспорта данных геометрии в файлы с расширением *.SDI или *.XML с использованием команды [Экспорт…]. Файлы геометрии в формате MTI (файлы *.SDI) открываются с помощью ПО MTI на платформе Visual Basic 6.

Боковые стволы

Функция "Бок. ствол..." используется для отсечения части существующей траектории в определенной точке. Сначала необходимо выделить необходимую траекторию нажатием на соответствующую строку. Потом нажмите [Бок. ствол…] для открытия окна "Боковые стволы" (см. ниже).




Укажите глубину отсечения в поле "Бок. ствол на Lc:". Данные геометрии ствола, показанные в таблице, можно автоматически отсечь под необходимую глубину бокового ствола.

Для отмены этого действия, то есть для получения первоначальной геометрии ствола, нажмите [Возврат]. Чтобы закрыть окно боковых стволов без сохранения изменений, нажмите [Отмена]. Для экспорта укороченной геометрии на страницу "Траектории" окна "Данные проекта" нажмите [Примен.]. Укажите измененную геометрию как проектную в колонке "Проект", чтобы использовать ее в качестве начальной точки для построения нового интервала скважины.

Страница "Общие"

На странице "Общие" выводится информация о проекте вместе с координатами одного или нескольких проектных горизонтов, через которые должна проходить траектория ствола скважины. «Информация о проекте» сохраняется и отображается на других страницах проекта. Здесь же можно заполнить таблицу «Цели». Допускается хранение данных о нескольких целях для лучшей организации проекта. Имеющиеся цели будут выводиться в виде списка в выпадающем поле в окне проектирования (см. раздел 7.1.2) для обеспечения оперативного поиска и выбора. Данные по обсадной колонне (ОК) извлекаются из типового окна "Ствол" (см. раздел 3.2.4) и отображаются здесь в качестве комментария для проектируемой траектории. Данные по обсадной колонне в этом разделе не редактируются.



7.1.2 Окно проектирования Окно проектирования — это основное окно DrillNET для создания простых и сложных траекторий скважин. Здесь нет вкладок, разделяющих страницы.




1) Текущая начальная точка. Здесь автоматически выводятся координаты начальной точки следующего интервала траектории скважины. После проектирования каждого интервала конечная точка этого интервала автоматически становится начальной точкой следующего интервала. Эти координаты не редактируются пользователем, на что указывает желтый фон ячеек

Координаты начальной точки для новых траекторий

При создании новой траектории скважины начальные координаты первого интервала будут равны нулю для всех значений по умолчанию. Если для новой скважины требуются начальные координаты, отличные от нуля, их можно ввести в окне данных проекта (см. раздел 7.1.1). Введите в этом окне название новой траектории и укажите координаты начальной точки. После закрытия окна данных проекта, траектория, выделенная как проектируемая, будет выведена в окне проектирования.

Добавление новых секций к существующей траектории

Для добавления к существующей траектории нового интервала сначала откройте окно данных проекта и введите в таблицу существующую траекторию, выбрав ее из БД Галакси или импортируя из файла геометрии. Любая траектория, отмеченная как проектная в окне данных проекта, может быть использована для добавления к ней нового интервала, причем конечная точка этой траектории автоматически устанавливается как начальная точка следующего интервала.



2) Профили для построения траекторий. В развертывающемся поле "Профиль" есть несколько мощных инструментов для проектирования. Предлагаемые для проектирования траекторий профили делятся на две категории: двух- и трехмерные.

Для построения двухмерных (с постоянным азимутом) траекторий скважин предоставляется четыре типа профилей: (1) J- профиль, (2)S-профиль, (3)тангенциальный профиль и профиль с постоянным темпом набора (4). Профиль с постоянным темпом набора используется для проектирования интервала траектории с неизменным радиусом набора кривизны. Для построения этого профиля следует выбрать параметр, по которому определяется цель: глубину по стволу (Lс), зенитный угол (ЗУ) или глубина по вертикали (Lв). Следующим шагом надо ввести темп набора зенитного угла (ТНЗУ).

Для трехмерных (с изменяющимся азимутом) траекторий скважин представлены пять типов профилей: (1) постоянный темп набора, (2) только дуга, (3) дуга и стабилизация, (4) дуга, стабилизация и дуга и (5) дуга при заданной глубине конечной точки (посадка на заданной глубине).

Определение профилей

Для активирования окна "Параметры профилей" нажмите пиктограмму ? , находящуюся около выпадающего поля "Выбрать". Здесь приводятся параметры, которые требуются для задания профиля. Для просмотра геометрии профиля и соответствующих каждому профилю параметров кликните на названии инструмента в верхнем левом углу окна.

Расшифровка сокращений:

АзУ = Азимутальный угол

ТНЗУ = Темп набора зенитного угла

ИИ = Интенсивность искривления (совокупное изменение направления по ЗУ и АзУ)

ГС = Горизонтальное смещение

ЗУ = Зенитный угол

L = Глубина

Lс = Глубина по стволу

УУО = Угол установки отклонителя

ТНАз = Темп набора азимутального угла (скорость разворота)

Lв = Глубина по вертикали

ВС = Вертикальное сечение




3) Панель просмотра траектории скважины. После задания параметров профиля для интервала траектории и выполнения алгоритма моделирования проекции новой траектории отображаются на двух графиках. На левом графике представлена горизонтальная проекция траектории. Эта проекция показывает вид сверху на траекторию (поэтому здесь нет информации по глубинам). Вертикальное сечение представлено на графике справа. Это - проекция траектории на вертикальную плоскость с заданным азимутом, который по умолчанию принимается равным проектному значению азимута конечной точки. Установленный по умолчанию угол азимута вертикального сечения определяется путем построения вертикальной плоскости, проходящей через начальную и конечную точки траектории.

Чтобы выбрать другое значение угла азимута, нужно выполнить в выпадающем меню команду “АзУ сечения” и выбрать опцию “Другой…”. Новое значение угла азимута отображается в поле заголовка графика вертикального сечения.

Редактирование графиков проекций

Графики горизонтальной проекции и вертикального сечения можно копировать, распечатывать и открывать в отдельном окне для удобства просмотра. Для открытия меню «Редактирование» щелкните по графику правой клавишей мышки. Для открытия нового окна для удобства просмотра выберите в этом меню команду "Вывод в отдельном окне". Команды этого меню описаны в разделе 3.4.

4) Графики горизонтальной проекции и вертикального сечения можно копировать, распечатывать и открывать в отдельном окне для удобства просмотра. Для открытия меню «Редактирование» щелкните по графику правой клавишей мышки. Чтобы открыть новое окно для удобства просмотра, выберите в меню команду "Вывод в отдельном окне". Команды данного меню описаны в разделе 3.4.

5) Существующие цели. Если в окне данных проекта (в таблице "Цели" страницы "Общее", раздел 7.1.1) задан один или более набор координат целей, данные цели будут доступны пользователю в выпадающем списке. При выборе цели из списка координаты данной цели записываются в



соответствующие поля. Данная опция упрощает выбор и сравнение большого количества рассматриваемых целей. Из списка целей можно выбрать цели, необходимые для работы с конкретным проектом.

6) Параметры проектируемых профилей. В эти поля вводятся основные параметры геометрии траектории скважины. Необходимые для построения профиля параметры зависят от типа выбранного профиля (см. ). Для двухмерных профилей два геометрических параметра выбираются в качестве неизвестных. Для оставшихся параметров пользователь должен ввести значения (можно указывать приблизительные значения задаваемых параметров). DrillNET будет изменять параметры, отмеченные пользователем как неизвестные, пока решение не будет найдено.

После ввода всех необходимых параметров профиля

нажмите пиктограмму для построения интервала скважины. Если для заданных пользователем значений решение не удается найти, появится сообщение "Нет решения для введенных значений параметров". В этом случае измените значения задаваемых параметров профиля - и снова нажмите

. Для просмотра параметров, из-за значений

которых решение не может быть найдено, нажмите пиктограмму для открытия окна "Мастер проектирования" (см. раздел 7.2.2).

Примечание: для отмены созданного интервала можно нажать пиктограмму . С помощью этой функции можно делать попытки моделирования с использованием различных комбинаций параметров.

7) Таблица геометрии проекта. В таблице геометрии проекта содержатся параметры траектории, создаваемой в процессе проектирования. Таблица содержит параметры геометрии для точек существенного изменения характера траектории или начала/окончания интервалов набора угла. После создания каждого нового интервала проектируемой траектории точки этого интервала добавляются к таблице. Для детального просмотра и редактирования параметров геометрии используйте опцию "Редактировать геометрию" (см. раздел 7.2.7), которая вызывается щелчком правой кнопкой мыши по таблице.

Таблица содержит данные для каждой точки в 12 колонках и колонку для замечаний. Для просмотра всех колонок используйте линейку горизонтальной прокрутки. Данные в этой таблице не редактируются (за исключением правой крайней колонки "Замечания").

Меню редактирования таблицы параметров геометрии

Для открытия данного меню кликните правой кнопкой мыши по таблице и выберите необходимую команду. При этом команды редактирования таблицы будут недоступны. Для редактирования параметров геометрии необходимо выполнить команду "Редактировать геометрию".


2. Команда "Печать…" производит печать текущей таблицы данных. В окне настроек печати можно выбрать один из установленных принтеров.

3. Команда "Просмотр ..." открывает окно для просмотра выводимой на печать таблицы. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить график на принтер, кликнув на пиктограмме вывода на печать. Используется установленный по умолчанию принтер.




4. Команда "Вывод в отдельном окне" открывает новое окно, в котором содержится только текущая таблица с данными. Пользователь может развернуть это окно с помощью пиктограммы , чтобы видеть одновременно большее число строк без использования горизонтальной прокрутки.

5. "Удалить ниж. часть траектории…" открывает окно, в котором можно вырезать (удалить) нижнюю часть траектории скважины для проектирования боковых стволов. См. раздел 7.2.6.

6. Команда "Редактировать геометрию" открывает окно со всеми параметрами геометрии. В этом окне можно редактировать все желаемые параметры геометрии. См. раздел 7.2.7.

7. "Экспорт…" позволяет сохранить геометрию, отображаемую в таблице геометрии, в формате отдельного файла проекта DrillNET (*.XML) или в формате файла геометрии Petris (*.SDI) для возможности импортирования в другие проекты DrillNET или ПО Petris.

Посекционное проектирование траектории

Для выполнения полного проекта в несколько этапов введите данные по начальным/ конечным точкам на странице проектирования. Для создания следующей секции нажмите пиктограмму

. Точки геометрии будут добавляться ниже уже имеющихся точек в таблице, т. е. секции траектории будут "свинчиваться" друг с другом. Для удаления последней созданной секции траектории из таблицы можно нажать "Отменить" .

7.2 Результаты/Специальные приложения

7.2.1 Пиктограммы При выборе Модели проектирования траекторий выводятся специальные пиктограммы панели инструментов. Они отображаются с правой стороны панели инструментов:

Данные проекта. Открывается окно данных проекта (см. раздел 7.1.1) для ввода основных данных по проекту и для выбора траекторий для отображения.

Проектирование. Рассчитывается новая секция траектории на основе текущих входных параметров. Полученные результаты отображаются в таблице геометрии в нижней части окна проектирования.

Отменить. Удаляет последнюю спроектированную траекторию из таблицы и возвращает предыдущие настройки в окне проектирования. Работает только после проведения расчетов путем нажатия кнопки "Проектирование".

Повторить расчет. Восстанавливает предыдущую удаленную траекторию. Работает только после проведения всех расчетов, нажатия кнопки "Проектирование" и удаления с помощью кнопки "Отменить".

Мастер Проектирования. Мастер (см. раздел 7.2.2) представляет собой удобный графический инструмент для определения тех параметров, которые не позволяют провести результативный расчет траектории скважины. В большинстве случаев первые попытки расчета траектории не дают решения независимо от значений, присваиваемых компьютером неизвестным параметрам. Если получение решения для введенных пользователем параметров профиля невозможно, то после нажатия клавиши "Проектирование" появится сообщение "Нет решения для введенных значений параметров". Для быстрого поиска параметров, препятствующих результативному моделированию траектории, откройте функцию "Мастер" и измените длины сегментов, смещение конечной точки и т. д. для определения параметров (относительно близких к приемлемому решению) проектируемого профиля, при которых решение будет возможно.

Трехмерный (3М) график. Открывает окно 3М графика (см. раздел 7.2.2) для просмотра текущей траектории вместе со всеми другими траекториями, выбранными в настоящий момент в окне данных проекта.



Пример. Автоматически заполняет набор входных значений для иллюстрации типов траекторий скважин. После выбора типа профиля из выпадающего меню кликните по пиктограмме "Пример" для ввода значений, а затем "Проектирование" для создания примера траектории скважины.

Специальные приложения. Открывает специальное окно (см. раздел 7.2.4) с набором опций для (1) проектирования плоской траектории, проходящей через несколько заданных точек, и (2) проектирования плоской траектории, проходящей через наклонные пласты.

Оценка параметра. Открывает вспомогательное окно утилиты "Оценка параметра" (см. раздел 7.2.5) для расчета ТНЗУ, УУО и других основных параметров. Пользователю здесь предлагается несколько различных утилит.

7.2.2 Окно трехмерного вида траекторий После проектирования интервала скважины и моделирования траектории новую траекторию скважины можно просматривать в различных графических форматах. Существует специальная опция 3М Вид, для включения которой используется пиктограмма . При использовании данной опции траектория скважины отображается внутри изометрического куба с проекциями на плоскости СЮг и ВЗ. На данном графике можно просмотреть до 30 различных траекторий. Каждая траектория, указанная как "Активная" в окне данных проекта (см. раздел 7.1.1), отображается и маркируется на графике.

Для удобства просмотра траекторий куб можно вращать. Для вращения куба вокруг вертикальной оси используется нижняя полоса прокрутки, вращения куба вокруг горизонтальной оси - правая.

Меню редактирования графика

Пользователь может различными способами сохранять, выводить на печать и редактировать график, используя команды всплывающего меню. Для вызова меню наведите курсор на область графика и нажмите правую клавишу мыши.

1. Команда "Сохранить…" позволяет сохранить текущий график с возможностью открытия его в других приложениях. Сохранить график можно в нескольких форматах (gif, jpg, wmf и




т. д.).

2. Команда "Печать…" выводит на печать только текущий график. Во всплывающем окне настроек печати можно выбрать один из установленных принтеров.

3. Команда "Просмотр ..." открывает окно для просмотра выводимой на печать таблицы данных. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить график на принтер, кликнув на пиктограмме вывода на печать. Используется установленный по умолчанию принтер.

4. С помощью команды "Копировать" текущий график копируется в буфер промежуточного обмена Windows.

5. Функция "Добавить текст" выводит поле для ввода текста внутри графика с возможностью изменения положения и размеров. Чтобы добавить текст, кликните по новому текстовому полю. Для форматирования текста кликните правой клавишей мыши по полю для ввода текста. Для изменения размеров поля наведите курсор на границы поля и передвиньте в нужном направлении. Курсор изменяет свою форму при выполнении каждого действия: перемещает поле, увеличивает/уменьшает размер поля снизу и увеличивает/уменьшает размер поля справа.

6. Команда "Удалить текст" удаляет текущий текст из поля графика.

7. Команда "Вывод в отдельном окне…" является неактивной в этой опции.

8. Команда "Закрыть" дает возможность скрыть или сделать видимыми определенные траектории. Для этого необходимо сделать выбор из списка имеющихся в наличии траекторий, который открывается при выполнении данной команды.

9. Команда "Внимание на" позволяет выделить на графике одну из имеющихся траекторий. При этом все другие траектории будут показаны как неактивные (серые кривые).

10. Пункт "Опции" открывает подменю с различными командами и опциями для изменения вида графика геометрии. Пользователь может выбрать или отменить каждую опцию, кликнув мышкой по ее названию.



11. Команда "Вращение вокруг вертикальной оси" обеспечивает вращение куба на один оборот вокруг его вертикальной оси. (Примечание: куб может вращаться с определённым шагом, при нажатии на линейку прокрутки).

12. Команда "Вращение вокруг горизонтальной оси" вращает куб на один оборот вокруг его горизонтальной оси.

7.2.3 Мастер проектирования траекторий Мастер проектирования траекторий используется для определения приемлемых проектных параметров для построения выбранного профиля траектории с использованием инструментов плоского проектирования

(см. раздел 7.1.2). Для открытия окна мастера нажмите пиктограмму . Примечание: мастер является двухмерным инструментом, и поэтому доступен не для всех проектов траекторий. Если мастер недоступен,

то пиктограмма будет отображаться в неактивном режиме ( ).

При создании новых интервалов траектории в окне проектирования иногда случается, что первый набор введенных пользователем параметров (включая длины интервалов, значения ТНЗУ и ЗУ) не позволяет найти

решение. В этом случае после ввода значений и нажатия пиктограммы проектирования программа выводит сообщение "Нет решения для введенных значений параметров". После просмотра параметров профиля опытный инженер в некоторых случаях самостоятельно может найти ошибку ввода параметров профиля, которая делает невозможным построение профиля по указанным параметрам (например, указанная длина наклонного/горизонтального интервала не соответствует интервалу набора азимутального угла). В некоторых случаях бывает более сложно понять, почему нет решения. Мастер построения траекторий можно использовать для просмотра введенных параметров профиля в графическом режиме и определения ориентировочных значений параметров геометрии, при которых решение существует.

1) Графическое окно мастера. Наведите курсор на прямые секции (линии), и, удерживая кнопку мышки нажатой, переместите линии и круги в нужное положение. Соберите элементы траектории для получения желаемого профиля. Для изменения размера или длины линии кликните и потяните за край




линию или край круга. Для изменения наклона потяните за край линии. По мере изменения вручную частей траектории автоматически изменяются числовые значения соответствующих полей.

2) Панель "Параметры". При первом открытии мастера проектирования траекторий используются значения параметров профиля из окна проектирования. Эти числовые значения автоматически изменяются по мере изменения форм и линий в окне графиков. Ввести эти значения также можно непосредственно в таблицу окна мастера траекторий. При вводе новых значений автоматически изменится форма графика.

В текстовых полях секции "Координаты" выводится смещение цели по горизонтали и по вертикали и местоположение (X и Y обозначают горизонтальные и вертикальные координаты, соответственно) движущейся конечной точки любой прямой линии секции при перемещении этой точки пользователем.

После завершения работы над проектированием траектории кликните [Применить], чтобы экспортировать текущие значения в окно проектирования.

7.2.4 Окно специальных приложений Окно специальных приложений предлагает новые инструменты для проектирования траектории скважины. Они отделены от основных двух- и трехмерных профилей в окне проектирования, поскольку являются нестандартными, и к ним нет доступа во всех других программах проектирования траектории скважины. Для активирования этого окна кликните пиктограмму .

Двухмерная траектория через заданные точки

Специальное приложение "Двухмерная траектория через заданные точки (2D point targets)" может использоваться для проектирования плоской траектории, проходящей через несколько целей, установленных пользователем. Проектирование производится в одной плоскости (т. е. при постоянном азимуте). Для каждой цели необходимо указать минимальное значение интенсивности искривления (ИИ) для каждого интервала искривления. Если интервал искривления строится между двумя точками, обычно это приводит к бесконечному числу решений, соответствующих разным степеням искривления. Чем меньше



ИИ, тем больше радиус искривления. Так как буровики обычно избегают бурения необоснованно длинных интервалов искривления, определение минимального значения показателя ИИ позволяет ограничить диапазон длины возможных интервалов искривления.

Для активирования окна, в котором приводятся параметры, необходимые для данного инструмента, кликните пиктограмму ? справа от поля "Выбор приложения".

Двухмерная траектория в наклонных пластах

Специальное приложение "Двухмерная траектория в наклонных пластах (2D dipping bed pay zones)" можно использовать для создания плоской траектории, проходящей через несколько наклонных пластов. В таблице укажите угол наклона каждого пласта, точку входа и длину участка стабилизации. Минимальные значения интенсивности искривления (ИИ) задают нижние значения интенсивности искривления для каждого искривленного интервала.

Для активации окна "Определение профилей", в котором приводятся параметры, необходимые для данного инструмента, кликните пиктограмму ? возле поля "Выбор приложения".


Графики горизонтальной проекции и вертикального сечения можно копировать, распечатывать и открывать в отдельном окне для удобства просмотра. Для открытия меню Редактирование щелкните по графику правой клавишей мышки. Для открытия нового окна для удобства просмотра графика выберите команду "Вывод в отдельном окне" этого меню. Команды меню описаны в разделе 3.4.




7.2.5 Окно утилиты "Оценка параметра"

Темп набора КНБК, компания «Бакер Интек» (Baker Hughes INTEQ)

Утилита "Темп набора угла КНБК" разработана на основе допущения, что траектория движения КНБК во время бурения представляет собой дугу окружности. Утилита используется для определения радиуса этой дуги. Угол перекоса переводника по отношению к оси бурильной колонны (равен углу, формируемому линиями, перпендикулярными интервалу между верхним и нижним стабилизаторами (L1), и линиями, перпендикулярными интервалу между нижним стабилизатором и долотом (L2). Данная интенсивность искривления называется "Геометрической ИИ", т.к. она определяется геометрией КНБК.

Коэффициент геометрии долота (КГД) является экспериментально определяемым показателем. Он зависит от типа долота, характеристик пласта и зенитного угла. Если траектория бурения действительно соответствует дуге, то КГД равен 1.

Суммарный угол пространственного искривления КНБК (ИИ) = КГД Геометрическая ИИ

1) Пользователь может выбрать любую из 9 утилит в списке. Для выбора необходимой утилиты надо включить радио-кнопку слева от ее названия.

2) Ввод параметров утилиты "Оценка параметра". В белые текстовые поля введите параметры, которые требуются для расчетов. После ввода нажмите [Расчет].

3) Результаты оценки параметров. Результаты расчетов для каждой утилиты выводятся в желтых полях вывода данных. Эти данные не редактируются.

4) Клавиши управления утилитой "Оценка параметра". Командой [Пример] осуществляется заполнение набора входных данных для демонстрации использования выбранной утилиты (Данные в примере предназначаются только для демонстрации, их не следует рассматривать в качестве предпочтительных величин). После ввода всех необходимых входных данных в белые текстовые поля на текущей странице нажмите [Расчет]. После расчетов полученные результаты будут выведены в желтых текстовых полях. Кнопкой [Закрыть] осуществляется возврат в окно проектирования модуля.



2М ТНЗУ (определение темпа набора ЗУ для плоской траектории)

Эта утилита предоставляет возможность определения темпа набора и спада зенитного угла (ЗУ) в двухмерной модели. Пользователю необходимо ввести начальные и конечные точки для ЗУ и Lв.

2М ТНАзУ (Темп набора азимута при фиксированном отклонении)

С помощью данной утилиты определяется азимут и темп набора АзУ для обхода препятствия с заданным горизонтальным смещением. ЗУ остается неизменным, и это означает, что траектория остается в горизонтальной или наклонной плоскости. Пользователь может применить данную утилиту дважды, чтобы траектория выровнялась с первоначальным направлением.

ТНЗУ и ТНАз от УУО

ТНЗУ (Темп набора зенитного угла) и ТНАз (темп набора азимутального угла) можно рассчитать, если известны ИИ (суммарный угол пространственного искривления КНБК), текущий ЗУ и УУО (угол установки отклонителя). В этой утилите выводится таблица значений параметров в зависимости от ЗУ.

УУО и ИН как функции ЗУ

ТНАз (темп набора азимутального угла) и УУО (угол установки отклонителя) можно рассчитать, если известны ИИ (суммарный угол пространственного искривления КНБК), ТНЗУ (темп набора зенитного угла) и текущий ЗУ. В этой утилите также выводится таблица зависимости текущего ЗУ от ТНАз и УУО.

УУО и ИИ

С помощью этой утилиты можно определить входные данные для трехмерного проектирования с использованием управляемой КНБК. Пользователь вводит начальные и конечные точки, а программа проводит расчет УУО и ИИ.

УУО и Lв

Эта утилита аналогична предыдущей (УУО и ИИ (ЗУ, АзУ, Lв известны)). В этом случае пользователь вводит ИИ, а программа определяет Lв для конечной точки.

ЗУ (накл. пласт)

Для наклонных пластов конечный ЗУ для горизонтальной скважины должен рассчитываться для того, чтобы ствол проходил внутри продуктивного пласта. Угол наклона и азимут пласта, а также азимут ствола скважины определяют конечный ЗУ ствола.

Азимут в блочных координатах

Эта утилита используется для вычисления углов азимута в блочных координатах (см. рисунок). Входные значения будут положительными, если маршрут от начальной точки идет к северу и востоку. Если же маршрут от начальной точки идет к югу и западу, то входные значения будут отрицательными.

После ввода всех необходимых данных нажмите [Расчет]. Полученный азимутальный угол будет выведен внизу страницы.

Calculating Wellbore Inclination in an Inclined Pay Zone

Pay ZoneInc

Formation Dip Angle

Azi = Down Dip Azimuth– Wellbore Azimuth

Azimuth

Surface

Target

Block North Line (+)

Blo

ck

Ea

st Lin

e (+

)Blo

ck W

est

Lin

e (-

)

Block South Line (-)

Block Coordinates

Side Turn with Constant Inclination

Inc

Start Point

EndPoint

Расчет ЗУ ствола в наклонном продуктивном

пласте

Продуктивный пласт

ЗУ Азимут = Азимут наклона пласта – Азимут ствола Угол наклона пласта

Поворот с постоянным ЗУ

ЗУ Начальная точка

Конечная точка

Северная линия блока (+)

Западн

ая лин

ия

блока

(-)

Восточная линия блока (+)

Южная линия блока (-)

Поверхность

АзУ

Блочные координаты

Цель




7.2.6 Удаление нижней части траектории При необходимости для возможности проектирования бокового ствола на меньшей глубине можно просматривать и удалять нижнюю часть траектории, представленной в окне проектирования (см. раздел 7.1.2). Для активирования окна "Удаление нижней части траектории" нажмите правой кнопкой мыши по таблице удаления точек в нижней части окна проектирования и выберите из всплывающего меню "Удалить ниж. часть траектории...".

Для удаления нижней части текущей геометрии введите новую конечную глубину Lс в поле в нижнем левом углу. Для удаления всех точек массива геометрии ниже Lс нажмите [Вырезать]. Для отмены изменений и возврата первоначальной геометрии нажмите [Возврат]. Для закрытия этого окна и экспорта усеченной траектории назад на страницу проектирования для последующего редактирования нажмите [OK].



7.2.7 Окно редактирования геометрии скважины При необходимости заново созданную или импортированную геометрию траектории скважины можно редактировать. Для открытия окна "Редактировать траекторию" нажмите правой кнопкой мыши по таблице удаления точек в нижней части окна проектирования и выберите из всплывающего меню "Редактировать траекторию...".

Редактируя параметры, можно вводить новые данные или вставлять значения, скопированные из другого источника.

Вставка координат

Новые или импортированные параметры геометрии можно "вставить" в другую существующую геометрию. Выбор точки массива для вставки дает возможность указать точные координаты Lв, СЮг и ВЗ на данной глубине массива геометрии. После выбора точки вставки введите новые желаемые значения Lв, СЮг и ВЗ. Затем из всплывающего меню выберите "Вычислить" для пересчета таблицы с учетом новой добавленной точки.

Меню редактирования таблицы геометрии

Для открытия меню редактирования нажмите правой кнопкой мыши по таблице, а потом выберите желаемую опцию.




4. Команда "Очистить" удаляет содержимое выделенных ячеек.

5. Команда "Вставить строку" вставляет пустую строку




непосредственно перед строкой положения курсора.

6. Команда "Удалить строку" удаляет все строки таблицы, в которых есть выделенные ячейки. При этом не имеет значения, сколько ячеек выделено в строке — одна, несколько или все.

7. Команда "Добавить строку" используется для добавления строк в конце таблицы. Для большинства таблиц количество добавляемых строк равно 100. При необходимости количество строк можно увеличить/уменьшить.

8. Команда "Печать…" производит печать текущей таблицы данных. Во всплывающем окне настроек печати можно выбрать один из установленных принтеров.

9. Команда "Просмотр ..." открывает окно для просмотра выводимой на печать таблицы данных. Если вид распечатки устраивает пользователя, можно отправить график на принтер, кликнув на пиктограмме вывода на печать. Используется установленный по умолчанию принтер.

10. Команда "Вывод в отдельном окне" (недоступна, так как данные уже выведены в отдельном окне).

11. Команда "Вычисл..." обновляет таблицу геометрии путем пересчета всех значений после добавления или изменения строк.

12. Команда "Найти точку…" открывает программное окно для определения всех параметров геометрии для значений Lс и Lв, лежащих в пределах существующих точек массива геометрии, перечисленных в таблице. Во всплывающем окне введите Lс или Lв, другие значения будут вычислены и отображены автоматически.

13. Команда "Ввод точки…" дает возможность добавить новую точку на желаемой глубине Lс. Для использования этой функции сначала кликните по строке, под которой будет находиться новая точка. Затем кликните по правой кнопке мыши для открытия этой функции. Введите новую глубину Lс и кликните [OK]. Новая точка будет добавлена в таблицу, а все значения в этой строке будут пересчитаны и заполнены.

14. Опция "Экспорт…" позволяет сохранить геометрию, отображаемую в таблице с разделяющими точками, в формате отдельного файла проекта DrillNET (*.XML), в формате файла геометрии Petris (*.SDI) для возможности импортирования в другие проекты DrillNET как файл (*.TXT) или файл WITSML (*.XML).


888. МОДЕЛЬ АНАЛИЗА ПЕРЕСЕЧЕНИЙ СКВАЖИН

Основная цель контроля пересечения заключается в определении расстояния каждой точки базисной траектории до ближайшей точки сравниваемой траектории. Контроль пересечений прежде всего, необходим для:

Выбора надежного метода оценки и уменьшения риска пересечений скважин

Проводки траектории скважины в кусте с учетом существующих скважин

Учёт различного влияния завершённых / добывающих скважин и заглушенных/ ликвидированных скважин

В модуле используются как относительно несложные методы (сопровождающий цилиндр, спайдер; ближайшие точки траекторий), так и более сложные (контроль пересечений; анализ схождения траекторий). При анализе могут быть учтены погрешности используемых для получения инклинограммы инструментов.

После проектирования новой траектории и/или открытия файла геометрии траектории эти данные сразу становятся доступными для выполнения анализа пересечений. Кроме проверки траекторий проекта и фактической скважин, пользователь имеет возможность импортировать геометрию любых других скважин для выполнения всех опций анализа пересечений.


8.1.1 Страница проекта Страница проекта для модели анализа пересечений практически аналогична типовой странице Проект DrillNET. Описание данной страницы см. в разделе. 3.2.1.

8.1.2 Страница траектории Эта страница предназначена для открытия траекторий, которые необходимо исследовать для предотвращения пересечений при выполнении проекта. Таблица может содержать любое количество траекторий. Обратите внимание на то, что пользователь не может создавать новые траектории на этой странице. Траектории должны быть заранее созданы и сохранены в виде файлов с помощью модуля проектирования траекторий (Раздел 7), или с помощью утилиты 2М-планировщика (Раздел 26.2); пользователь может также импортировать или вводить вручную геометрию скважины на странице «Геометрия» (Раздел 3.2.2).

Wellbore Separation

Radius of Uncertainty

Target WellCurrent Well

ГЛАВА 8: МОДЕЛЬ АНАЛИЗА ПЕРЕСЕЧЕНИЙ СКВАЖИН


Активные траектории

Траектории, выбранные в первом столбце таблицы, являются активными и будут отображаться в окнах модуля анализа пересечений. Если траектория не отмечена значком как активная, она сохраняется в таблице, но не выводится в других окнах данного модуля. Перед тем, как импортировать траекторию в таблицу, необходимо отметить строку, в которой предполагается разместить данные этой траектории, как активную.

Траектории из базы данных Галакси

Если во втором столбце таблицы в строке стоит значок , пользователь может выбрать файл геометрии из базы данных “Галакси” (см. раздел 25.1). После выбора этой опции в полях 3-го (№ Скважины) и 4-го (Название траектории) появятся выпадающие списки, которые дают возможность загрузить в таблицу любую траекторию из базы данных “Галакси”.

Импорт траекторий

Если в столбце “Из БД “Галакси” нет значка , пользователь может импортировать новую траекторию из файла геометрии. Для этого необходимо сделать активной следующую свободную строку, кликнуть правой кнопкой мышки на выбранной новой строке и выполнить команду “Импорт геометрии …” из выпадающего меню. Откроется окно, с помощью которого можно выбрать существующий файл геометрии (в форматах *.SDI, *.TXT, или *.XML). Данные будут импортированы в текущую активную строку таблицы (т.е. в строку, в которой находится курсор). Все опции импорта файлов геометрии детально рассмотрены в разделе 3.2.2.

Просмотр траекторий

Пользователь может просматривать любую из траекторий таблицы. Для этого следует кликнуть правой кнопкой мыши на нужной строке и выполнить команду “Просмотр траектории… “ из выпадающего меню.




Эта команда откроет окно с параметрами геометрии в табличном виде и трехмерным видом выбранной траектории. Размеры графического окна можно изменять для удобства просмотра пространственного графика траектории.

Для каждой занесенной в таблицу траектории можно выбрать инклинометр и задать точность этого прибора. Для траекторий, импортированных в таблицу, пользователь имеет возможность изменить координаты устья. Как и при работе с другими модулями DrillNet, пользователь не может изменять или редактировать содержимое ячеек с желтым фоном.

Диаметр скважины

В колонке 9 таблицы содержится значение диаметра скважины, которое используется при анализе близости скважин. (Раздел 8.2.5) и при построении спайдера (Раздел 8.2.2). Как правило, пользователи указывают здесь значение диаметра верхней части скважины, что позволяет получать консервативную оценку близости скважин с учетом их диаметров.

Выбор инклинометра

После того, как скважина пробурена, инклинометрия этой скважины всегда содержит неопределенность, которая обусловлена погрешностью применяемого для каротажа инструмента. В тех случаях, когда скважины расположены близко друг к другу, необходимо оценивать и учитывать точность инклинометров для того, чтобы избежать пересечения стволов. Для каждой траектории можно задать неопределенность путем выбора инклинометра, который применялся (или будет применяться) для получения параметров геометрии этой траектории. Параметры точности инклинометров содержаться в базе данных “Мои инструменты” (см. раздел 8.3.2). База данных может редактироваться пользователем. Открыть эту базу данных можно с помощью выпадающего списка в столбце таблицы, озаглавленном “Инструменты”.

8.2 Результаты моделирования

8.2.1 Сопровождающий цилиндр Эта опция показывает на полярной диаграмме положение сравниваемых траекторий относительно центра базисной траектории. Для наглядности можно представить диск, через центр которого проходит базисная траектория, и который движется вдоль оси базисной скважины, оставаясь в плоскости, перпендикулярной этой оси. Плоскость диска пересекается сравниваемой траекторией. Точки пересечения сравниваемой траектории с плоскостью диска на каждой глубине отображаются на диаграмме, что дает пользователю наглядное представление о расстоянии между траекториями. Одним из основных преимуществ этого метода является возможность определить наличие пересечения траекторий даже в том случае, когда траектории сходятся под прямым углом.

Пользователь может открыть окно сопровождающего цилиндра с помощью команды “Сопровождающий

цилиндр (график) ….” в меню “Инструменты” или кликнуть на пиктограмме . На графике сопровождающего цилиндра отображаются все активные траектории.



Глубина просматриваемого горизонта устанавливается с помощью стрелки справа от поля “Lc” (глубина по стволу). Шаг изменения глубины устанавливается в поле “Интервал”. Пользователь может также вводить значение глубины непосредственно в поле “Lc”.

Радиус круга допуска (отображённого на вертикальных шкалах по обеим сторонам графика) устанавливается пользователем в поле “Радиус”. В этом же окне пользователь имеет возможность выбрать в качестве базисной траектории любую траекторию из списка “Выбор траектории”. После внесенных изменений график автоматически обновится.

Жирные точки на проекциях траекторий в круге допуска обозначают точки пересечения круга всеми активными траекториями.

8.2.2 Спайдер Спайдер представляет собой вид сверху (вид в плане) для активных траекторий. Глубина просматриваемого горизонтального "среза" устанавливается пользователем в поле [Lв] (вертикальная глубина).

Для открытия окна спайдера надо выполнить команду “Спайдер …” из меню “Инструменты” или кликнуть пикограмму . Все активные траектории отобразятся на графике.




Вертикальная глубина сечения устанавливается с помощью стрелок справа от поля “Lв”. Шаг изменения глубины (например, 30м или любого другого значения), пользователь может задать в поле "Интервал".

Погрешность инклинометра на каждой вертикальной глубине выводится в виде небольшого круга для каждой активной траектории. Инклинометр для каждой траектории выбирается на странице “Траектории” (см. раздел 8.1.2) из выпадающего списка.

8.2.3 Ближайшие точки траекторий Для открытия окна этой опции следует выполнить команду “Ближайшие точки траекторий” из меню

“Инструменты” или кликнуть на пиктограмме . Все активные траектории будут отображены на графике.



Данная опция позволяет определить для каждой активной траектории точки, расстояние которых до выбранной пользователем базисной траектории минимально, а также выводит для этих точек глубину по стволу и расстояние до базисной траектории. Например, ближайшая точка на траектории 7 (выбранной в качестве базисной) до траектории 3 (выделенной красным цветом) находится на глубине по стволу 1204 метра по траектории 7, расстояние этой точки до траектории 3 равно 1204 метра.

Пользователь может выбрать в качестве базисной любую траекторию из списка в правой части окна. Для этого следует кликнуть мышкой по названию траектории. График обновится автоматически.

8.2.4 Контроль пересечений Эта опция дает возможность детального изучения потенциальных пересечений скважин. Одновременно анализируются две траектории без учета погрешностей используемых инклинометров. (Опция “Спайдер” (раздел 8.2.2) и опция “Анализ схождения” (раздел 8.2.5) позволяют учесть ошибки измерительных приборов и неопределенность). Для открытия окна опции контроля пересечений надо выполнить команду “Контроль пересечений” из меню “Инструменты” или кликнуть на пиктограмме . Все активные траектории будут доступны для анализа.




1) Базисная и сравниваемая траектории. Пользователь указывает в списках активных траекторий базисную и сравниваемую траектории. Для этого надо кликнуть мышкой на названиях анализируемых траекторий в каждом из двух списков активных траекторий. Выберите одну траекторию или её часть в каждом списке. Кликните на кнопки [Полная траектория], если необходимо проверять траектории полностью (эта опция установлена по умолчанию), или укажите в полях “От Lc” и “До Lc” начальные и конечные значения глубины по стволу для интервалов траекторий, подлежащих анализу.

Координаты устья скважин выводятся для каждой выбранной траектории. Для изменения координат устья траектории необходимо вернуться на страницу “Траектории” (см. раздел 8.1.2).

2) Таблица и график анализа пересечений. После выполнения контроля (кнопка [Расчет]), в этой таблице будут содержаться все пары точек на осях двух траекторий, расстояние между которыми меньше, чем “Минимальная безопасная дистанция”, значение которой задается пользователем.

В каждой строке таблицы содержатся координаты базисной траектории (столбцы 1–4) и сравниваемой траектории (столбцы 6–9). Точное значение расстояния между этими точками на осях траекторий указывается в центральном столбце. Погрешности измерений здесь не учитываются.

Результаты анализа можно посмотреть на графике, кликнув на вкладку “Графики результатов” в верхней части таблицы. Каждая точка, где расстояние между двумя траекториями меньше минимальной безопасной дистанции, выводится в виде красной точки на графике. Глубина по стволу указывается по осям графика для каждой скважины, что дает возможность установить положение этих



точек.

3) Параметры контроля пересечений. Минимальная безопасная дистанция является пороговым значением для внесения результатов анализа в таблицу. Т.е. в таблице отображаются только те точки траекторий, которые удалены друг от друга меньше, чем значение минимальной безопасной дистанции.

Шаг контроля - шаг глубины по стволу для вычисления расстояний между точками траекторий. Чем меньше это значение, тем больше времени потребуется для вычислений. Обратите внимание на то, что если минимальная безопасная дистанция больше шага контроля, то в таблице может быть несколько записей для некоторых значений глубины по стволу.

4) Кнопки управления контроля пересечений. Кнопка [Расчет] используется для запуска алгоритма анализа после выбора траекторий для сравнения. В некоторых случаях процесс вычислений может занять довольно продолжительное время, в зависимости от значения шага контроля. Если процесс вычислений идет очень медленно или завис, пользователь может нажать кнопку [Стоп] (возможно, несколько раз) и прервать вычисления. Установите большее значение шага контроля и запустите анализ контроля пересечений заново.

8.2.5 Анализ схождения траекторий Опция предназначена для выполнения полного анализа потенциально возможных пересечений и используется для сравнения полных траекторий двух скважин с учетом погрешности измерительных приборов и с применением коэффициентов запаса. Для открытия окна этой опции необходимо выполнить команду “Анализ схождения…” из меню «Инструменты», или кликнуть пиктограмму . В окне опции будут отображены все траектории, указанные пользователем как активные.




1) Выбор траекторий для анализа. Пользователь указывает в списках активных траекторий базисную и сравниваемую траектории. Для этого надо кликнуть мышкой на названиях анализируемых траекторий в каждом из двух списков активных траекторий. Выберите одну траекторию или её часть в каждом списке. Кликните на кнопки [Полная траектория], если необходимо проверять траектории полностью (эта опция установлена по умолчанию), или укажите в полях “От Lc” и “До Lc” начальные и конечные значения глубины по стволу для интервалов траекторий, подлежащих анализу.

Данные каждой траектории содержат погрешность, обусловленную погрешностью применяемого инклинометра, которая может учитываться при анализе схождения. Для этого необходимо указать на странице “Траектории” измерительный прибор для каждой траектории (инклинометр, см. раздел 8.1.2). Погрешности всех инклинометров содержаться в базе данных “Мои инструменты” (см. раздел 8.3.2). Значение диаметра скважины, которое вводится на странице “Траектории”, также используется при определении близости скважин.

2) Таблица и графики результатов. После выполнения вычислений (кнопка [Расчет]) в таблице будут отображены точки базисной и сравниваемой траекторий, которые выбираются с заданным шагом по глубине скважины. Расстояние между точками траекторий для каждого значения глубины по стволу выводится в столбце «Минимальная дистанция». Строчки таблицы следуют через шаг контроля по глубине базисной траектории (в примере значение шага по глубине равно 6м). Расстояние между траекториями на каждой глубине с учетом неопределенности выводится в столбце “Дистанция”.

В последнем правом столбце таблицы "Статус" (столбец 22) пользователь видит анализ оценки близости траекторий для каждого значения глубины по стволу: “Безопасно”, “Риск”, “Опасность” или “Пересечение”. Данный столбец можно просмотреть с помощью линейки вертикальной прокрутки, чтобы оценить потенциальную возможность пересечения для выбранной пары траекторий.

Для просмотра результатов анализа на графике надо кликнуть кнопку [Графики результатов].

3) Параметры опции анализа схождения скважин. Шаг контроля – это приращение глубины по стволу базисной траектории, которое используется алгоритмом контроля схождения. Программа находит удаление каждой точки базисной траектории (точки выбираются с заданным шагом контроля) от всех точек сравниваемой траектории. Таким образом, значение шага контроля определяет объем необходимых вычислений. Чем меньше значение шага контроля, тем большее количество вычислений требуется выполнить при анализе схождения выбранной пары траекторий.

Коэффициент опасности – это коэффициент запаса, который применяется для формирования сигнала “Опасность”. Многие компании используют данный коэффициент, основанный на опыте и вероятностных критериях оценки возможного пересечения. Типовое значение этого коэффициента равно 1.5.

Коэффициент риска – второй, менее жесткий коэффициент запаса, применяемый совместно с коэффициентом опасности для первоначального оповещения о потенциально возможном пересечении.



Этот коэффициент используется для формирования сигнала “Риск”. Типовое значение данного коэффициента равно 2.

Кривые границ, определяемых этими коэффициентами запаса, выводятся на результирующем графике. Если кривая минимального расстояния между выбранными траекториями пересекает границы, определяемые коэффициентами запаса, может потребоваться более тщательное изучения данного диапазона глубин.

4) Кнопки управления. Кнопка [Расчет] запускает алгоритм анализа схождения, результаты которого выводятся в таблице и на графиках. Если при малых значениях шага контроля процесс вычисления затягивается на длительное время, можно остановить вычисления, кликнув кнопку [Стоп]. (эта кнопка появляется в окне в процессе вычислений). Может понадобиться дважды кликнуть на кнопке [Стоп] для сброса процесса вычислений. После этого следует ввести большее значение шага контроля и снова запустить анализ схождения с помощью кнопки [Расчет].


8.3.1 Пиктограммы В правой части панели инструментов размещены следующие пиктограммы:

Сопровождающий цилиндр. Открывает окно опции “Сопровождающий цилиндр” (см. раздел 8.2.1) на котором отображаются в полярных координатах смещения активных траекторий относительно базисной траектории.

Спайдер. Открывает окно опции “Спайдер” (см. раздел 8.2.2) в котором пользователь может анализировать горизонтальные проекции всех активных траекторий на любой глубине.

Ближайшие точки траекторий в трехмерном пространстве. Открывает окно этой опции (см. раздел 8.2.3), в котором выводятся глубина и расстояние ближайших точек всех активных траекторий до базисной траектории.

Контроль пересечений. Открывает окно опции “Контроль пересечений” (см. раздел 8.2.4) для выполнения детального анализа потенциально возможных пересечений. Результирующая таблица отображает только те точки траекторий, в которых потенциально возможно пересечение.

Анализ схождения. Открывает окно опции “Анализ схождения” (см. раздел 8.2.5) для анализа близости траекторий двух скважин с учетом погрешностей инклинометров и использованием коэффициентов запаса.

Мои инструменты. Открывает окно базы данных “Мои инструменты” (см. раздел 8.3.2) для выбора инклинометра и задания погрешности выбранного измерительного прибора, которая будет учитываться при выполнении текущего анализа возможных пересечений.

8.3.2 Окно базы данных "Мои инструменты" Эта база данных предназначена для задания погрешности измерительных приборов (инклинометров), используемых для получения инклинометрии скважин. Для открытия окна базы инструментов и просмотра ошибок приборов надо выполнить команду “Мои инструменты” из меню “Инструменты”, или кликнуть на пиктограмму .

Для редактирования наборов данных или добавления новых приборов следует кликнуть кнопку [Редактор БД] в левом нижнем углу окна.

Детальное описание базы данных “Мои инструменты” содержится в разделе 25.6.


999. МОДЕЛЬ НАПРЯЖЕНИЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Модель напряжений обсадной колонны в первую очередь разработана для проверки параметров обсадной колонны, т. е. для сравнения прочности обсадной колонны с потенциальным физическими нагрузками, которым она может подвергнуться. При этом имеется возможность учитывать разнообразные потенциальные факторы нагрузки. Правила расчета напряжений можно сохранить в пользовательском профиле для возможности быстрого обращения к нормативам конкретного предприятия.

9.1 Окно ввода данных

9.1.1 Страница "Проект" Окно ввода данных страницы "Проект" для модели напряжений обсадной колонны очень напоминает обычную страницу проекта программы DrillNET. См. раздел 3.2.1.

9.1.2 Страница "Геометрия" Окно ввода данных страницы "Геометрия" для модели напряжений обсадной колонны практически не отличается от обычной страницы геометрии программы DrillNET. См. раздел 3.2.2.

9.1.3 Страница "Порода" Окно ввода данных страницы "Порода" для модели напряжений обсадной колонны очень похоже на обычную страницу "Порода" программы DrillNET. См. раздел 3.2.5.

ГЛАВА 9: МОДЕЛЬ НАПРЯЖЕНИЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ


9.1.4 Страница БР (параметры буровых растворов)

1) Панель "Ввод параметров БР". Градиенты бурового раствора (БР) можно либо ввести вручную, либо рассчитать программно, взяв за основу параметры репрессии. При переключении в режим "Вычислить" таблица градиентов БР внизу страницы будет недоступна. При расчете градиентов БР используются параметры репрессии и депрессии. Градиент БР на заданной Lв равен:

градиент БР = градиент порового давления + давление репрессии

где давление репрессии может быть отрицательным (т. е. может соответствовать депрессии). Параметры репрессии/депрессии вводятся вручную в таблице в верхней части страницы.

2) Таблица данных репрессии. Если вы предпочитаете вести расчет градиентов бурового раствора на основании поровых градиентов, пользуйтесь этой таблицей. Если вы хотите ввести одиночное значение для всей траектории, введите значение только в ячейку давления репрессии, но не вводите глубину. Если вы хотите ввести ряд давлений репрессии для различных глубин, оставьте поле глубины незаполненным на первой строке: DrillNET отрегулирует последний интервал перед концом траектории. (На предыдущих строках глубину необходимо вносить в виде конкретных значений.)

В этой таблице всегда есть колонка для Lс. Характеристики буровых растворов являются типовыми параметрами бурения (в отличие от градиентов давления гидроразрыва или порового давления, которые являются свойствами пласта). Следовательно, значение Lс очень часто используется для БР.

При переключении в ручной режим расчета градиентов БР таблица параметров репрессии будет недоступна.




3) Таблица градиентов бурового раствора. Эта таблица будет недоступна, пока не выбрана опция "Ручной ввод". Для вывода рассчитанных градиентов нажмите "Вычислить".

4) График градиентов бурового раствора. Для градиентов БР и параметров репрессии строятся графики. Для переключения параметров нажимайте на вкладки внизу графиков. Примечание: на графике градиентов БР есть также градиент порового давления (так же, как на странице "Порода").


Для удобства просмотра графики градиентов БР можно открывать в отдельном окне, копировать и выводить на печать. Для открытия меню «Редактирование» щелкните по графику правой клавишей мышки. Для открытия нового окна для удобства просмотра выберите "Вывод в отдельном окне". Для дальнейших действий можно экспортировать данные в Excel, для этого нажмите "Экспорт в Excel". Команды этого выпадающего меню описаны в разделе 3.4.

9.1.5 Страница "ОК" (задание параметров обсадной колонны)

1) Наземная/Морская скважина. Выберите или снимите выделение с опции Морская скважина. Правила верификации могут различаться в зависимости от типа скважины.



ПВП на устье или ПВП под водой: для морских скважин есть возможность указать местоположение ПВП — либо на устье, либо под водой. Для наземных скважин автоматически выбирается ПВП на устье.

Воздушный зазор/Высота ТОГБ. Высота ТОГБ (точки отсчета глубины бурения) определяется с учетом уровня земли (для наземных скважин) и высоты над уровнем моря (для морских скважин). Для морских скважин эта высота обычно называется "воздушный зазор". Эта величина используется для морских скважин с подводным устьевым оборудованием для определения глубины верхней точки обсадной колонны (воздушный зазор + глубина воды).

Уровень земли применим только к наземным скважинам и равен высоте уровня земли по отношению к высоте над уровнем моря. Здесь этот параметр приводится только для справки. Все глубины отсчитываются от ТОГБ. Если введены разные высоты (высота над уровнем моря и уровень земли), это число необходимо для преобразования глубин с одного высотного параметра на другой.

Кнопка “Обновить ПРП" [Refresh BOP] используется для установки нужного положения устья скважины после изменения типа скважины.

2) Новая фаза бурения ниже БШ. В этой опции затрагивается тонкий вопрос о соответствии башмаков обсадных колонн стволам скважин ("фазы бурения"). Низ траектории определяется профилем смещения (геометрией) и представляет собой траекторию бурения. Последний башмак не всегда устанавливается в конце траектории. В соответствии с этим существуют два способа бурения такой скважины:

1. Последний башмак и соответствующая колонна обсадных труб спускались на последнем этапе бурения. Башмак не был установлен в конце этого интервала в соответствии с принятым решением (с целью оставить зумпф на забое), или из-за какой-либо проблемы, возникшей во время бурения (например, смятие последней секции). В этих случаях количество этапов бурения равно количеству башмаков ОК. После установки последнего башмака бурение не возобновлялось.

2. Часть траектории ниже БШ была пробурена после установки башмака, на новом этапе бурения, и осталась необсаженной. В этом случае этапов бурения на один больше, чем башмаков ОК.

Эта опция дает возможность различать указанные два сценария. Данный фактор влияет на проведение Анализа ЗП (см. раздел 28.4.3), результаты которого имеют отношение скорей к этапам бурения, чем к башмакам ОК.

Интересно отметить, что в программе проектирования ОК приоритет между стволами и башмаками ОК имеет противоположную направленность. То есть необходимо ввести глубины башмаков ОК, и при этом делается неявное допущение, что глубины этих башмаков являются глубинами забоя ствола скважины (этапов бурения). Фактически, глубина забоя ствола скважины ставится в соответствии глубине башмака ОК.

3) Таблица параметров ОК. Параметры ОК включают глубину башмака ОК (как по Lв, так и по Lс), тип ОК (кондуктор, промежуточная или эксплуатационная), тип колонны (обсадная, хвостовик, прямая или дополнительная надставки), давление "Стоп" (для проверки натяжения) и глубину верхней точки ОК (как по Lв, так и по Lс), что особенно необходимо для хвостовиков или морских скважин с подводным устьевым оборудованием.

Параметр «Тип ОК» включает правило верификации (кондуктор, промежуточная или эксплуатационная) и тип колонны (обсадная, хвостовик, прямая или дополнительная надставки). В модели предусмотрены три разных правила верификации колонн: кондуктор, промежуточная и эксплуатационная. В соответствии с этими правилами изменяются факторы напряжений на разрыв и смятие (не на растяжение) и правила расчета этих напряжений. Правило верификации нельзя установить непосредственно для надставок. Согласно "профилю верификации", модели для колонны надставки не могут проверяться отдельно. Вместо




них проверяются или обсадные колонны, или хвостовики (т. е. колонны, спущенные в скважину). При проверке хвостовика программа ищет надставку либо на самом хвостовике, либо надставки, установленные поверх других хвостовиков в предыдущих интервалах. Надставку можно включить в профиль верификации (или пропустить) согласно правилу верификации и последовательности, в которой колонны обсадных труб спущены в скважину (см. раздел 28.4.2).

Надставки могут быть прямыми или дополнительными. Надставку можно устанавливать только за хвостовиком. Для добавления надставки наведите курсор на строку хвостовиков и нажмите правую кнопку мыши, после этого появится всплывающее меню с опциями. Первоначально все типы колонн установлены по умолчанию, как промежуточные технические колонны, за исключением колонны кондуктора в первой строке. Обсадную колонну (за исключением кондуктора) можно поменять на хвостовик. Для этого в выпадающем списке выберите хвостовик. После этого появится диалоговое поле для ввода глубины верхней точки хвостовика. Хвостовики можно вновь заменить на обсадные колонны, или добавить к хвостовику дополнительную или прямую надставки. Надставки можно удалять или изменять их тип: с прямой на дополнительную надставку (и наоборот). Тип надставки (дополнительная или прямая) учитывается при проверке (верификации). Для удаления обсадной колонны или хвостовика наведите курсор на меню и нажмите правую кнопку мыши. При удалении хвостовика, содержащего надставку, эта надставка также удаляется.

Глубина БШ включает как параметры Lв и Lс. Напрямую из таблицы Lс не редактируется (так как ячейка выделена желтым цветом). Значения Lс можно менять, изменяя соответствующую Lв. При желании вносить изменения непосредственно в таблицу, можно двойным щелчком кнопки мыши по ячейке вызвать всплывающее меню и затем нажать [Применить]. Глубина БШ применяется только для обсадных колонн и хвостовиков. К надставкам глубина БШ не применяется. Примечание: все глубины даны от ТОГБ.

Глубина верхней точки также отображается в параметрах Lв и Lс. В этой колонке можно устанавливать только Lс верха хвостовиков. Для обсадных колонн и надставок в этом поле указана глубина ПВП (ноль для наземных скважин и для морских скважин с устьевым оборудованием на поверхности; воздушный зазор + глубина воды для морских скважин с подводным ПВП). При замене обсадной колонны хвостовиком потребуется ввести L верха хвостовика. Для ввода или изменения глубины верхней точки хвостовика непосредственно в таблице, двойным кликом нажмите на ячейку Lс в. т. Введите новое значение и для вычисления соответствующей глубины Lв нажмите клавишу Enter. Также можно ввести новое значение во всплывающем окне двойным щелчком, нажав на ячейку Lв в. т.

При проверке нагрузки на растяжение учитывается Давление "Стоп". Растяжение, возникающее при давлении "Стоп", рассчитывается по следующей формуле:

(растяжение, возникающее при давлении "Стоп") = (давление "Стоп") (макс.площадь внутреннего сечения)

4) Lв кондуктора. Кондуктор — это труба большого диаметра, которая спускается в скважину в первую очередь (обычно вбивается в землю). Большинство инженеров согласно, что кондуктор не является полноценной обсадной колонной, так как для нее не нужно бурение. Для кондуктора можно определить критерий для проверки; однако, в DrillNET нет функции проверки кондуктора. Данные по глубинам используются программой только для отображения на полученных графиках.

5) Мастер БШ. См. раздел 9.3.2.

6) Схема обсадной колонны. ОК, введенные в таблицу, показываются на схеме. С помощью данной схемы можно легко находить ошибки в параметрах. Пользователь для удобства имеет возможность просматривать строки по отдельности или небольшими группами. Для просмотра отдельного компонента выберите строку в таблице, нажав на соответствующий номер.

Редактирование схемы колонны

Для вывода команд меню редактирования схемы надо кликнуть правой кнопкой мышки в любом месте схемы. Команды этого



всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

7) Таблицы параметров ОК. В нижней части страницы имеется шесть вкладок с таблицами параметров обсадной колонны, выбранной (выделенной) в данный момент в верхней таблице.

Вкладка "Параметры ОК"

Каждая графа в таблице параметров ОК может содержать один или более элементов (соответствующих интервалам колонны). Каждый интервал имеет свое уникальное значение конечной точки. В таблице отражены следующие параметры ОК:

Заданная Lв для каждого интервала. После ввода Lс к.т. автоматически вычисляется Lвз. Нижнюю глубину последнего интервала (низа колонны) можно не заполнять, так как программа автоматически укажет глубину низа колонны (глубину БШ для ОК и хвостовиков, глубину верхней точки хвостовика для надставок). Для непосредственного ввода Lв двойным щелчком мыши нажмите на ячейку Lв; после этого появится поле для ввода новой Lв. После вычисления и вывода Lс, нажмите [Применить] для экспорта значений в таблицу параметров ОК.

Дн: используется для определения и учета влияния изгиба при расчете растяжения по формуле: ИИ Дн вес хвост

Дв: используется для вычисления растяжения, возникающего при давлении "Стоп", при известном давлении "Стоп"

Вес хвост.: используется для вычисления веса колонны при проведении анализа растяжения. Также используется для расчета влияния изгиба на растяжение, по формуле: ИИ Дн вес хвост

ГП стали (тело обсадной трубы): используется для документации

Тип резьбы: используется для документации

Дв БЗ: обычно меньше, чем Дв трубы

ПП на разрыв: предел прочности на внутренние нагрузки в соответствии с рекомендациями изготовителя.

ПП на смятие: предел прочности на внешние нагрузки.

ПП на растяжение: предел прочности на растяжение. Используются единицы силы.

Коэффициенты запаса на разрыв, смятие и растяжение: представляют собой безразмерные коэффициенты. При проектировании обсадной колонны буровики не используют номинальный ПП, указанный производителем ОК. В качестве меры предосторожности номинальные значения ПП уменьшаются путем деления на коэффициенты, превышающие единицу. Эти коэффициенты обычно называются коэффициентами запаса. Коэффициенты запаса можно всегда ввести вручную в качестве параметров ОК. Коэффициента запаса, используемые программой по умолчанию, могут быть введены в окне установок одним из двух способов: (1) можно ввести по умолчанию коэффициент запаса на разрыв, смятие и растяжение; или (2) можно использовать более корректный подход и соотнести коэффициенты запаса с пределом текучести ОК. Для этого необходимо установить диапазон предела текучести, а затем, внутри каждого диапазона, установить коэффициенты запаса на разрыв, смятие и растяжение.




Вкладка "Смятие (внут.)"

При проверке нагрузок на разрыв и смятие фактическая нагрузка равна разности между внутренней и внешней нагрузками. Внутренняя нагрузка на смятие зависит от свойств жидкости, находящейся внутри трубы. Существует три основных способа учета параметров жидкости:

1. Ручной ввод данных. Выберите "Внут. флюид" и введите параметры в таблицу, которая находится с левой стороны окна.

2. Ввод параметров зоны поглощения. При выборе этой опции открываются несколько полей под надписью "Анализ зоны поглощения", а таблица "БР" становится недоступной. После этого необходимо ввести Lв зоны поглощения, градиент порового давления в зоне поглощения и параметры раствора самой высокой плотности в следующей фазе бурения. Если последняя фаза — это обсадная колонна, а опция "Новая фаза бурения ниже БШ" не выбрана, то параметры зоны поглощения нельзя будет ввести.

Lв зоны поглощения. Введите глубину между текущим и следующим БШ. Программа выведет самый высокий градиент БР для следующей фазы бурения и градиент порового давления в зоне поглощения. Когда будут известны Lв зоны поглощения, градиент порового давления в зоне поглощения и градиент БР, можно будет вычислить уровень БР.

Град. ПД в зоне поглощ. Градиент порового давления на глубине зоны поглощения можно ввести вручную.

Наиб. УВБР в след. фазе. Наибольший УВБР, определенный/ожидаемый в следующей фазе. Этот параметр можно также ввести вручную.

Расчетный уровень БР. Рассчитывается, как:

Lв зоны поглощения (1-градиент порового давления зоны поглощения/максимальный УВБР)

При выборе этой опции внутренний флюид для смятия будет:

Lвк Град. Флюида Уровень БР 0 Lв БШ Максимальный УВБР в следующей фазе бурения.

3. Уровень БР ниже БШ Пользователь может убедиться, что уровень БР будет ниже глубины

башмака, или что весь объем БР ушел в пласт.

При выборе этой опции внутренний флюид для смятия будет:

Lвк Град. Флюида Lв БШ 0

Вкладка "Смятие (наруж.)"



Условия внешнего смятия - это те параметры, которые создают внешнее давление, в результате которого происходит смятие. В DrillNET есть встроенное правило для давления внешнего смятия, описание которого можно найти в окне установок (см. раздел 9.3.1). Действие встроенного правила зависит от правила проверки, применяемого к обсадной колонне (кондуктору или промежуточной/эксплуатационной). Для колонны кондуктора правило также учитывает местоположение устьевого оборудования (на поверхности или под водой). Для промежуточной или эксплуатационной колонн встроенное правило работает просто, указывая на то, что давление внешнего смятия зависит от градиента БР на глубине башмака. (Примечание: над подвеской хвостовика применяются данные по градиенту БР на глубине предыдущего башмака. На кривой внешнего давления смятия обычно показан горизонтальный участок на глубине Lв. подвески хвостовика).

Независимо от того, какое правило проверки было применено к колонке ОК, в программе есть опция игнорирования основного правила. Вместо этого можно ввести набор градиентов БР с целью описания параметров БР за обсадной колонной, на которую действует внешнее давление смятия. Поведение внешних флюидов в некоторой степени схоже с поведением внутренних флюидов при анализе внутреннего давления смятия.

В итоге имеются две модели для описания условий внешнего смятия. Либо принимается встроенное правило, либо вводится набор параметров внешних флюидов. Для проверки промежуточной и эксплуатационной колонн встроенное правило — это "Давление БР на БШ". При проверке колонны кондуктора учитываются еще несколько факторов. Встроенное правило нельзя изменять для учета дополнительных факторов. Вместо этого параметры внешних флюидов вводятся вручную и настраиваются в соответствии с необходимостью.

При выборе опции "Внешние флюиды" открывается небольшое поле справа с параметрами, которые относятся к внешним флюидам. Основное различие от анализа внутреннего давления смятия заключается в том, что здесь можно также ввести параметры давления в кольцевом пространстве.

Вкладка "Разрыв (внут.)" (для кондуктора/промежуточной колонны)

Результирующее давление разрыва равно соотношению внутреннего и внешнего давлений. В DrillNET в отдельной панели выведены показатели для контроля внутреннего и внешнего давления разрыва. Окно параметров разрыва для проверки кондуктора/промежуточной колонны отличается от окна параметров разрыва для проверки эксплуатационной колонны.

В основной модели параметров внутреннего разрыва указано следующее: (1) на глубине БШ внутреннее давление разрыва — это давление гидроразрыва, то есть давление, полученное из расчетов градиента давления гидроразрыва на глубине Lв БШ; и (2) над башмаком внутреннее давление разрыва постепенно снижается из-за наличия флюида (обычно газа) внутри колонны. Давление на устье будет равно давлению на БШ минус давление, создаваемое столбом жидкости внутри колонны.




Данную простую модель можно усложнить путем ввода различных ограничений в процессе расчета давления как на глубине БШ, так и на устье. Ниже приведено два примера ограничений (для внутреннего давления разрыва на устье):

1. Необходимо учитывать только часть столба газа над башмаком, а не весь его объем.

2. Независимо от результатов расчета, внутреннее давление разрыва на устье не может быть меньше зафиксированного порогового значения.

В отношении давления разрыва на БШ единственно правильной альтернативой давлению гидроразрыва является сравнение его с давлением на БШ, которое создается при выбросе.

Некоторые параметры в этом окне выводятся автоматически и не редактируются (например, градиент давления гидроразрыва на БШ и полученное давление гидроразрыва на БШ). Градиент притока флюида (плотность флюида внутри колонны) можно изменять или оставить в закрытом режиме по желанию пользователя. В соответствии с установками, полный набор параметров для расчета давления выброса будет блокирован или открыт.

Давление гидроразрыва на устье — это давление гидроразрыва на БШ минус давление, созданное столбом газа. При несовпадении значений следует проверить установки — возможно, в настройках программы учитывается только заданная доля этого давления. Примечание: при установке нижнего порогового значения для давления на устье, расчетное давление фактически будет меньше, чем это давление, и, несмотря на это в, поле будет выведено расчетное (т. е. содержание поля не зависит от порогового значения). Однако, при верификации (проверке) колонны пороговое значение будет учтено.

Град. прит. флюида. Флюид притока - это флюид внутри колонны, плотность которого формирует перепад давления от БШ до устья. Часто делается допущение, что этот флюид представляет собой газ. В настройках можно ввести значение, которое будет использоваться по умолчанию, и закрыть его от редактирования другими пользователями.

Параметры для метода ПД. Введите глубину выброса Lв и нажмите клавишу [Enter]; программа отобразит установленный по умолчанию градиент порового давления. Можно также изменить градиент порового давления (кликните по второй ячейке и введите желаемое значение). Если необходимо вернуть прежнее значение ГПР, которое было установлено по умолчанию, кликните по третьей ячейке. Расчет давления выброса на БШ (четвертая колонка) производится следующим образом:

(поровое давление на Lв выброса) – (Lв выброса – Lв БШ ) (градиент притока флюида)

то есть, забойное давление минус давление столба жидкости (как обычно). Замечание: при этом доля не используется, даже если она указана в настройках. Также необходимо отметить допущение о том, что Lв выброса больше чем Lв БШ. Наконец, расчет давления выброса на устье производится стандартным способом (давление выброса на БШ минус давление столба флюида). В этом случае процентное соотношение (если указано) учитывается.

При использовании метода ПД программа DrillNET при проведении проверок (верификаций) сравнивает давление выброса на БШ с давлением гидроразрыва на БШ. И если давление выброса меньше, чем давление гидроразрыва, то предполагается, что давление выброса равно давлению внутреннего разрыва на БШ.

Вкладка "Разрыв (внут.)" (для эксплуатационных колонн)

При проверке эксплуатационных колонн учитываются следующие факторы напряжения: Lв пласта



и градиент порового давление на этой глубине; градиент давления пластовой и пакерной жидкостей. Внутреннее давление разрыва на БШ и устье вычисляется следующим образом:

(давление на устье) = (ГПД на Lв пласта) (Lв пласта) – (градиент давления пластовой жидкости) (Lв скважины – Lв верхней точки ОК)

т. е. поровое давление пласта минус давление столба пластовой жидкости от глубины забоя по вертикали до ПВП.

Расчет давление на БШ производится следующим образом:

(давление на БШ) = (давление на устье) + (Lв ствола) (градиент давления пакерной жидкости)

Примечание: в обоих случаях используется Lв забоя скважины, а не Lв башмака. Lв забоя скважины для последней ОК может быть больше, чем соответствующая глубина Lв башмака ОК, так как глубина ствола может быть больше, чем глубина установки последней обсадной колонны.

Вкладка "Разрыв (наруж.)"

Эта панель аналогична панели для расчетов параметров внешнего смятия. Пользователь либо принимает встроенное правило, либо вводит набор параметров внешних флюидов. Для учета внешних флюидов выберите опцию "Внешние флюиды" и выполните операции так же, как для внешних и внутренних флюидов при расчете смятия. Для использования встроенного правила DrillNET кликните "Применить осн. правило" (только для колонн кондукторов).

При выборе опции "Внешние флюиды" необходимо ввести значения давления в кольцевом пространстве на устье и параметры внешнего флюида.

Вкладка "Допуск по выбр."

Допуск по выбросу используется для определения максимального объема выброса, который можно безопасно контролировать любым из методов управления скважиной при постоянном забойном давлении без разрыва пласта под башмаком последней обсадной колонны. Расчет допуска по выбросу может производиться программой самостоятельно. Однако в некоторых подходах допуск на выброс является частью расчета ОК, и поэтому в этой модели он учитывается.

Выброс обычно происходит из-под башмака последней обсадной колонны, а также, очень часто, на забое необсаженного интервала скважины. В любом случае, рассматривается часть ствола с глубины башмака, т. е. точки начала выброса, до забоя необсаженного интервала скважины. В виду того, что глубины открытого ствола никогда в DrillNET не вводятся, предполагается, что ствол простирается до глубины следующего башмака ствола скважины (до последнего башмака траектории). В конце пользователю необходимо ввести Дн открытого ствола и КНБК. DrillNET автоматически вычислит градиент давления гидроразрыва ниже текущего БШ, градиент БР на забое, а также ГПД на забое. Для моделирования различных ситуаций можно эти градиенты изменять вручную.




При наличии всех этих данных программа DrillNET сможет вычислить следующие параметры:

1. Сечение затрубного пространства (разность между площадью сечения открытого ствола и площадью сечения КНБК)

2. Максимальную высоту притока, для подсчета которой используется относительно сложный алгоритм. Расчеты производятся в два этапа. Сначала выполняются промежуточные вычисления:

С = (LвБШ (ГПД на БШ – градиент БР на Lп) + Lп (градиент БРна Lп – ГПД на Lп))/ (градиент БР на Lп – градиент притока флюида)

Затем вычисляется максимальная высота притока:

Макс.высота притока = С (LвБШ ГПД на БШ)/(Lп ГПД на Lп)

3. Далее, максимальная высота притока по Lв равна:

Lв макс.притока = Lп – Макс.ВысотаПритока

4. В конце рассчитывается Lc, соответствующая полной глубине Lв и Lв максимального притока (нельзя использовать Lв, так как для вычисления объема необходима глубина ствола Lс). Максимальный объем выброса равен:

Макс.объем выброса = (Lс выброса – Lс макс.притока) Сечение ЗП

где Lс выброса — это глубина ствола, соответствующая Lв на забое.

9.2 Окно результатов моделирования

9.2.1 Результаты моделирования запасов прочности При запуске модели напряжений обсадной колонны, после нажатия пиктограммы со страниц Проект, Геометрия, Порода или БР на экран будут выведены результаты моделирования запасов прочности (см. ниже). При запуске результатов со страницы ввода параметров ОК, на экран выводятся результаты верификации обсадной колонны (см Раздел 9.2.2).

Подробная информация по анализу запаса прочности обсадной колонны представлена в разделе 28.4.3.

Результаты моделирования напряжений обсадной колонны выводятся на трех вкладках:

1. "Результаты" — здесь отображаются значения основных параметров гидравлики.

2. "Граф/табл." — представляет собой типичную многофункциональную таблицу DrillNET с возможностью выбора одного или нескольких графиков (см. раздел 3.3).

3. "Схема ОК" — Схема обсадной колонны отображается в виде вертикальной скважины



9.2.2 Вывод результатов верификации ОК Для открытия окна вывода результатов верификации ОК кликните на странице ввода параметров обсадной колонны (см. раздел 9.1.5). При запуске результатов с других четырех страниц ввода параметров на экране появятся результаты анализа ЗП (см. раздел 9.2.1).

Подробная информация по анализу верификации обсадной колонны представлена в разделе 28.4.2.

Результаты моделирования напряжений ОК отображаются на трех вкладках:

1. "Результаты" — здесь отображаются значения основных параметров гидравлики.

2. "Граф/табл." — представляет собой типичную многофункциональную таблицу DrillNET с возможностью выбора одного или нескольких графиков (см. раздел 3.3).

3. "К-т запаса" — выводится таблица с расчетными и требуемыми коэффициентами запаса для каждой секции обсадной колонны.

4. "Схема ОК" — схема обсадной колонны отображается в виде вертикальной скважины





9.3.1 Окно "Выбор установок"

Общие сведения

Модель напряжений ОК характеризуется большой гибкостью. Для управления программой в процессе верификации ОК используются установки пользователя. Полный набор установок можно сохранить в специальных файлах, отражающих, например, нормативы конкретного предприятия.

В окне установок можно редактировать два разных типа данных: (1) настройки текущего проекта, и (2) настройки согласно нормативам конкретного предприятия (сохраняются в файле шаблонов "CasingCK.pol"). Текущие настройки применяются только для текущей сессии. Шаблонные установки (нормативы предприятия) применяются только для новых сессий. По необходимости можно переключаться с одного набора данных (параметров) на другой.

В каждом окне установок предусмотрено семь клавиш управления со следующими функциями:

1. "По умолч." — восстанавливает первоначальные установки, встроенные в программу. В программе DrillNET есть набор установок, которые используются для начала работы, а также в качестве специальных инструментов восстановления информации (файлы шаблона и файлы потерянных данных).

2. "Сохранить" — сохраняет все текущие установки как нормативы конкретного предприятия. При этом перезаписывается файл шаблона CasingCK.pol с добавлением текущих установок. (Примечание: нельзя удалять файл CasingCK.pol).



3. "Возврат" — возвращает все текущие установки предприятия. Загружаются параметры установок из файла шаблона CasingCK.pol, а все текущие установки удаляются. Для того чтобы применить эти установки в текущем проекте, нажмите [Примен.].

4. "Сохр. как" — сохраняются все текущие установки в файл с расширением *.cck

5. "Открыть" — открывается окно для просмотра всех существующих наборов установок.

6. "Примен." — закрывает окно установок и принимает все текущие установки в текущий проект.

7. "Отмена" — закрывает окно установок без сохранения изменений в текущем проекте.

Вкладка "Кондуктор"

На первой вкладке "Кондуктор" в окне установок показаны критерии расчета напряжений разрыва и смятия с учетом параметров устья. Определение этих терминов можно найти в разделе 28.4.5.

В DrillNET предусмотрено два типа устьев: устье на поверхности и подводное устье. Для каждой опции существуют похожие правила.

Для внутреннего давления разрыва на устье можно ввести фиксированное значения или рассчитать значение программно. Для расчетных значений введите значение градиента притока флюида и поставьте (или снимите) галочку в поле "Закр.". При выборе "Закр." данный градиент притока флюида будет использоваться всегда при вычислении давления внутреннего флюида. Если поле "Закр." не выделено, то в окнах ввода можно будет изменять значение градиента притока флюида в любое время.

Далее, поставьте или снимите галочку с поля "Не меньше, чем". При установке галочки большее из двух значений давления будет отнесено к устью: (1) значение, которое введено в текстовое поле, или (2) процентное соотношение х (давление гидроразрыва на БШ минус давление внутреннего флюида)

На странице также перечислены другие правила для применения давлений разрыва и смятия.

Вкладка "Промежуточная обсадная колонна"

На вкладке "Промежуточная обсадная колонна" показаны критерии расчета напряжений разрыва и смятия с учетом параметров промежуточной колонны. В отличие от параметров кондуктора, в критериях промежуточной колонны нет различия между устьем на поверхности и подводным.




Для внутреннего давления разрыва на устье можно ввести фиксированное значение или рассчитать значение программно. Для расчетных значений введите значение градиента притока флюида и поставьте (или снимите) галочку в поле "Закр.". При выборе "Закр." данный градиент притока флюида будет использоваться всегда при вычислении давления внутреннего флюида. Если поле "Закр." не выделено, то в окнах ввода можно будет изменять значение градиента притока флюида в любое время.

Далее, поставьте или снимите галочку с поля "Не меньше, чем". При установке галочки большее из двух значений давления будет отнесено к устью: (1) значение, которое введено в текстовое поле, или (2) процентное соотношение (давление гидроразрыва на БШ минус давление внутреннего флюида)

Ррз внут. на башм. Как правило, внутреннее давление разрыва на башмаке устанавливается равным давлению гидроразрыва на башмаке. Если в ходе следующей фазы бурения возможен выброс, можно уточнить внутреннее давление разрыва на БШ путем сравнения давление гидроразрыва на БШ и порового давления выброса. Для использования этого подхода поставьте галочку в поле "Сравнение давления ГР на башмаке и порового давления выброса".

На странице также перечислены другие правила для применения давлений разрыва и смятия.

Вкладка "Эксплуатационная обсадная колонна"

Правила для эксплуатационных колонн не отличаются от правил для промежуточных колонн, за исключением применения внутреннего давления разрыва. Вспомните, что построение профиля верификации эксплуатационной колонны отличается от других колонн. Аналогично, любая надставка (включая дополнительные надставки) будет считаться спущенной в скважину, и вследствие этого будет работать как прямая надставка.



Вкладка установок здесь приводится только для справки. Для просмотра фактических значений, используемых в расчетах, откройте страницу "Трубы" и выберите опцию "Экспл. Колонна". На вкладке "Разрыв (внут.)" в нижней половине окна будут выведены параметры для расчета внутреннего давления разрыва.

Вкладка учета эффекта двухмерных нагрузок (2М эффект)

"2М эффект" вводит поправку к прочности ОК в отношении растяжения колонны. Расчет поправки к прочности ОК на 2М эффект является дополнением стандартного расчета растяжения. Суть этого эффекта можно представить следующим образом.

Любая обсадная колонна подвергается растягивающей нагрузке, которая в любой точке вдоль колонны зависит от веса интервала колонны ниже данной точки. В верхней части колонны растяжение максимально (поскольку здесь действует практически полный вес колонны), а внизу колонны растяжение отсутствует. Из-за эффекта потери веса колонны при погружении в жидкость необходимо вычислить коэффициент потери веса для обсадной колонны. С использованием этого коэффициента рассчитывается растяжение в жидкости. При сравнении график растяжения в жидкости имеет линейный вид и проходит параллельно графику




растяжения в воздухе. Величина смещения соответствует потере веса колонны в жидкости. Очевидно, что растяжение внизу колонны в жидкости будет отрицательным.

Верхняя часть колонны, где растяжение в жидкости имеет положительное значение, подвержена растягивающим нагрузкам; нижняя часть колонны, где растяжение в жидкости отрицательно, подвержено сжатию. Растяжение снижает прочность трубы на смятие, повышая при этом прочность на разрыв. Сжатие приводит к противоположному эффекту: повышает прочность трубы на смятие и снижает прочность на разрыв.

В физическом смысле, когда труба подвергается растягивающим нагрузкам, она становится длиннее и тоньше. Аналогичный тип деформации наблюдается при воздействии нагрузки смятия, и противоположный — при разрыве. Поэтому растяжение снижает прочность на смятие и повышает прочность на разрыв.

В математической модели 2М эффекта используется классический "двухмерный эллипс" Холмквиста и Надиа (Смятие обсадных колонн в скважинах глубокого бурения — Технологии бурения и добычи АНИ — 1939).

Вычисление поправки для расчета прочности производится следующим образом:

Растяжение в жидкости на каждой глубине Lс вдоль колонны от башмака до верха колонны делится на предел прочности колонны на растяжение. Обозначим результат как "x". Производим вычисление при каждой Lс:

Поправка на смятие = 2

xx34 2

Поправка на разрыв = 2

xx34 2

Затем для каждой глубины вдоль колонны умножьте номинальный предел прочности обсадной колонны на поправку:

(ПП на смятие с учетом поправки) = Поправка на смятие (Номинальный ПП на смятие)

(ПП на разрыв с учетом поправки) = Поправка на разрыв (Номинальный ПП на разрыв)

На вкладке "2М эффект" есть два поля, в которых можно указать, надо ли применять 2М эффект к ПП на разрыв и на смятие (если нет необходимости учитывать двухмерный эффект, снимите галочку с обоих полей.) В настоящее время в модели реализован только один алгоритм вычислений 2М эффекта (описан выше).



Вкладка задания коэффициентов запаса прочности (Кзап)

Коэффициенты запаса используются для корректировки (уменьшения) допустимого номинального предела прочности обсадной колонны, указываемого изготовителями. Инженеры редко принимают точное значение номинального ПП обсадной колонны, указанного в техническом паспорте. Обычно считается, что значения пределов прочности следует уменьшать, и чаще всего это делается делением номинального ПП на коэффициент запаса (который должен быть больше единицы, так как полученный ПП (называемый "проектным ПП") не может быть больше номинального). Если коэффициент принимается равным единице, номинальный ПП будет использоваться без поправки.

При проведении анализа напряжений должно выполняться следующее тождество:

(номинальный ПП)/(коэффициент запаса) ≥ (максимальное действующее напряжение)

т. е. ПП обсадной колонны, уменьшенный согласно коэффициенту запаса, должен быть больше, чем максимальное фактическое напряжение.

Коэффициент запаса прочности

Теперь дадим определение понятию "коэффициент запаса прочности". Коэффициент запаса и коэффициент запаса прочности не являются эквивалентными понятиями, поэтому их необходимо различать. Отношение номинального ПП обсадной колонны к максимальной фактической нагрузке называется коэффициентом запаса прочности.

(коэффициент запаса прочности) = (номинальный ПП)/ (максимальное фактическое напряжение)

Предыдущее тождество можно представить следующим образом:

(номинальный ПП)/(максимальное фактическое напряжение) ≥ (коэффициент запаса)

Объединив два понятия, получим:

(коэффициент запаса прочности) ≥ (коэффициент запаса)

Таким образом, для верификации обсадной колонны коэффициент запаса равен минимальному отношению полного номинального предела прочности к максимальной фактической нагрузке.

Первое из указанных тождеств является также основой для понимания графиков верификации обсадной колонны. Всякий раз, когда коэффициенты запаса различаются, очевидно, что номинальный ПП обсадной колонны и фактическую нагрузку нельзя сравнивать непосредственно. Существует два способа сделать их




сопоставимыми на графике: (1) разделить номинальный ПП на коэффициенты запаса, или (2) умножить фактическую нагрузку на коэффициент запаса. Второй подход иллюстрируется еще одним соотношением:

(номинальный ПП) ≥ (максимальное фактическое напряжение) (коэффициент запаса),

где величину справа можно назвать "расчетным напряжением" (т. е. нагрузка, которую специально завышают для обеспечения надежности конструкции).

В модели напряжений обсадной колонны можно применять коэффициенты запаса любым предпочтительным способом: либо уменьшая номинальный предел прочности, либо увеличивая фактическую нагрузку. Есть основания полагать, что это одна из самых полезных возможностей программы. При желании можно отобразить предел прочности и нагрузку без поправок (только отдавайте себе отчет о том, что вы делаете).

Ввод коэффициентов запаса

Отдельный вопрос посвящен тому, как вводить коэффициенты запаса и тому, как они соотносятся с остальными параметрами. Коэффициенты запаса являются характеристиками обсадной колонны. В верхней таблице страницы ввода параметров обсадной колонны (см. раздел 9.1.5) выберите обсадную колонну (т. е. выберите строку). Затем, в нижней таблице, кликните по вкладке "Параметры ОК". В таблице данных в трех крайних правых колонках находятся коэффициенты запаса на смятие, разрыв и растяжение.

Коэффициенты запаса всегда можно ввести вручную. В модели предусмотрено два дополнительных способа автоматического присвоения коэффициентов запаса параметрам обсадной колонны:

1. Использовать значение, установленное по умолчанию. В окне установок на странице "Коэффициенты запаса" введите значения, которые будут использоваться по умолчанию для коэффициентов запаса на разрыв, смятие и растяжение. Если не вводить коэффициенты запаса в таблице параметров ОК, то будут использоваться значения, установленные по умолчанию.

2. Автоматически связать коэффициенты запаса с характеристиками ОК через предел текучести материала обсадной колонны. В нижней половине окна установок можно установить диапазоны (пример: от 55,000 до 110,000 фунтов/кв.дюйм (3743 до 7485 атм)) и назначить коэффициент запаса для данного диапазона. Исходя из предела текучести проверяемой обсадной колонны, модель введет приемлемые коэффициенты запаса.

Вкладка "Температура"

Температура также влияет на прочность ОК. Обычно предполагается, что прочность ОК начинает снижаться после превышения определенного порога температуры. В большинстве случаев этот эффект игнорируется,



поскольку установленные коэффициенты запаса учитывают все прочие факторы, не указанные прямо. Если необходимо игнорировать влияние температуры на прочность ОК, следует снять флажок в поле "Снижение прочности от темп." наверху страницы.

Здесь используются три фактора снижения прочности — для разрыва, смятия и растяжения, — определяемые в процентах на градус. Типовым значением является 0,03%/F. Необходимо также ввести пороговую температуру — температуру, свыше которой учитывается влияние на прочность ОК (т. е. при температуре ниже пороговой влияние отсутствует). Обоснованным значение для порога является 68F (20C).

Выше пороговой температуры влияние рассчитывается следующим образом:

(скорректированная прочность) = (1 – (коэффициент снижения Δтемпер.)) (номинальная прочность),

где Δтемпер. — соответствующее превышение температуры над пороговым значением для каждого значения глубины. Для верификации эксплуатационной колонны температура на забое скважины применяется ко всей колонне.

Ограничения снижения прочности от температуры

При анализе влияния температуры в модели напряжений обсадной колонны применяется ряд ограничений. В отличие от 2М эффекта, для температуры не рассчитываются отдельные коэффициенты запаса. Скорректированная прочность рассчитывается и отображается на чертежах только для соотнесения с номинальной прочностью. Это дает возможность пользователю сравнивать номинальную и скорректированную прочность, выделяя таким образом влияние температуры.

Кроме того, при анализе эффекта температуры автоматически отключается 2М эффект (т. е. скорректированная прочность для 2М эффекта не отображается, поскольку это потребовало бы слишком большого числа графиков). Если эффект температуры включен, то график прочности ОК автоматически строится с использованием номинальных значений (т. е. коэффициенты запаса не используются, даже если они явно заданы пользователем). При выводе результатов все значения скорректированной прочности, включая прочность на растяжение, отображаются внутри таблицы разрыва и смятия (нижний левый угол окна).

Вкладка "Растяжение"

Анализ растяжения в основном представляет собой анализ напряжений ОК, возникающих под действием ее собственного веса. Основным является расчет веса колонны. Вес максимален в верхней точке колонны и равен нулю в ее нижней точке (на башмаке). Такая концепция учета веса называется "натяжение в воздухе".




Параметры данного анализа можно настраивать путем включения или отключения влияния изгиба на напряжение растяжения, хотя анализ всегда учитывает влияние потери веса. Эти эффекты корректируют вес, вызывающий натяжение.

Эффект изгиба — это повышение напряжения растяжения, возникающее при прохождении ОК через ИИ. Из-за наличия кривизны внешняя стенка ОК подвергается дополнительному растяжению. Влияние изгиба на сегмент ОК в ИИ рассчитывается следующим образом:

(ИИ) Дн (погонный вес)

После расчета полного веса (натяжения ОК в воздухе) влияние потери веса в жидкости рассчитывается следующим образом:

влияние потери веса в жидкости = (натяжение в воздухе) (коэффициент потери веса)

где

коэффициент потери веса = –1 (градиент БР у башмака)/(градиент стали)

Эта формула применяется в случае однородной ОК. Если ОК включает трубы различных размеров, следует использовать площади поперечных сечений и давление.

С учетом влияния потери веса и изгиба на натяжение в воздухе натяжение в буровом растворе получается следующим:

(натяжение в буровом растворе) = (натяжение в воздухе) + (эффект потери веса) + (эффект изгиба)

Пользователи могут выбрать один из двух методов расчета веса ОК в воздухе:

1. Метод Lc — не учитывать влияние траектории скважины на натяжение. Вес ОК в воздухе равен действительному общему весу ОК в воздухе (погонный вес длина).

2. Метод Lв — учитывать влияние траектории скважины на натяжение. В скважине с ИИ и изгибами в натяжение вносит вклад осевая составляющая веса ОК. Сумма осевых компонент веса должна быть вычислена для всех сегментов ОК. Чем меньше используемая в вычислениях длина сегмента, тем ближе полученный результат к реальному натяжению и тем больше время расчета. По этой причине программа позволяет ввести необходимый интервал длины для пошагового разделения ОК. Чтобы время расчета было минимально возможным, следует установить флажок в поле "Без доп. точек".

Вкладка "Градиенты"

На странице "Градиенты" окна установок можно установить режим по умолчанию для градиента БР, например, для того, чтобы градиенты БР вводились вручную. Эти настройки не являются критичными, поскольку общие настройки на странице ввода БР всегда могут быть изменены в ходе сессии.



9.3.2 Окно "Размещение башмаков"

Для размещения башмаков предусмотрена вспомогательная опция. Для запуска опции "Размещение башмаков" необходимы следующие данные: поровый градиент ПД и градиент гидроразрыва ГР, глубина последнего БШ и два запаса — на СПО и на выброс. Программа сначала применяет запасы к градиентам, получая таким образом "скорректированные" линии для ПД и ГР. После этого, начиная с глубины последнего башмака, строится восходящая траектория, состоящая из вертикальных и горизонтальных секций. Она поднимается вертикально вплоть до пересечения скорректированной линии ГР. БШ будет установлен на этой глубине. После этого происходит горизонтальное перемещение влево, вплоть до пересечения с графиком ПД. Начиная с точки пересечения, снова происходит движение вверх до вторичного пересечения кривой ГР, и так далее до поверхности.

Заметим, что "скорректированные ПД" фактически означают "градиенты БР". Затем временно проигнорируем запас на СПО для ГР (что можно сделать в любой момент, введя 0 или оставив поле пустым). В этом случае средство "Размещение башмаков" сравнивает ГР и градиент БР. Башмаки




устанавливаются таким образом, чтобы внутри каждого ствола скважины (части траектории между двумя последовательными башмаками) поддерживался минимальный ГР, лишь слегка превышающий линию градиентов БР для этого ствола. Теперь легко видеть схожесть этой концепции с дополнительным давлением на дросселе, который является одним из трех индексов, вычисляемых при моделировании запасов прочности. Возможно, будет интересно сравнить прогнозы размещения башмаков с последующей проверкой, представленной расчетом дополнительного давления на дросселе.

Запас на СПО представляет собой поправку, применяемую к ПД в "Размещении башмаков". Скорректированные ПД (ПД + запас на СПО) фактически используются как запланированные градиенты БР. В этом смысле запас на СПО очень похож на репрессию. Плотность БР часто выбирается таким образом, чтобы обеспечить приемлемый запас на СПО свыше предполагаемых поровых давлений пласта. Это позволяет учесть уменьшение эффективной УВБР при перемещении труб вверх в ходе спускоподъемных операций. Запасы на СПО фактически используются как коэффициенты запаса. Типовые значения для запасов на СПО и выброс составляют от 0,5 до 1,0 фунта на галлон выше порового давления или ниже давления гидроразрыва (от 0,026 до 0,052 фунта на кв. дюйм или от 0,6 до 1,2 кПа/м). Точные значения зависят от того, насколько точно можно предсказать поведение пласта.

Запас по выбросу является величиной (коэффициентом запаса), которая должна вычитаться из линии истинного ГР для получения линии расчетного ГР. Если запас по выбросу не используется, то проявление на глубине установки башмака может вызвать разрыв пласта и возможный подземный выброс.


110010. МОДЕЛЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

В модели цементирования проводится подробный анализ многоэтапного цементирования скважины. Несмотря на то, что данный программный блок в первую очередь разработан для моделирования процесса цементирования, его можно использовать в отношении любой операции, связанной с многоступенчатой закачкой жидкости в скважину. В основе расчета лежат закономерности явления сообщающихся сосудов (высота падения раствора) с учётом эквивалентной плотности циркуляции и забойного давления. Использование данной модели на стадии планирования позволяет избежать множества потенциальных проблем, связанных с разрывом пласта и малым выходом циркуляции вплоть до её остановки.

10.1 Окно ввода параметров

10.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект" для модели цементирования практически аналогична типовой странице "Проект" блока DrillNET. См. раздел 3.2.1.

10.1.2 Страница "Геометрия" Страница ввода "Геометрия" для модели цементирования практически аналогична типовой странице "Геометрия" в DrillNET. См. раздел 3.2.2

10.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели цементирования практически аналогична типовой странице "Трубы" в DrillNET. См. раздел 3.2.3.

10.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели цементирования практически аналогична типовой странице "Ствол" в DrillNET. См. раздел 3.2.4.

10.1.5 Страница "Порода" Страница ввода "Порода" для модели цементирования практически аналогична типовой странице "Порода" в DrillNET. См. раздел 3.2.5.

ГЛАВА 10: МОДЕЛЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ


10.1.6 Страница параметров бурового раствора ("БР")

1) Таблица свойств жидкостей. В этой таблице указываются свойства жидкости для каждой ступени закачки. Возможен ввод до 15 ступеней закачки. Название и/или описание жидкости вводится в первом столбце. Жидкости должны располагаться в правильном порядке, т. е. первой позицией вверху списка должна быть первоначальная буровая жидкость/буровой раствор, а остальные жидкости располагаются в порядке их закачки.

Для цементных растворов необходимо установить флажок в столбце "Цем. раст." Моделирование закачки растворов осуществляется особым образом, поскольку они являются двухфазными средами (твердая/жидкая фаза). Для расчета потерь на трение в растворах используется свой алгоритм.

После выбора реологии жидкости из выпадающего списка (четыре варианта: нормальная, Бингам, степенной закон и Хершли-Бекли) столбцы для других соответствующих параметров автоматически активизируются (белый фон) или деактивируются (серый фон). Для каждой ступени закачки жидкости могут быть назначены цвета. Они используются при отображении схемы ствола скважины с текущими или начальными положениями жидкости и для функции анимации закачки.

Модели реологии

Предусмотрены четыре модели жидкости. (Дополнительное теоретическое обсуждение см. в разделе 28.12). Используются следующие типы жидкостей:

1. Нормальная (Ньютоновская). Это жидкости, в которых напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Примерами таких жидкостей являются вода, воздух, азот, глицерин и жидкое масло. Эти жидкости характеризуются единственным параметром — вязкостью.




Большинство жидкостей для бурения/заканчивания не являются ньютоновскими; напряжение сдвига в этих жидкостях не прямо пропорционально скорости сдвига. При высоких скоростях сдвига они имеют меньшую вязкость, чем при низких.

2. Бингам (пластическая). Эта модель наиболее часто используется для БР. Такие жидкости имеют нелинейное соотношение между напряжением и скоростью сдвига после превышения порогового напряжения сдвига. Они характеризуются двумя параметрами — пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в пределах заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, данная модель характеризует жидкости в более высоком диапазоне скоростей сдвига.

3. Степенной закон. Данная модель применяется к разжижающимся при сдвиге или псевдопластичным жидкостям. График зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига на логарифмической шкале представляет собой прямую линию. Две постоянные, n и K, определяются по данным для любых двух скоростей. (Определение этих постоянных см. в разделе 28.12).

4. Хершли-Бекли. Данная модель, аналогичная модели степенного закона, применяется к разжижающимся при сдвиге или псевдопластичным БР. Она также включает пороговое напряжение сдвига. Таким образом, модель Хершли-Бекли может считаться гибридным сочетанием моделей Бингам пластическая и степенного закона. Данная модель была разработана на основе наблюдений, в которых многие типичные буровые жидкости имеют пороговое напряжение сдвига и в то же время разжижаются при сдвиге

При высоких скоростях сдвига эти модели достаточно хорошо отражают свойства типовой буровой жидкости. Различия между моделями наиболее выражены при низких скоростях сдвига

Редактирование таблицы свойств жидкостей

Для вывода команд меню редактирования следует нажать правую кнопку мыши на таблице данных. Меню содержит следующие команды:

1. Команда "Печать…." предоставляет возможность печати отображаемой на данный момент таблицы. Во всплывающем окне следует выбрать нужный принтер, затем нажать [OK]. Предварительный просмотр задания на печать перед отправкой на принтер возможен с помощью команды "Просмотр печати".

2. Команда "Просмотр печати" позволяет просмотреть задание на печать перед отправкой на принтер. Для печати результатов, отображаемых в окне просмотра печати, следует нажать пиктограмму в окне.

3. Команда "Вставить новую ж-ть" сдвигает вниз все строки в таблице ниже курсора, чтобы освободить место для ввода новой строки. Заметим, что таблица не может содержать более 15 ступеней закачки.

4. Команда "Удал. флюид" удаляет текущую строку данных и перемещает нижние строки вверх для заполнения пустой строки. Заметим, что таблица не может содержать более 15 ступеней закачки.

5. Команда "Калькулятор Фанна" вызывает утилиту для оценки реологии на основе показаний вискозиметра Фанна. См. раздел 10.3.

6. "Мастер реологии" предоставляет график свойств типовых буровых растворов для использования при выборе представительных параметров реологии. См. раздел 10.3.4.

7. "Мои растворы…" открывает настраиваемую базу данных растворов. См. раздел 25.3.

8. "Флюиды из утилит" - см. подробности в разделе 10.3.2.



2) Таблица графика закачки. Графики закачки отображаются отдельно для каждой жидкости. После ввода объема жидкости и скорости закачки Q для каждой жидкости компьютер рассчитывает время закачки и суммарное время. Для переключения на другую жидкость следует выбрать соответствующую строку в таблице данных жидкостей.

Для назначения периодов остановки насосов следует сначала ввести нулевые значения для объема и скорости закачки, затем ввести время остановки. Любое введенное значение скорости для первоначальной буровой жидкости/бурового раствора будет проигнорировано.

Редактирование таблицы

Для открытия меню «Редактирование» следует нажать правую кнопку мыши на таблице. При этом отображаются команды для копирования записей, печати и добавления/удаления строк. Для открытия таблицы в отдельном большом окне для облегчения просмотра и редактирования следует выбрать "Вывод в отдельном окне".

10.1.7 Страница "Операции"

1) Операция цементирования/опции моделирования. Следует указать, как производится операция закачки — с прямой циркуляцией (закачка вниз по бурильной трубе и вверх по КП) или с обратной циркуляцией (вниз по КП и вверх по бурильной трубе).




Контроль прочности колонны

Опция контроля прочности колонны является полезной функцией, введенной в ответ на запрос наших пользователей о необходимости автоматической проверки опасных условий по давлению по всей длине ствола скважины, включая как пределы порового давления и давления гидроразрыва в необсаженном интервале, так и ограничений по смятию/разрыву в ОК. Ранее при каждом цикле моделирования тщательно проверялась только выбранная зона интереса. При наличии нескольких зон с возможной потерей циркуляции, гидроразрывом и т. д. требовалось несколько прогонов модели.

Во время выполнения циркуляции функция контроля прочности отслеживает давление на нескольких интервалах пути движения жидкости. Минимальное и максимальное давление в пласте и ОК, возникающее в ходе операции закачки, сохраняется в памяти. Результаты контроля для трубы и пласта обобщаются на двух отдельных графиках (давления разрыва и смятия труб, а также профиль давления с минимальным и максимальным давлениями в кольцевом пространстве) и в одной дополнительной таблице (обобщает данные обоих графиков). Эти специальные экраны вывода отображаются наряду с пятью другими стандартными графиками и таблицами в окне результатов (см. раздел 10.2).

Недостатком выбора опции контроля прочности является увеличенное время прогона. Для определения давления в ходе циркуляции на различных глубинах требуется значительно больший объем вычислений. Поэтому в том случае, когда необходимость в контроле давления по всему пути движения жидкости определенно отсутствует, можно отключить эту опцию для ускорения процесса расчета и частичного освобождения экрана результатов.

2) Линия подачи БР. В эти поля следует ввести эффективную длину и Дв поверхностной линии от насоса до устья скважины. Эти параметры используются для расчета перепада давления между насосом и устьем скважины.

3) Регулятор УСП. При использовании регулятора УСП следует установить флажок в поле "Включить регулятор УСП". Затем ввести глубину и общую площадь сечения насадок (Sпр) регулятора.

4) Башмак и контрольные точки. В эти поля могут быть введены глубина самого нижнего БШ, а также одной, двух или трех контрольных точек. Контрольной точкой называется глубина, для которой DrillNET рассчитывает и отображает в таблице ЭПЦ и изменения давления в ходе операции нагнетания. (Для других рассматриваемых глубин фиксируются только максимальное/минимальное давление). В качестве контрольной точки часто выбирается забой скважины.

Примечание: Для отображения ЭПЦ и/или давлений для контрольных точек 2 и/или 3 следует выбрать эти опции для отображения результатов в окне "Опции модели" (см. раздел 26.6).

5) Режим обр. давления. Следует выбрать между опцией ручного ввода и опцией расчета режима обратного давления. При выборе ручного ввода активизируется расположенная ниже таблица время/давление. Здесь следует ввести данные запланированного режима обратного давления.

Примечание: Если в таблице отсутствуют данные, то для всего процесса циркуляции устанавливается нулевое значение обратного давления.

Рассчитанный режим оптимизируется таким образом, чтобы обратное давление было в точности достаточным для предотвращения свободного падения. Для расчета режима следует выбрать "Опр. Рдр — без УСП". При последующем выборе "Ручной ввод" рассчитанный режим будет отображен в таблице и может быть при необходимости отредактирован.

10.2 Окно результатов Результаты модели цементирования отображаются в двух вкладках:

1. "Результаты" — отображает значения ключевых гидравлических параметров

2. "Граф/табл." — типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. раздел 3.3).



В окне "Граф/табл." (см. ниже) обычно отображаются пять графиков и одна таблица. При выборе опции "Контроль прочности колонны" на экран выводятся два дополнительных графика и одна таблица, отображающие результаты контроля прочности.


10.3.1 Пиктограммы При выборе модели цементирования отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти специальные пиктограммы включают:

Утилиты для моделей цементирования. Открывает "Калькуляторы объема цементирования" (см. раздел 10.3.2) для расчета объемов ствола и цемента.

Анимация цементирования. Открывает окно анимации цементирования (см. раздел 10.3.5), моделирующую многоступенчатую операцию закачки.

10.3.2 Утилиты для моделей цементирования Доступ к трем удобным утилитам для расчетов объема цементирования выполняется путем нажатия пиктограммы или выбора "Утилиты" из меню «Инструменты». После открытия окна следует выбрать нужную утилиту из трех опций выпадающего списка.




Расчет объемов

Данная утилита используется для расчета объемов жидкости внутри ОК или в КП между любыми двумя глубинами. Текущий ствол скважины и геометрия ОК отображаются схематически. Основная зона интереса (выбранная на странице «Операции») обозначена на схеме красным "O" (12550 футов на рисунке).

Существует три метода выбора интервала для расчета объема:

1. Выбор Lc на основных переходах из выпадающего списка.

2. Ввод глубин в поле Lc (это возможно при сохранении в выпадающих списках значений "Точка 1" и "Точка 2").

3. Нажатие кнопки мыши непосредственно на графике. Первое нажатие выбирает точку 1, второе — точку 2.

Для отсчета интервала с поверхности введите значение глубины "0". После ввода или изменения значений глубины в текстовых полях нажмите кнопку [Вычислить].

После выбора двух глубин на схеме скважины будет показан интервал в виде окрашенной зоны. Голубым цветом обозначен интервал внутри труб, зеленым – выбранная часть затрубного пространства.

Результаты вычислений показаны в правом нижнем углу. В этих полях отображены фактические значения двух глубин по вертикали и объемы жидкости в трубах и затрубном пространстве.

Эквивалентный диаметр скважины (Дскв)

Данное окно утилиты используется для расчета среднего эквивалентного Дв скважины при известном объеме КП. Это позволяет оценить Дв с учетом размывов и других неравномерностей скважины.



Следует ввести верхнюю и нижнюю Lc интервала, выбрав их из списка основных переходов в стволе скважины либо введя их непосредственно в поля Lc. После ввода данных нажать [Вычислить]. Эквивалентный Дв скважины будет отображен внизу страницы.

Цементный мост

Третья утилита предназначена для быстрого расчета объемов жидкости для буфера и цементного моста. Следует ввести высоту буферной жидкости и длину моста. Поле, определяющее положение трубы, включает или исключает из рассмотрения объем материала трубы.

10.3.3 Калькулятор вискозиметра Фанна Предусмотрена утилита для расчета реологических параметров жидкости по показаниям вискозиметра Фанна. Он используется из таблицы свойств жидкостей на странице БР. Для использования утилиты:

1. Нажать правую кнопку мыши на строке, соответствующей нужной жидкости.

2. Выбрать "Калькулятор Фанна" из выпадающего меню.




3. Открыть выпадающий список наверху для выбора числа доступных скоростей вращения (2, 4, 6 или 8 скор.)

4. Ввести данные для каждой скорости в соответствующее поле.

5. Нажать [Расчет].

6. Просмотреть результаты в желтых полях в правой части окна.

7. Сравнить соответствие моделей данным путем нажатия на вкладку "Граф" и отметить свою установку.

8. Нажать [Примен.] для экспорта результатов в текущую строку таблицы свойств жидкостей на странице БР или нажать [Отмена] для отмены результатов и закрытия окна.

9. После возврата на страницу БР в таблице будут отображены данные реологии для всех четырех моделей. Выбрать нужную модель из выпадающего списка в столбце 5. При изменении модели реологии константы реологии будут по-прежнему доступны.



10.3.4 Оценка параметров реологии График ПВ и ДНС строится на основе данных типичных буровых растворов. Для получения оценки по нужному буровому раствору следует ввести текущую плотность раствора. Для отображения численных значений, взятых с кривых для заданного УВБР, нажмите [Оценка]. Для экспорта результатов в текущую строку таблицы свойств жидкостей на странице БР (см. раздел 10.1.6) нажмите [Примен.]. Для отмены результатов и закрытия окна нажмите [Отмена] .

10.3.5 Окно анимации Окно анимации является вторичным окном вывода, моделирующим многоступенчатую операцию закачки. При этом возможно сравнение положений фронтов каждой из жидкостей в ходе запланированной операции. Доступ к данному окну осуществляется путем нажатия пиктограммы или выбора "Анимация" из меню Инструменты.




Вкладка "Анимация потока"

1) Схема ствола скважины с фронтами жидкости. На схеме ствола скважины показаны положения уровня жидкости на разных стадиях. Для отображения мгновенного положения жидкостей в

какой-либо момент времени следует либо (1) запустить анимацию (нажать экранную кнопку ) и

дождаться выполнения всей операции или нажать экранную кнопку в любой момент или (2) непосредственно ввести конкретное время, отображаемое в поле Show Fluid at Time ("Показать уровень БР в момент времени"); см. .

Если время вводится вручную, режимы потока (четочный, ламинарный или турбулентный) в этот момент операции будут отображены в левой части схемы. Они определены под заголовком "Легенда" в разделе "Режим потока" (см. ).

2) Ручное управление шагом анимации. Моделирование операции многостадийной закачки может производиться автоматически или вручную. Ручное управление позволяет сосредоточить внимание на деталях для конкретных точек в ходе работы. Сначала нужно ввести временной шаг (приращение) в поле "Шаг" а затем нажать экранную кнопку для перехода к следующему временному шагу. Для возврата к предыдущему временному шагу требуется нажать экранную кнопку

. Для перехода к концу операции требуется нажать экранную кнопку , а для возвращения к началу операции - экранную кнопку .

3) Ползунок управления скоростью анимации. Ползунок позволяет снижать или повышать

скорость анимации за счет его перемещения в направлении пиктограммы или , соответственно.

4) Экранные кнопки управления анимацией. Для запуска программы анимации следует нажать

экранную кнопку . В ходе моделирования становятся доступными кнопки [Пауза] и [Стоп] для



прекращения моделирования процесса на любой контрольной глубине. При нажатии кнопки [Пауза] анимация может быть продолжена с точки остановки путем нажатия кнопки [Дальше].

5) График давления. В ходе работы выполняется построение графиков давления в точке контроля. Такая точка задается на странице ввода операций. Если опция "Убрать таблицу на стр. Порода" не отмечена в окне "Основные опции" (раздел 26.7), то на графике давления будут отображены линии порового давления и давления гидроразрыва. При этом будут ясно видны периоды работы (если они имеются), в течение которых были превышены предельные режимы пласта.

6) Управление цветовой кодировкой анимации. Условные цветовые обозначения определяют цвет отображения каждой из жидкостей при их движении через скважину в ходе анимации. Цвета жидкостей могут быть изменены на странице ввода БР.

7) Панель контроля на вкладке анимации. На панели контроля в окне "Анимация" отображаются значения всех критически важных параметров в ходе моделирования. Значения для каждого временного шага непрерывно обновляются вместе с графиком. Для приостановки отображения данных с целью более тщательного изучения в любой момент в процессе закачки используйте кнопку

[Пауза] или ручное управление шагом (), можно в любой момент нажать экранную кнопку или вручную задать момент времени. Редактирование данных на панели контроля в этом экранном окне невозможно.

8) Легенда режима потока. В этой таблице представлены условные обозначения для режимов потока, отображенных в левой части схемы ствола скважины. Для вызова изображения режимов потока требуется внести отметку в окошко метки "Режим потока". Отображение режима потока выводится на любой стадии процесса, в том числе и во время анимации.

Примечание: ТК — точка контроля, определенная на странице "Операции".

Вкладка "Гидростататическое давление (график)"

На второй вкладке в окне анимации представлен график давления в стволе скважины в заданное время. Время задается путем останова анимации в нужный момент либо непосредственно путем ввода времени в поле между клавишами управления шагом на вкладке "Анимация потока". После ввода времени следует нажать [Обновить] и вернуться на вкладку "Гидростат. давление (граф)".




Редактирование графика гидростатического давления

Для вывода команд меню «Редактирование» следует нажать правую кнопку мыши в любом месте графика. Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4. В дополнение к открытию отдельного окна большего размера график вместе с данными можно экспортировать в Excel для дальнейшего анализа.



Вкладка "Гидростатическое давление (таблица)"

На третьей вкладке в окне анимации представлена таблица давления в стволе скважины в заданное время. Время задается путем останова анимации в нужный момент либо непосредственно путем ввода времени в поле между клавишами управления шагом на вкладке "Анимация потока". После ввода времени следует нажать [Обновить] и вернуться на данную вкладку.


1111

Wear Groove

Drill Pipe

Tool Joint

Casing

Tension

11. ИЗНОС ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Модель износа обсадных колонн является одной из наиболее распространенных программ для моделирования износа материалов при вращательном контакте буровой установки с ОК, райзером и прочими элементами скважины. Программа была первоначально разработана инженерами компании «Маурер Инжиниринг Инк.» при поддержке международного общеотраслевого проекта DEA-42 – «Методы анализа и прогнозирования износа ОК». Модель точно прогнозирует место возникновения и величину износа обсадной колонны и райзера при наземном и морском бурении. Прогнозирование пространственного износа ОК идет с учетом следующих факторов:

1. Энергии, сообщаемой вращающимся замковым соединением поверхности обсадной колонны;

2. Отношения этой энергии к количеству энергии, необходимой для износа единицы объема материала ОК.

Боковая сила, которая прижимает замковое соединение к ОК, определяется комбинацией сил гравитации, выталкивания и растяжения, коэффициентом жесткости и геометрией скважины. Глубина износа в каждой точке ОК определяется на основе величины объемного износа.

Одним их ключевых элементов математической модели, который появился в результате работы над алгоритмом износа ОК, является коэффициент износа (Киз). Этот коэффициент определяет количество энергии, необходимой для удаления в результате износа единицы объема материала ОК при заданных условиях эксплуатации (т.е. при определенных параметрах геометрии обсадной трубы и замковых соединений, буровых растворов, породы и т.п.). В ходе разработки модели стало очевидно, что износ для новых материалов нельзя достоверно предсказать, основываясь только на базовых свойствах материалов. Значения коэффициентов износа, которые используются в программе, получены в результате проведения большого количества испытаний при выполнении проекта DEA-42. Полученные оценки этих коэффициентов и разработка методики их практического применения в программе износа ОК дали возможность перейти от теоретических исследований к созданию практического инженерного инструмента.


11.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект" для модели износа обсадных колонн аналогична типовой странице "Проект" блока DrillNET. См. раздел 3.2.1

11.1.2 Страница "Геометрия" Страница ввода "Геометрия" для модели износ обсадных колонн аналогична типовой странице "Геометрия" в DrillNET. См. раздел 3.2.2

11.1.3 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели износ обсадных колонн аналогична типовой странице "Ствол" в DrillNET. См. раздел 3.2.4.

ГЛАВА 11: ИЗНОС ОБСАДНЫХ КОЛОНН



1) Буровые замки (БЗ). Указываются параметры замковых соединений для верхней секции бурильной колонны. Эти параметры имеют прямое влияние на износ ОК. Для справки отображается максимальное значение геометрической глубины. Чтобы изменить значение, откройте страницы геометрии (см. раздел 3.2.2).

Длиной контакта бурильного замка называется длина части БЗ, соприкасающейся со стволом скважины или обсадной колонной на протяжении одной секции бурильной трубы. Схема определения этой длины показана на нижеприведенной иллюстрации.

0 <= длина контакта бурильного замка < = длина бурильного замка (A + B)

Длина бурильного замка = А +В

Протекторы БТ. Программа определяет количество и расположение протекторов, которые необходимы для предотвращения интенсивного износа колонны, и выводит эти данные в виде графика. Описание модели протектора представлено в разделе 28.6.7. Для расчета необходимо задать следующие данные:

ГЛАВА11: ИЗНОС ОБСАДНЫХ КОЛОНН



максимальную горизонтальную (боковую) нагрузку на протектор- значение максимальной нагрузки на каждой протектор и максимальную горизонтальную нагрузку на буровой замок – значение нагрузки на буровой замок до возникновения необходимости установки протектора.

2) Таблица операций. В таблице можно указать любое количество буровых операций. Каждая строка представляет одну операцию, в рамках которой режим работы и скорость могут считаться постоянными. В первой колонке необходимо выбрать один из трех предложенных режимов работы. В зависимости от выбранного режима изменяется список необходимых параметров.

Бурение – Для этого режима моделирования начальный износ обсадной колонны равен нулю (новая ОК). В процессе выполнения бурения моделируется накопление износа обсадной колонны. В прошлых версиях модели отдельно выделялся режим «Перебуривание», в рамках которого учитывался прежний износ ОК (износ в ходе прошлых операций бурения). Теперь этот режим существует в рамках «Бурения», поскольку программа последовательно моделирует различные этапы бурения и накапливает соответствующий износ.

Разбуривать (расширение скважины от забоя к устью)- Здесь первоначальный износ это накопленный износ в ходе предыдущих операций бурения. Практически, данная операция является операцией перебуривания с отрицательной нагрузкой на долото.

Вращение над забоем - При этой опции моделируется возвратно-поступательное движение бурильной колонны без нагрузки на долото или движение долота вверх/вниз. Если указано что длина хода меньше, чем расстояние между опорами, то программа будет носить износ на одной позиции. Если указано что длина хода больше, чем расстояние между опорами, то износ будет рассчитывается как нормальный (усредненный износ по всей длине).

Для всех этих операций, износ основан на предыдущей операции износа. Например, вторая операция (вторая строка в режиме операции) основывается на результатах износа, полученного в ходе первой операции. Первая операция (строка 1 в режиме операции) основывается на текущих данных износа в таблице данных износа на странице «Коэффициент износа» (см. раздел 11.1.5).

Начало и конец измеренной глубины. Определяет начальную и конечную позицию долота для указанной операции. Скорость вращения (ROP), оборотов в минуту и нагрузка на долото позволяют контролировать объем и амплитуду трения между БЗ и ОК.

Для каждой строки таблицы операций необходимо заполнить значение параметра «Бурильные трубы» (см. ). Активные строки (для которых БТ указано ниже) подсвечены синим текстом в колонке 1 .

3) Бурильная труба. Для каждой суб-операции, перечисленной в режиме операции (см. ) должна быть указана установка БТ. Параметры БТ для операции изменяются в зависимости от выбранной строки в операционной работе. Текущая строка указывается синим текстом в режиме операции в столбе 1, а также перечисленные названия БТ для операции ("БТ - за строки операции: 5").

Для каждой операции вводится БТ, которая будет использоваться в течение данной операции.

Самая правая колонка таблицы, «Описание», не является обязательной.



11.1.5 Страница ввода коэффициентов износа ("Киз")

1) Выбор варианта ввода коэффициента износа. Пользователь может выбрать число коэффициентов износа, которые будут использоваться для каждого анализа износа на основе выбранных пользователем предпочтительных вариантов и имеющейся информации. В зависимости от информации о внутрискважинных условиях и доступных результатов измерений (если они могут быть получены), анализ может быть простым (единственный коэффициент износа для всей скважины) или более сложным (различные коэффициенты износа для разных интервалов скважины).

Пользователь может выбрать один из трех основных вариантов задания коэффициента износа обсадной колонны, отображенных над таблицей коэффициентов износа:

1. Задание единственного коэффициента износа для всей скважины. Выберите вариант "Один Киз" и введите значение коэффициента износа в поле.

2. Задание коэффициентов износа на интервалах по стволу скважины – в направлении сверху вниз. Выберите вариант "Ввод по райзеру/ОК" и задайте, начиная от поверхности, длину каждого участка для каждого коэффициента износа, содержащегося в таблице коэффициентов износа. Этот вариант предназначен для водоотделяющих и обсадных колонн с несколькими секциями, особенно в тех случаях, когда для них используются разные материалы, и делает возможным варьирование коэффициентов износа между секциями по мере необходимости.




3. Задание коэффициентов износа на интервалах по стволу скважины – в направлении снизу вверх. Выберите вариант "Ввод по БК" и задайте, начиная от бурового долота, длину каждого участка для каждого коэффициента износа, содержащегося в таблице коэффициентов износа. Этот вариант целесообразно выбирать тогда, когда пользователь предпочитает контролировать коэффициент износ у разнотипных бурильных замков (БЗ).

Учитывать контакт БТ с ОК. При выборе этого варианта алгоритм будет учитывать износ, вызываемый соприкосновением с телом бурильной трубы (то есть в дополнение к соприкосновению с БЗ). Когда бурильная труба, нагруженная высоким механическим напряжением, проходит через одну секцию ствола скважины, которая достаточно резко искривлена, тело БК может соприкасаться с выпуклой стороной ОК. Поэтому результирующая скорость износа ОК будет зависеть не только от характеристик замков, но и от характеристик износа БК.

Соприкосновение бурильной трубы с обсадной колонной

БЗ БЗ

Влияние бурильных труб, соприкасающихся с обсадной колонной и вызывающих ее износ, может быть учтено путем вычисления и применения эффективного коэффициента износа секций бурильной колонны в тех случаях, когда с обсадной колонной соприкасаются и бурильные замки, и бурильные трубы. Этот эффективный коэффициент износа будет промежуточным по отношению к коэффициентам износа для замков и для БТ.

Следует отметить, что для бурильных труб коэффициент износа задается отдельно в поле непосредственно над экранной кнопкой [Система ЭО]. Коэффициент износа для БТ используется также и для гибкой муфты в тех случаях случаев, когда водоотделяющая или обсадная колонна содержит секцию с гибкой муфтой.

Отмените выбор этого варианта, если хотите игнорировать случаи, когда бурильные трубы соприкасаются с обсадной или водоотделяющей колонной.

2) Система экспертной оценки коэффициента износа. В программу DrillNET включена экспертная система (Expert System), содействующая пользователю в выборе наиболее точных значений коэффициента износа. Она построена на базе значительной части результатов лабораторных испытаний, проведенных в ходе проекта DEA-42. Набор вариантов позволяет быстро определить рекомендуемые коэффициенты износа. См. раздел 11.3.2.

3) База данных по коэффициентам износа. База данных по коэффициентам износа содержит более всеобъемлющие результаты лабораторных испытаний, предпринятых при выполнении проекта DEA-42. Эта обширная база данных охватывает широкий спектр сочетаний условий бурения и конструкций ОК и замковых соединений, позволяющий инженерам проводить сравнительный анализ. См. раздел 11.3.3.

4) Задание параметров хвостовика ОК. После расчета износа ОК вы можете вернуться на страницу "Киз" и ввести новую обсадную колонну или обсадную колонну-хвостовик.

Выберите вариант "Устан. новую ОК", чтобы удалить все вычисленные показатели износа из совокупности параметров колонны. Этот вариант может быть использован, если вы хотите рассчитать износ на основе параметров новой ОК.

Выберите вариант "Устан. хвостовик. или боковой ствол" для ввода глубины установки новой колонны. Для участка ниже верха хвостовика или бокового ствола износ ОК задается равным нулю, и программа подготовит новый набор регистрируемых параметров износа. Диапазон значений глубины Lс для этого нового набора данных простирается от измеренной глубины точки на поверхности точки до глубины установки верха хвостовика или бокового ствола. Если выбрать вариант [Примен.], этот новый набор



регистрируемых параметров износа будет экспортирован в графу "Начальный" таблицы регистрируемых параметров износа в качестве новых учтенных начальных условий буровых работ.

5) Таблицы регистрируемых параметров износа ("Данные износа"). В этих таблицах представлены для изучения ранее определенные характеристики износа с распределением по глубине. Для упрощения сравнения по схеме “до - после” отображаются две совокупности зарегистрированных параметров износа. Этим совокупностям присвоены наименование "Начальный" и "Результаты".

Любой набор данных может быть изменен путем открытия нового файла при помощи правой кнопки мыши и выбора варианта “Open Previous Wear Log File..” ("Открыть предыдущий файл параметров износа"). Вы можете также ввести или изменить данные непосредственно в таблице. Для изменения текущих или предыдущих параметров износа или ввода новых данных следует выбрать кнопкой мыши или переместить курсор в нужные строку и ячейку и ввести с клавиатуры новые данные. Первые три колонки таблицы (с желтым цветом фона) не редактируются. Они основаны на положении точек инклинометрии и других важных переходных точках в инклинометрии скважин. Ячейки с белым фоном могут быть изменены произвольно.

Если вводится новое значение толщины стенок трубы на какой-либо глубине, соответствующей ей показатель "Износ (%)" будет вычислен и скорректирован автоматически. Таблицы регистрируемых параметров износа не допускают ни добавления, ни изъятия строк.

6) "Обновить нач. износ". После завершения вычисления параметров износа ОК вы можете вернуться в окно ввода и проверить показатели износа до и после прогона (соответственно, колонки "Начальный" и "Результаты" в таблице "Данные износа"). Если вы хотите сохранить файл выводимых результатов в долговременной памяти, вызовите функцию [Обновить нач. износ] и скопируйте таблицу "Результаты" в таблицу "Начальный".




11.1.6 Страница "Установки"

1) Модели изгиба. Выберите одну из трех моделей для составления синусоидальных и винтовых критериев изгиба. Модели производят разные результаты на основе различных предположений, используемых в них соответствующих выводов. Обсуждение этих моделей, представлено в разделе 28.9.3.

2) Опции расчета ППрз и ППсм. (предельная прочность на разрыв и предельная прочность на сминание) Три модели (двуосные, уравнений АНИ и уравнений ОТS) предоставляются для расчета прочностных характеристик ОК. По умолчанию в программе будет использована двуосная модель. См. Раздел 28.6.6, где обсуждаются эти модели.

3) Опции "Крутящий момент/Натяжение" для износа. Выберите "С учетом силы трения спир. изгиба" для учета сжатия силы из-за винтового изгиба. Радиальный компонент этих сил сталкивает трубу со стенкой скважины. Эти дополнительные боковые силы увеличивают трение. Если сила велика, труба может подвергнуться дополнительному износу.

Выберите "С учетом жесткости на изгиб" для учета влияния жесткости бурильной трубы на изгиб на искривленных участках ствола скважины. В обычных моделях (Johancsik и др.., 1983), рассматривающих мягкий вращающий момент трубы и натяжение, считается, что нагрузка на бурильную колонну формируется исключительно под воздействием гравитации и в результате действия силы трения при контакте со стенами скважины. Если отменить выбор этого параметра, программа будет использовать модель колонны без учета жесткости труб. Для направленного ствола скважины с небольшим радиусом и бурильной трубой с высокой изгибной жесткостью, дополнительные естественные силы, возникающие между стволом скважины и бурильной колонной, могут быть



значительными, и этим влиянием жесткости на изгиб нельзя пренебречь. Для учета влияния жесткости БК на изгиб при вращающем моменте и расчете натяжения, эту опцию нужно включить.

11.2 Окно результатов Результаты модели износа ОК отображаются в трех вкладках:

1. «Результаты» - отображает значения ключевых параметров износа

2. «Граф/табл» - типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. раздел 3.3).

3. Диаграмма износа ОК – многопараметрическая диаграмма сравнения износа для ОК/райзера (см. ниже)


11.3.1 Пиктограммы панели инструментов Пиктограммы этой панели предназначены для выполнения наиболее часто используемых команд данной модели. К ним относятся:

Анализ фактического износа. Открывает окно «Анализ фактического износа» (см. раздел 11.3.4) для моделирования/калибрования Киз на основе области измерений износа ОК.

Схема износа. Открывает окно «Схема износа ОК/райзера» (см. раздел 11.3.5) для рассмотрения величины износа вдоль всего ОК и/или райзера.




Анализ прочности райзера. Открывает окно прочности райзера (см. раздел 11.3.6) для отображения специального набора схем, демонстрирующих износ и разрушение райзера с износом канавки.

11.3.2 Система ЭО Как уже упоминалось, принципиально важным элементом в математической модели для износа ОК является коэффициент износа "Киз". Этот коэффициент определяет количество энергии, необходимой для удаления в результате износа единицы объема материала ОК при заданных условиях эксплуатации (т.е. при определенных параметрах геометрии обсадной трубы и замковых соединений, буровых растворов, породы и т.п.). В ходе разработки модели стало очевидно, что износ для новых материалов нельзя достоверно предсказать, основываясь только на базовых свойствах материалов. Значения коэффициентов износа, которые используются в программе, получены в результате проведения большого количества испытаний при выполнении проекта DEA-42. Для помощи пользователю при выборе значений Киз в программу включена система экспертной оценки. Экспертная система охватывает большую часть результатов испытаний, которые были проведены при выполнении проекта DEА-42. Чтобы войти в систему, кликните [Экспертная система], на странице Киз (см. раздел 11.1.5). В окне экспертной системы надо указать материал буровых замков (БЗ), буровой раствор, добавки, смазки и другие соответствующие параметры. Для каждой комбинации введенных пользователем условий программа выведет на экран интервал для Киз и предполагаемое значение этого параметра, полученные на основе анализа результатов испытаний. Данная утилита предназначена только для просмотра; данные не могут быть отредактированы или экспортированы обратно в окно ввода.

11.3.3 База данных по коэффициентам износа База данных Киз дает возможность использования результатов испытаний, которые были проведены при выполнении проекта DEА-42. База включает коэффициенты износа для широкого спектра комбинаций обсадных труб и замковых соединений при различных условия. Пользователь может редактировать и добавлять новую информацию в эту базу данных. Новые данные могут добавляться и сохраняться для последующего применения.

Для доступа к базе данных, кликните опцию [База данных], на странице Киз (см. раздел 11.1.5). База данных Киз предназначена только для просмотра, данные не могут быть отредактированы или экспортированы обратно в окно ввода.



11.3.4 Окно отображение фактического износа Окно отображение Киз является специальной утилитой, предназначенной для моделирования/ калибрования Киз на основе измерений износа ОК/райзера. Можно обратно рассчитать Киз на основе завершенных операций и измерения глубины износа по любой точке на скважине. Для доступа к окну кликните на

пиктограмму или выберите "Анализ фактического износа..." в меню "Инструменты".

В верхней части окна, введите точки, для которых глубина износа доступна. Это и есть "точки интереса". Результаты в желтых ячейках будут обновляться автоматически для заданного Lс. Получение результатов износа ОК основаны на текущих данных, подставленных на страницах ввода.

Далее, в нижней части окна, введите глубину износа соответствующий текущей точки интереса. Реальный коэффициент износа автоматически рассчитывается и отображается в желтом поле в нижней части окна.




Если глубина износа превышает толщину стены (ТС) райзера или ОК (т.е. присутствует 100% износ), то значение Киз принимается равным минимальному значению Киз, при котором глубина износа равна ТС. Таким образом, фактический Киз должен быть больше, чем эффективный коэффициент износа.

11.3.5 Окно «Схема износа» Окно «Схема износа» - это дополнительное многофункциональное окно для рассмотрения значений износа

по всей длине ОК и/или райзера. Для загрузки окна нужно кликнуть на иконку или выбрать пункт "Схема износа ..." в меню "Инструменты".

1) График износа. На графике синим цветом отображается остаточная толщина стенки трубы с соблюдением удобного для просмотра масштаба. Т.к. износ часто обусловлен искривлением скважины, в правой половине окна приводится график интенсивности искривления в зависимости от глубины ствола. На графике можно отображать всю колонну или отдельную секцию. Для этого следует воспользоваться опциями, которые приводятся в выпадающем списке. При перемещении курсора в область схемы, форма курсора изменяется от стрелки до крестика. Если кликнуть в области диаграммы износа на одной или нескольких глубинах, данные соответствующих точек будут добавлены в таблицу, которая расположены в правом нижнем углу окна.

2) Схема износа на конкретной глубине. Результаты износа для специфической глубины отображаются в желтом окне. Пользователь может ввести в итоговую таблицу значения параметров для одной или нескольких точек скважины.

С помощью перемещения на диаграмме износа нужно выбрать Lс (значение глубине текущей точки отображается в поле Lс в нижней правой части окна автоматически.), или с помощью ручного ввода



задать значение глубины в поле с меткой Lс. После ввода значение глубины следует кликнуть расположенную справа от поля ввода глубины кнопку [Прим.] («Применить») для внесения этой точки в таблицу.

Когда указатель мыши перемещается по графику схемы износа (1), окно Lс автоматически обновляется для отображения текущей глубины позиции. Чтобы добавить текущие отображаемые наборы данных в таблице результатов, нужно кликнуть кнопку [Добавить в таблицу]. Параметры, связанные с выбранной глубиной, отобразятся в таблице.

3) Итоговая таблица схемы износа. Данные износа для нескольких глубин интересов могут быть выбраны и собраны в итоговую таблицу. Каждый раз, когда пользователь с помощью мышки выбирает нужное значение глубины по стволу на схеме износа или вводит это значение в поле (после ручного ввода значения необходимо кликнуть на кнопке [Прим.], которая расположена справа от поля ввода глубины), значения параметров в выбранной точке добавляются в таблицу. Кликните кнопку [Очистить) для удаления данных из таблицы.

Нажмите правую кнопку мыши, чтобы воспользоваться дополнительными функциями: копировать таблицу, напечатать таблицу или открыть ее в отдельном окне.

11.3.6 Окно анализа прочности райзера Несколько специальных окно обеспечивают вывод результатов анализа прочности райзера. Учитывается влияние канавки райзера на износ и разрушение материала. Предпочтительную модель износа можно выбрать на странице «Установки» (см. раздел 11.1.6). Это свойство доступно только тогда, когда у вас есть

исходные данные райзера, просмотреть которые можно, кликнув на пиктограмму или выбрав "Прочность райзера ..." в меню "Инструменты".

Результаты расчетов по текущим вводным параметром графически отображаются на шести окнах, каждое из них которых может быть увеличено двойным щелчком до размеров полного экрана. Графические окна вывода включают:

1. Отказ райзера при сминании. График, представленный в этом окне, показывает уменьшение прочности райзера при износе на заданной пользователем глубине. Наихудший случай имеет место




при близком к нулю удельном весе бурового раствора в райзере. Отказ прогнозируется в точке равенства или превышения гидростатическим напором (красная линия Ргн) значения уменьшенного в результате износа прочности на сминание. Изменить Lс можно в нижней части окна.

2. Отказ райзера при разрыве. График показывает уменьшение прочности на разрыв от износа на заданной глубине. Здесь, в наихудшей позиций на заданной глубине райзера всегда становится вес БР в райзере, как указано в нижней части окна. Прочность смятия изношенного райзера рассчитывается на основе одной из трех моделей, которые вы выбрали на странице «Установки» (см. раздел 11.1.6).

3. Минимальная высота флюида в райзере (отказ при смятии). График показывает увеличение минимальной высоты флюида в райзере, которая необходима для предотвращения сминания с увеличением износа.

4. Отказ-сминание в райзере. Это окно показывает, как прочность при сминании райзера (на указанной глубине) будет снижаться по мере износа.

5. Отказ-сминание низа райзера. Этот график показывает, как прочность сминания в нижней части райзера будет снижаться по мере износа. Для построения всегда рассматривается критический случай: нижняя часть райзера при работе с заданным удельным весом бурового раствора.

6. Максимальный вес БР в райзере (отказ-разрыв райзера). Другой способ прогнозирования разрыва можно применить с помощью данного графика, который показывает уменьшение допустимого удельного веса БР для изношенной колонны. Как и на предыдущих графиках, анализ производится для указанной пользователем глубины райзера.

Это вспомогательное окно предназначено для изменения глубины и удельного веса бурового раствора, для которых производится анализ прочности райзера. После введения значений параметров, кликните кнопку [Пересчет] - графики будут пересчитаны с учетом введенных значений.


112212. МОДЕЛЬ ЦЕНТРИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Модель центрирования обсадной колонны представляет собой инженерную программу для точного расчета схемы установки центраторов, при которой достигается достаточный зазор (Кц) между обсадными колоннами и стенкой скважины.

Центрирование обсадной колонны важно для высококачественного цементирования. В наклонном и даже в вертикальном стволе скважины обсадная колонна, испытывая воздействие силы тяжести и осевых нагрузок, как правило, соприкасается со стенкой скважины. Центраторы предназначены для установки на обсадной колонне с целью предотвращения ее соприкосновения со стенкой скважины и для создания зазора между обсадной колонной и стенкой скважины, достаточного для вытеснения бурового раствора из затрубного пространства цементным раствором, закачиваемым в процессе цементирования. Программа центрирования обсадной колонны дает инженерам возможность определять наиболее эффективную расстановку центраторов.

Программа описывает сложные механизмы изгиба труб в трехмерном пространстве ствола скважины. Математическая модель состоит из расчета изгиба труб и расчета смещения центраторов. Модель может применяться для трехмерных стволов скважин (вертикальных, наклонных и горизонтальных), пробуренных как на материке, так и в море. Она вычисляет также параметры процесса спуска обсадных колонн в стволы скважин. При расчете деформации обсадной колонны программа позволяет пользователю выбирать модель с жестко или шарнирно закрепленным концом трубы.

Кроме того, программа позволяет выбирать схему с равными интервалами между центраторами или с минимальным значением Кц. Она допускает совместное использование упругих и жестких центраторов. Программа прогнозирует фактические зазоры между обсадной колонной и стенкой скважины при равных интервалах между центраторами и интервалы между центраторами, требующиеся для достижения минимального зазора. Она также рассчитывает нагрузки на крюк при спуске обсадной колонны в скважину. Программа выполняет расчет односекционной обсадной колонны для прямых и искривленных участков ствола скважины. Расчет одной секции описывает механизмы прогиба обсадной колонны, достижения требующейся степени центрирования (Кц) и влияния интервалов между центраторами, осевого натяжения и плотности флюида на зазор между обсадной колонной и стенкой скважины.


12.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект" для модели расчета схемы установки центраторов очень похожа на типичную страницу "Проект" в программе DrillNET. См. подраздел 3.2.1.

12.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели расчета схемы установки центраторов очень похожа на типичную страницу "Геометрия" в программе DrillNET. См. подраздел 3.2.2.

12.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода данных "Трубы" для модели расчета схемы установки центраторов очень похожа на типичную страницу "Трубы" в программе DrillNET. См. подраздел 3.2.3.

На этой странице вводятся данные по обсадной колонне и бурильной трубе, которая может использоваться для спуска колонны, если, например, она представляет собой хвостовик, подвешиваемый снизу к существующей секции обсадной колонны, или, как в случае подводного бурения, это может быть бурильная труба, используемая для спуска обсадной колонны до установленной на морском дне подвески обсадной колонны. Если обсадная колонна достигает поверхности, в разделе, посвященном трубам, будут указаны данные только спускаемой секции обсадной колонны. Графа "Спецификация", хотя ее заполнение не считается обязательным, способствует распределению полученных результатов между разными секциями обсадной колонны.

ГЛАВА 12: МОДЕЛЬ ЦЕНТРИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ



12.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода данных "Ствол" для модели расчета схемы установки центраторов очень похожа на типичную страницу "Ствол" в программе DrillNET. См. подраздел 3.2.4.

Здесь предоставляется дополнительная возможность указать величину коэффициента трения. Коэффициент трения в стволе скважины требуется для расчета скручивающих и осевых нагрузок. Для каждой секции должны быть указаны внутренний диаметр (Дв) и коэффициент трения. Если коэффициент трения неизвестен, нажмите правую кнопку "мыши" при курсоре, установленном в окне "Ствол", и выберите коэффициент трения из списка вариантов.

Для оценки коэффициента трения при различных условиях программа предлагает справочное окно. Просмотрите представленные в таблице характерные значения. Выберите наиболее целесообразные значения, исходя из региона выполнения работ и предполагаемых условий на месторождении. В графе "Фактические Ктр" приведены на значения, которые, по сообщениям эксплуатационных и обслуживающих компаний, определены в реальных скважинах. Значения в графе "Расчетные Ктр" увеличены для учета различий между расчетными осевыми нагрузками в проектных скважинах с плавными траекториями ствола и нагрузками, наблюдаемыми в реальных скважинах. На стадии проектирования применяйте расчетные коэффициенты трения, если используются только проектные (для плавного искривления) значения зенитного и азимутального углов отклонения скважины.




1) Модель прогиба обсадной колонны. Для расчета прогиба выберите одну из двух моделей. Основное различие между моделями заключается в граничных условиях в зонах соприкосновения центратора с обсадной колонной. Первая математическая трактовка проблемы воплощена в модели, которую предложили Ли, Смит и Тихе (Lee, Smith & Tighe) и которая основана на упрощающем допущении о том, что точка опоры центратора на обсадной трубе работает подобно шарниру. Изгибающие моменты не передаются через точку опоры вдоль обсадной колонны. Жесткость обсадной колонны принимается как фактор, не влияющий на центратор. Хотя это допущение упрощает математические выкладки, в реальных обсадных колоннах происходит передача изгибающих моментов. Позже Джавкам-Волд и Ву (Juvkam-Wold & Wu) разработали модель, в которой обсадная колонна закреплена на центраторе, изгибающие моменты передаются через стык между ними.

Модель, которую предложили Ли, Смит и Тихе, проще и, как можно ожидать, должна давать более консервативные результаты. Модель Джавкам-Волда и Ву считается более точной.

2) Центраторы. Для вычисления интервалов между центраторами, требующихся для поддержания степени центрирования (Кц) обсадной колонны на уровне, превышающем заданный пользователем предел по всей длине колонны, выбирают вариант "Кц миним.".

Длина обсадной колонны (нормированная)

Изгиб

обсадной

колонны

(нормир

.)

Шарнирно закрепленные концы

Жестко закрепленные концы




Если желательно ввести значения интервалов между центраторами и затем определить результирующее значение Кц, следует выбрать вариант "Равные интервалы".

В таблице параметров центраторов укажите, устанавливаются ли центраторы в каждой секции колонны. Для секций с центраторами укажите тип центратора, выбрав его из предусмотренного раскрывающегося списка. Центратор может быть упругим или жестким.

Если в данной секции колонны труб центраторы не используются, выберите вариант "Нет".

В случае упругих центраторов выберите вариант "Упругий".

При использовании жестких центраторов, закрепленных на обсадной колонне, выберите вариант "Жесткий".

После выбора каждого варианта соответствующие параметры становятся доступными (фон изменяется с серого на белый).

Если необходимо, вводятся следующие параметры: «Интервал между центраторами»; «Сила упругости», которая равна максимальному развиваемому пружиной центратора усилию, позволяющему добиться отрыва обсадной колонны от стенки ствола; «Усилие страгивания», необходимое для страгивания центратора с места в стволе скважины (т.е. для преодоления статической силы трения) и «Дн жест.цент.», т.е. наружный диаметр по лопастям жесткого центратора.

Для вычисления минимального зазора требуется знать степень центрирования (Кц), которая равна отношению расчетного зазора к зазору при идеально центрованной обсадной колонне. Степень центрирования 100% характеризует центрованную колонну, в то время как степень центрирования, равная 0%, означает, что колонна касается стенки ствола. Введите в таблицу минимальное приемлемое значение. Типичное значение составляет примерно 70%.

В качестве внутреннего и наружного флюидов, как правило, принимаются, соответственно, буровой или промывочный раствор, находящийся внутри колонны, и цементный раствор снаружи.

3) Сопротивление изгибу. В программе предусмотрен выбор одного из двух вариантов вычисления скручивающих и осевых нагрузок: с учетом или без учета сопротивления изгибу. Его влияние, как правило, очень мало, и им пренебрегают. В некоторых случаях полезно сравнить значения скручивающих и осевых нагрузок с учетом и без учета вклада, вносимого сопротивлением изгибу. Такое



сравнение способствует выявлению возможностей для снижения скручивающих и осевых нагрузок за счет уменьшения жесткости трубы.

После завершения ввода данных и пока все пиктограммы вкладок окрашены в зеленый цвет, кликните мышью на пиктограмму просмотра результатов, чтобы вызвать процесс обработки данных и построения графиков и таблиц с результатами.

12.2 Результаты Результаты расчета схемы установки центраторов выводятся на двух вкладках:

Вкладка "Результаты" – отображает исходные параметры




Вкладка "Граф/табл." – типичное многофункциональное информационное окно, отображающее результаты в программе DrillNET и позволяющее выбирать индивидуальное или групповое представление результатов в графической форме (см. раздел 3.3) и выводить на экран таблицы данных.

Представление результатов вычислений при выборе условия "Минимальный зазор" осуществляется в следующих формах:

1. График интервалов между центраторами. На графике показаны рекомендуемые интервалы между центраторами для всей обсадной колонны. (Обратите внимание на то, что нулевой интервал означает отсутствие потребности в центраторах.)



2. График нагрузки на крюке при спуске обсадной колонны. На этом графике показаны динамические нагрузки на крюке на поверхности при перемещении низа обсадной колонны вдоль ствола скважины.

3. График нагрузки на колонну при цементировании. На этом графике показаны значения осевых нагрузок вдоль обсадной колонны в процессе цементирования.

4. Таблица зависимости интервала между центраторами от глубины. В этой таблице приведены данные, на основе которых построена графическая зависимость 1.




5. Таблица зависимости нагрузки на крюке от глубины, измеренной по стволу от низа обсадной колонны. В этой таблице приведены данные, на основе которых построена графическая зависимость 2.

6. Таблица зависимости нагрузки на обсадную колонну от глубины по стволу. В этой таблице приведены данные, на основе которых построена графическая зависимость 3.

При выборе условия вычисления "Равные интервалы" график 1 становится графиком зависимости степени центрирования ("Коэф. центрации (Кц)").

12.3 Окно "Анализ чувствительности" "Анализ чувствительности" – это окно вывода дополнительных результатов, предназначенных для анализа относительного влияния изменения отдельных параметров при сохранении неизменных значений других параметров. Такой анализ может оказаться очень полезным в процессе выявления параметров, которые наиболее важны для отдельной операции и требуют тщательного контроля и более точного измерения в целях достижения успеха разработки месторождения. С другой стороны, можно также выявить другие



параметры, которые оказывают незначительное влияние и не требуют жесткой оптимизации. Для вызова этого окна выберите мышью пиктограмму .

1) Параметры чувствительности. Выберите тот параметр, который будет изменяться при неизменности остальных параметров. В таблице укажите диапазон изменения интересующего вас параметра (в белых ячейках "Интервал / Нижн. т-ка" и "Интервал / Верх. т-ка"). Остальным параметрам присваиваются постоянные базовые значения, устанавливаемые по умолчанию и соответствующие значениям, содержащимся в текущем файле проекта. В этом окне вы можете изменить значение любого параметра, не изменяя проектные данные в главном окне ввода данных.

2) Выбор типа графика. Выберите вариант "Тип графика": (1) "Стат." - для получения моментальных значений нагрузки при КНБК на глубине, интересующей вас, или (2) "Динам." - для варьирования выбранного параметра в диапазоне его значений при КНБК на забое.

3) Диалоговые окна "Удельный вес флюида", "Коэффициент трения" и "Приведенный вес". В эти раскрывающиеся окна вызываются заполняющие их параметры для каждого заданного интервала ствола скважины. При выборе мышью любого интервала ствола в раскрывающихся окнах соответствующий параметр будет скопирован из главного окна ввода данных в таблицу ввода параметров чувствительности.

4) Выходные таблицы и графики чувствительности. В ходе анализа чувствительности выбранный параметр изменяется в пределах его диапазона с шагом 10%, и вычисление выполняется при каждом изменении параметра. Результаты всех вычислений вносятся в 11-строчную таблицу результатов. Результаты анализа чувствительности сводятся также в два графика, один из которых характеризует текущее состояние, а другой служит опорной характеристикой предшествующего состояния.

Для выполнения вычислений на основе выбранных исходных данных нажмите кнопку [Расчет], а для распечатки исходных данных, результатов и графиков - кнопку [Печать].


113313. МОДЕЛЬ СКРУЧИВАЮЩИХ И ОСЕВЫХ НАГРУЗОК

ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ХВОСТОВИКА Модель скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика была создана компанией "Маурер инжиниринг" (Maurer Engineering Inc.) как часть общеотраслевого проекта DEA-44, посвященного разработке и оценке технологии строительства горизонтальных скважин. Данное приложение представляет собой первоклассную инженерную программу для вычисления скручивающих и осевых нагрузок на колонну при цементировании хвостовиков и используется для проектирования и контроля работ, выполняемых в наклонных и горизонтальных скважинах и скважинах с большим отходом от вертикали. Программа вычисляет скручивающие, растягивающие и сжимающие нагрузки, воздействующие на хвостовик при его цементировании. В процессе цементирования, когда цементный раствор находится в хвостовике, но еще растекается вокруг башмака хвостовика, возможно развитие чрезмерных скручивающих нагрузок. Возрастание направленных вниз нагрузок обусловливается большим удельным весом цементного раствора по сравнению с буровым раствором или жидкостью, применяемой для предварительной промывки внешней поверхности обсадной колонны. Это может привести к повреждению подвески хвостовика, участвующей во вращательном и (или) возвратно-поступательном движении, и может воспрепятствовать вращению и (или) возвратно-поступательному движению хвостовика. Для предотвращения такой ситуации можно воспользоваться моделью скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика как средством определения скручивающих и растягивающих нагрузок.

Эта программа полезна в таких областях применения как:

Проектирование колонны хвостовика

Предотвращение разрушения соединений хвостовика

Текущий контроль скручивающих и растягивающих нагрузок на хвостовик

Проектирование соединений для горизонтальных скважин

13.1 Страницы ввода данных

13.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных для модели скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика очень похожа на типовую страницу "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.13.2.1.

13.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика очень похожа на типовую страницу "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

13.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода данных "Трубы" для модели скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика очень похожа на типовую страницу "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

13.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода данных "Ствол" для модели скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика очень похожа на типичную страницу "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

ГЛАВА 13: МОДЕЛЬ СКРУЧИВАЮЩИХ И ОСЕВЫХ НАГРУЗОК ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ХВОСТОВИКА



1) Режим работы. Выбрать один основной режим работы, описывающий движение колонны труб при цементировании.

2) Сопротивление изгибу. Установить флажок в поле "Учесть сопротивление изгибу" для учета влияния сопротивления изгибу изгибающихся труб на искривленных интервалах ствола скважины. Стандартная модель скручивающих и осевых нагрузок гибкой колонны (Johancsik et al., 1983) предполагает, что нагрузки на колонну труб возникают исключительно под действием силы тяжести и осевых нагрузок, развивающихся вследствие трения при соприкосновении колонны труб со стенкой наклонно-направленной скважины. В случае снятия этого флажка программа будет использовать модель гибкой колонны (т. е. жесткость трубы не будет влиять на результаты). Однако в наклонных скважинах с малым радиусом изгиба ствола и с бурильной колонной повышенной жесткости может действовать значительная дополнительная осевая сила, и это влияние сопротивления изгибу нельзя игнорировать. Для учета жесткости колонны труб следует установить соответствующий флажок, это позволит учитывать влияние сопротивления изгибу на развиваемые напряжения.

Примечание: Понятие "влияние" означает "последствия".

3) Коэффициент трения с цементом. Цементный раствор отличается от других буровых жидкостей повышенными удельным весом и вязкостью и содержит значительно больше твердых материалов во взвешенном состоянии. Это приводит к созданию более значительных скручивающих и осевых нагрузок при прохождении цемента через башмак и перетеканию в затрубное пространство. Для моделирования этого эффекта при вычислении силы трения между трубами и стволом скважины в среде цементного




раствора используется повышенное значение коэффициента трения. Для учета этого эффекта необходимо ввести повышенное значение коэффициента трения по сравнению с нормальным значением.

4) Движение хвостовика. Скорость поступательного и вращательного движения колонны труб влияет на нагрузку на крюке в процессе цементирования. Следует ввести значения параметров "Скорость спуска" (осевая скорость возвратно-поступательного движения относительно ствола) и "Частота вращения" по показаниям тахометра роторного стола.

5) Интересующие показатели. Раздел "Интересующие показатели" состоит из трех частей, характеризующих жидкость, процентную долю нагнетаемой жидкости и рассматриваемый интервал скважины.

Жидкость – одна из нагнетаемых жидкостей.

Доля нагнетания (%) - процентная доля объема нагнетаемой жидкости в общем объеме жидкости.

Интервал скважины – позволяет выбрать один из интервалов скважины.

6) Жидкость. Цементирующие жидкости нагнетаются в течение всей операции. Следует ввести параметры "Тип жидкости" (буровой раствор или цемент), ее "Удельный вес" и "Объем", "Расход насоса" и краткое описание в графе "Спецификация", затем выбрать в раскрывающемся списке цвет жидкости, который будет использоваться в режиме анимации.

7) Центраторы. Центраторы (центраторы обсадной колонны) используются для создания определенного зазора между обсадной колонной и стенкой скважины для достижения высококачественного цементирования и получения сплошной цементной оболочки между обсадной колонной и стенкой скважины. В этом разделе пользователь может ввести характеристики центраторов обсадной колонны.

13.2 Результаты Результаты моделирования скручивающих и осевых нагрузок при цементировании хвостовика содержатся на двух вкладках:

Вкладка "Результаты" – отображает исходные параметры



Вкладка "Граф/табл." – типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. раздел 3.3) и выводить на экран таблицы данных.

Варианты представления результатов при выборе режима работы "Возвратно-поступательное и вращательное движение" включают в себя:

Графическое представление результатов

Нагрузка на колонну при возвратно-поступательном и вращательном движении. Этот график отображает зависимость нагрузки на крюке (создаваемой при подвешивании и снятии колонны) при возвратно-поступательном и вращательном движении хвостовика во время цементирования или нагнетания порций бурового и цементного растворов в хвостовик и затрубное пространство.

Скручивающая нагрузка при возвратно-поступательном и вращательном движении. Сравнение скручивающих нагрузок на каждую секцию колонны при цементировании.

Скручивающая нагрузка на верхнюю часть верхней трубы. Данная динамическая графическая характеристика отражает изменение скручивающих нагрузок в верхней части хвостовика (или другой секции колонны) при подвешивании и снятии колонны в течение всей операции нагнетания.

Нагрузка на колонну и на верхнюю часть верхней трубы. Данная динамическая графическая характеристика отражает изменение нагрузок в верхней части хвостовика (или другой секции колонны) при подвешивании и снятии колонны в течение всей операции нагнетания.

Табличное представление результатов

Таблица зависимости нагрузок на колонну от глубины по стволу. В этой таблице приведены данные, на основе которых построены графики 1 и 2.




Максимальные осевые и скручивающие нагрузки на колонну

o Максимальная нагрузка на колонну – это максимальная осевая нагрузка на указанную секцию колонны при нагнетании жидкостей.

o Максимальная скручивающая нагрузка на колонну – это максимальная скручивающая нагрузка на указанную секцию колонны при нагнетании жидкостей.

Зависимость осевых и скручивающих нагрузок на колонну от продолжительности нагнетания. В этой таблице приведены данные, на основе которых построены графики 3 и 4.

Если на вкладке "Операции" для варианта "Модель работы" задан режим "Только возвратно-поступательное движение" или "Только вращение",

вариант графического представления результатов ("Вывести граф") будет отражать это изменение выбора для варианта "Модель работы".

13.2.1 Окно анализа чувствительности Окно "Анализ чувствительности" – это окно вывода дополнительных результатов, предназначенных для анализа относительного влияния изменения отдельных параметров при сохранении неизменных значений других параметров. Такой анализ может оказаться очень полезным в процессе выявления параметров, которые наиболее важны для отдельной операции и требуют тщательного контроля и более точного измерения для успешного проведения запланированных промысловых работ. С другой стороны, можно также выявить другие параметры, которые оказывают незначительное влияние и не требуют жесткой

оптимизации. Для вызова этого окна необходимо выбрать пиктограмму или вариант "Анализ чувствительности" в меню "Инструменты".



1) Таблица и графики результатов анализа чувствительности к действию скручивающих и осевых нагрузок. Результаты анализа чувствительности сводятся в двух графических зависимостях.

В них показаны результаты по каждому шагу. Для анализа чувствительности рассматриваемый параметр варьируется во всем его диапазоне с шагом 10%, и вычисление выполняется на каждом шаге. Результаты каждого шага вносятся в 11-строчную таблицу результатов.

Редактирование графиков чувствительности

Для вывода команд меню "Редактирование" нажать правую кнопку мыши на любом графике. Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4. В дополнение к открытию отдельного окна с одним графиком, график вместе с данными можно экспортировать в Excel для дальнейшего анализа.

2) Тип графика. Динамический или максимальный

Выбор типа графика: 1) "максимальный" – для показа зависимости максимальных нагрузок от измеренной глубины вдоль колонны труб в определенный момент времени и при определенных условиях или 2) "динамический" – для получения хронологической зависимости нагрузок на поверхности от измеренной глубины КНБК по стволу за весь период операций подвешивания и снятия колонны.

3) Режим работы. Предоставляется выбор одного из вариантов: "Только возвратно-поступательное движение", "Только вращение" и "Возвратно-поступательное движение и вращение".




4) Параметры чувствительности. Выбрать параметр, который будет варьироваться при сохранении неизменных значений остальных параметров. Ввести нижний и верхний пределы диапазона изменения выбранного параметра. Другим параметрам присваиваются постоянные базовые значения по умолчанию, соответствующие указанным на ваших текущих страницах ввода основных данных.

При анализе чувствительности рассматриваемый параметр варьируется по шагам в заданном диапазоне, и на каждом шаге выполняется вычисление.

5) Диалоговые окна коэффициента трения и приведенного веса. Данные раскрывающиеся поля помогают при вводе коэффициентов трения и приведенного веса для отдельных секций бурильной колонны. При выборе "мышью" любой из указанных секций бурильной колонны соответствующие значения коэффициента трения и приведенного веса труб будут скопированы из главного окна в таблицу ввода параметров анализа чувствительности.

13.2.2 Окно режима анимации Окно режима анимации представляет собой окно вывода дополнительных результатов, которое используется для просмотра модели процесса цементирования.

Здесь можно просматривать расчетные значения осевых и скручивающих нагрузок в верхней части колонны-хвостовика в ходе выполнения работы. Для доступа к данному окну необходимо выбрать пиктограмму или опцию "Анимация" в меню "Инструменты".



1) Таблица параметров анимации. В таблице показаны значения времени, объема закачанной жидкости и

скручивающего момента, которые обновляются с каждым шагом анимации. В первой колонке можно выбрать любую колонну из определенных вами на странице "Трубы". Для выбранной колонны будут показаны осевые и скручивающие нагрузки.

2) Схема ствола скважины в режиме анимации. На схеме воспроизводится процесс нагнетания всех жидкостей в ствол скважины. Для демонстрации каждой фазы нагнетания эти жидкости показаны разными цветами в обсадной колонне и затрубном пространстве. Текущее соответствие между цветом и жидкостями показано в поле цветовых обозначений жидкостей.

3) Кнопки управления анимацией. С помощью кнопки [Старт] запускается новая программа анимации, начинающаяся с ввода первой порции жидкости первой фазы. Для остановки анимации на текущем шаге следует нажать кнопку [Пауза]. Для возобновления показа анимации нажать кнопку [Продолжить]. Нажатие кнопки [Стоп] остановит процесс анимации.

4) Графики в режиме анимации. Осевые и скручивающие нагрузки в верхней части хвостовика отображаются в виде графиков, которые непрерывно обновляются по ходу процесса анимации.

5) Скорость анимации. Программой предусмотрен выбор любой скорости анимации – от реального масштаба времени (значение скорости = 1) до 10-кратного ускорения (значение скорости = 10).




6) Цвета жидкостей в режиме анимации. Это таблица условных обозначений цветов и удельных весов жидкостей на схеме скважины. При необходимости цвета жидкостей могут быть изменены на вкладке ввода данных "Операция".

13.2.3 Служебные программы Для вызова служебных программ (утилит) необходимо выбрать пиктограмму или вариант "Утилита" в меню "Инструменты". При расчете скручивающих и осевых нагрузок при цементировании служебная программа может использоваться также для вычисления объема жидкости в обсадной колонне или затрубном пространстве между любыми двумя отметками глубины. Текущая геометрия ствола скважины и обсадной колонны показывается схематично.

Для вычисления объема предусмотрены следующие три метода выбора интервала:

Выбор из раскрывающегося списка значений измеренной глубины на основных переходах.

Ручной ввод значений глубины в поле глубин по стволу (этот вариант допускается, если для раскрывающихся списков заданы варианты "Точка 1" и "Точка 2").

Нажатие кнопки "мыши" при установке курсора непосредственно на графике. При первом нажатии будет выбрана точка 1, при втором – точка 2.



Чтобы начать интервал с поверхности, значение глубины должно быть равно 0. После ввода или изменения значений глубины, указываемых в текстовых полях, необходимо нажать кнопку [Вычислить].

После выбора двух глубин интервал на схеме ствола будет показан в виде цветной зоны. Синим цветом обозначается интервал внутри труб, зеленым – выбранный интервал затрубного пространства.

Результаты вычислений отображаются в правом нижнем углу. На иллюстрации показаны два значения глубины по вертикали и объема жидкости в трубе и в затрубном пространстве.

.


114414. МОДЕЛЬ ОСЕВЫХ НАГРУЗОК И МОМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ

КОЛОННЫ Модель скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны предназначена для анализа сложных процессов воздействия осевых и скручивающих нагрузок на бурильную трубу и возникновения крутящего момента и сопротивления (а также изгиба) бурильной трубы при спуске в ствол и подъёме из него. Для случая сжимающих нагрузок указываются начальные точки (1) синусоидального изгиба, (2) спирального изгиба и (3) течения материала трубы. Данная модель широко используется для проектирования и контроля работ в наклонных и горизонтальных скважинах и в скважинах с большим отходом от вертикали. Она может применяться также для обсадных колонн, хвостовиков или колонн НКТ.


14.1.1 Страница "Проект" Страница ввода "Проект" для модели скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны (Torque & Drag for Drill-String) практически аналогична типовой странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

14.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны практически аналогична типовой странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

14.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны практически аналогична типичной странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

14.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны практически аналогична типовой странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

ГЛАВА 14: МОДЕЛЬ ОСЕВЫХ НАГРУЗОК И МОМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ


14.1.5 Страница "Параметры"

1) Рабочие режимы осевых нагрузок и моментов. Вращение колонны оказывает значительное влияние на осевые нагрузки и моменты. В случае вращения трубы во время спуска в скважину продольное трение может быть незначительным. Это происходит, поскольку сопротивление трения действует в направлении, противоположном вектору скорости в точке на поверхности бурильной трубы. Если труба одновременно вращается и смещается в продольном направлении, скорость трубы относительно ствола скважины представляет собой комбинацию двух векторных величин — продольной скорости и скорости вращения. Дополнительная информация представлена в разделе 28.9.1.

Граничные условия в нижней части колонны будут зависеть от моделируемой операции. При движении колонны в скважину (спуск или бурение) нижняя часть колонны подвергается сжатию. При поднятии колонны из скважины (подъем) нижняя часть колонны подвергается растяжению. Для бурения или вращения колонны положительная величина кручения в нижней части колонны будет имитировать крутящий момент от долота и КНБК. Ниже перечислены факторы, влияющие на нижние граничные условия для каждой из моделируемых операций.

ГЛАВА 14: МОДЕЛЬ ОСЕВЫХ НАГРУЗОК И МОМЕНТОВ КОЛОННЫ



Подъем с вращением Осевая нагрузка: + осевая нагрузка КНБККрутящий момент: + крутящий момент КНБК

Подъем без вращения Осевая нагрузка: + осевая нагрузка КНБК

Спуск с вращением Осевая нагрузка: – осевая нагрузка КНБККрутящий момент: + крутящий момент КНБК

Спуск без вращения Осевая нагрузка: – осевая нагрузка КНБК

Бурение с вращением Осевая нагрузка: – осевая нагрузка КНБК – нагрузка на долото Крутящий момент: + крутящий момент КНБК + крутящий момент на долоте

Бурение без вращения Осевая нагрузка: – осевая нагрузка КНБК – нагрузка на долото Вращение над забоем Крутящий момент: + крутящий момент КНБК

2) Интервал операции. Рабочий интервал для текущего анализа определяется начальной и конечной глубинами. Этот интервал влияет на данные, отображаемые на графиках результатов. В графиках и таблицах результатов, описывающих условия у КНБК или на поверхности, будут отображаться результаты только для этого определенного интервала глубин. На других экранах результатов обобщаются условия нагрузки по всей длине буровой колонны и отображаются данные от поверхности (глубина = 0) до Lc конечной точки.

3) Осевые нагрузки и моменты КНБК. Следует ввести рабочие параметры и нагрузки на КНБК. Как правило, значения осевых нагрузок и моментов КНБК либо соответствуют инженерным оценкам, либо основаны на разнице показаний на поверхности между упрощенной бурильной колонной и колонной, включающей КНБК или аналогичное оборудование. Эти значения в основном используются для стабилизаторов или каротажных инструментов, которые спускаются в сложенном состоянии и извлекаются в раскрытом.

Осевая нагрузка и момент КНБК являются граничными условиями в нижней точке бурильной колонны. Они представляют собой начальные точки для вычислений осевой нагрузки и момента в отношении всей бурильной колонны, начиная с КНБК.

4) Вес подвижных узлов и УВБР. Удельный вес бурильного раствора (УВБР) влияет на потерю веса бурильной колонны и на нагрузку на крюке на поверхности. Вес подвижных узлов представляет собой собственный вес, который вычитается из нагрузки на крюке для получения фактического веса колонны.

5) Скорости СПО и бурения модели осевых нагрузок и моментов. Продольная скорость и скорость вращения колонны при бурении и СПО влияет на нагрузку на крюке. При необходимости оценки операций бурения и СПО следует ввести все четыре параметра. В противном случае ненужные параметры можно оставить незаполненными (нулевыми).




1) Модели изгиба. Следует выбрать одну из трех моделей, предусмотренных для оценки критериев синусоидального и спирального изгибов. Модели дают различные результаты, исходя из различных допущений, используемых при расчетах. Обсуждение этих моделей представлено в разделе 28.9.4.

2) Коэффициенты запаса по осевым нагрузкам и моментам. Коэффициенты запаса включены в расчет пределов прочности по растяжению и кручению. Они представляют собой отношение прочности трубы к нагрузке. Например, коэффициент запаса 2,0 указывает на то, что рабочие ограничения будут установлены на 1/2 пределов прочности по растяжению и кручению.

Для учета сил сжатия из-за спирального изгиба выбрать "С учетом Fтр спир. изгиба". Радиальная составляющая этих сил прижимает колонну к стенке скважины. Эта дополнительная поперечная сила увеличивает трение. При большой величине силы колонна может быть прихвачена.

Для учета жесткости бурильной трубы при возникновении изгиба в искривленных интервалах ствола скважины выбрать "С учетом жесткости на изгиб". Стандартная модель осевых нагрузок и моментов гибкой колонны (Johancsik et al., 1983) предполагает, что нагрузки на бурильную трубу образуются только под действием силы тяжести и сопротивления трения, возникающего в результате контакта бурильной колонны со стенкой наклонно-направленной скважины. В случае снятия этого флажка программа будет использовать модель гибкой колонны (т. е. жесткость трубы не будет влиять на результаты). Для направленных скважин с малым радиусом изгиба ствола и бурильной колонны с высокой жесткостью на изгиб дополнительная нормальная сила между стволом скважины и бурильной колонной может иметь значительную величину, поэтому влияние жесткости на изгиб не следует




игнорировать. Для учета жесткости бурильной колонны в расчетах моментов и продольных нагрузок следует установить соответствующий флажок.

Результаты модели осевых нагрузок и моментов колонны отображаются в трех вкладках:

1. "Результаты" — отображает значения ключевых параметров изгиба.

2. "Граф/табл." — типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. раздел 3.3).

3. "Диаграммы нагрузок и моментов" — многопараметрическое сравнение результатов расчета осевых нагрузок и моментов по глубине (см. ниже).

Теперь пользователь может выбрать кривые для отображения на графике скручивающих и осевых нагрузок, нажав кнопку "мыши" после установки курсора на условном обозначении под любыми группами линий и выбрав кривые, подлежащие выводу на экран. Этот метод целесообразен в случае наложения кривых или их чрезмерного сближения, приводящего к маскированию отображаемой информации. Для удаления изображения определенных кривых достаточно выбрать "мышью" любое из окошек меток под каждой группой линий.



Показаны все кривые. Кривая ПО б/вр не будет показана

После выбора нужных кривых на графике скручивающих и осевых нагрузок будут показаны только выбранные кривые, позволяя получить выходные данные, содержащие только интересующие пользователей кривые.

График скручивающих и осевых нагрузок после выбора конкретных кривых для отображения.

Форматы вывода осевых нагрузок и моментов

Для отображения данных используются два основных формата:

1. Формат статического "снимка". Зависимость нагрузки от Lc по длине бурильной колонны в заданный момент времени и при заданных условиях (т. е. схема нагрузок на колонну в тот момент, когда КНБК находится на нужной глубине).




2. Формат динамических операций. Хронология изменений нагрузок на устье и на КНБК в зависимости от Lc КНБК в течение всей операции спуска/подъема (т. е. динамика изменения нагрузок на устье).

Например, представление результатов на вкладке "Граф/табл." при выбранном режиме операции "Бурение с вращением" включает:

1. Осевая нагрузка — бурение с вращением. Этот график статического формата отображает условия нагрузки при нахождении КНБК на нужной глубине.

2. Осевой момент — бурение с вращением. Этот график статического формата отображает крутящий момент по всей колонне при нахождении КНБК на нужной глубине.

3. Нагрузка на крюке — бурение с вращением. Этот график динамического формата отображает нагрузку на крюке при перемещении КНБК по всему интервалу операции, заданному на странице "Операции".

4. Момент на устье — бурение с вращением. Этот график динамического формата отображает момент на устье при перемещении КНБК по всему интервалу операции, заданному на странице "Операции".

5. Таблица статического расчета. Эта таблица обобщает условия осевых нагрузок, моментов и ограничения изгиба по всей колонне при нахождении КНБК на нужной глубине. Нужное значение глубины может быть введено над таблицей. Результаты будут обновлены автоматически.

6. Таблица динамического расчета. Данная таблица обобщает нагрузки на крюке и моменты на устье для каждой глубины по всему интервалу операции, заданному на странице "Операции".

Заметим, что заголовки отдельных графиков и таблиц изменяются в соответствии с выбранным на данный момент режимом работы.


14.2.1 Пиктограммы При выборе модели осевых нагрузок и моментов колонны отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти пиктограммы включают:

Анализ чувствительности. Открывает окно "Анализ чувствительности" (см. раздел 14.2.2) для анализа относительного влияния изменений отдельных параметров при постоянных значениях остальных параметров.

Анализ ЗП. Открывает окно Рабочие ЗП (см. раздел 14.2.3) для анализа диапазона безопасных рабочих нагрузок (моментов и нагрузок на долото) и роста напряжений труб при увеличении нагрузок.

Анализ изгиба. Открывает окно "Анализ изгиба" (см. раздел 14.2.4) для анализа накопления изгиба по мере выполнения заданной операции. Возможно также увеличение/уменьшение нагрузки на долото для определения влияния на изгиб.

Анализ блока. Открывает окно утилиты (см. раздел 14.2.5) для расчета КПД блока на основе показаний индикатора веса и нагрузок.





1) Таблица и графики результатов моделирования осевых нагрузок и моментов. Результаты анализа чувствительности обобщены в две таблицы. Графики могут представлять собой либо "снимок" осевых нагрузок и моментов по бурильной колонне в момент нахождения КНБК в нужной зоне, либо динамическое отображение изменения нагрузок в ходе операции. Они выбираются в поле "Расчет".



2) Параметр чувствительности осевых нагрузок и моментов. В разделе "Установки" выбрать один изменяемый параметр, в то время как другие будут оставаться постоянными. Следует ввести минимальное и максимальное значения для диапазона изменения выбранного параметра. Для остальных параметров будут использоваться постоянные базового случая. Им присваиваются значения по умолчанию, соответствующие присвоенным на текущих основных страницах ввода.

Для анализа чувствительности рассматриваемый параметр изменяется по шагам в заданном диапазоне, при этом на каждом шаге производится вычисление.

3) Поля коэффициента трения и приведенного веса (Уст. вес). Эти выпадающие списки помогают задавать коэффициенты трения и приведенный вес для отдельных секций бурильной колонны. При выборе одной из перечисленных секций колонны соответствующий коэффициент трения или




приведенный вес трубы будет скопирован из главного окна в таблицу ввода параметра чувствительности.

14.2.3 Окно "Рабочие ЗП (запасы прочности)" Окно "Рабочие ЗП" представляет собой инструмент для получения инженером дополнительных сведений по диапазону безопасных рабочих нагрузок (моментов и нагрузок на долото) и росту напряжений труб при увеличении нагрузок. После выбора конкретного режима и рассматриваемого параметра программа рассчитывает состояние трубы при первоначальной низкой нагрузке. После этого момент или нагрузка на долото последовательно увеличиваются вплоть до достижения механических пределов. График быстро обновляется после каждого приращения расчета, что дает анимированное изображение. Положение колонны в момент превышения ограничения обозначается текстом наверху окна. Доступ к окну "Рабочие ЗП" осуществляется путем нажатия пиктограммы или выбора "Анализ ЗП" из меню "Инструменты".

1) Результаты определения рабочих ЗП. После ввода всех входных данных (всех параметров в белых полях) нажать [Вычислить] для начала анимационной последовательности. После завершения анимации в текстовом поле наверху окна описывается первая точка контакта с кривой ограничения (элемент колонны, глубина и нагрузка). Соответствующие условия на устье и на долоте обобщаются в таблице результатов над кнопкой [Вычислить].

График отображает определенные для бурильной колонны ограничения и текущие условия нагрузки на колонну. При выполнении расчетов кривая бурильной колонны (синяя) будет постепенно смещаться вправо (для натяжения и кручения) или влево (для изгиба) вплоть до контакта с кривой ограничения.

2) Опция контроля запасов. Может контролироваться четыре различные величины, при этом доступно от одной до трех опций для любого отдельного рабочего режима. Следует выбрать один из доступных параметров и нажать [Вычислить] для выполнения анализа.

3) Базисные граничные условия. Следует указать начальные граничные условия по моменту или осевой нагрузке, либо по моменту и осевой нагрузке. Если нужное значение неизвестно, данные могут начинаться с нуля.



Приращение момента или осевой нагрузки — это значение, на которое увеличивается момент или осевая нагрузка для каждого расчета в последовательности. При малом значении приращения последовательность анимации будет более продолжительной.

14.2.4 Окно "Анализ изгиба" Окно анимации процесса используется для визуализации и оценки развития режимов изгиба при выполнении операции с гибкими НКТ. Вторым назначением этого окна является оценка влияния увеличения/уменьшения нагрузки на долото. Доступ к данному окну осуществляется путем нажатия пиктограммы или выбора "Анализ изгиба" из меню "Инструменты".

Анимация процесса

Анимация процесса отображает динамическое моделирование изгиба и условий нагрузки на поверхности вдоль колонны по мере спуска бурильной колонны в скважину. Двухмерный вид геометрии в правой части окна показывает расположение КНБК и текущее состояние изгиба колонны.

Кнопка [Старт] очищает данные на графике и начинает прогон вычислений с бурильной трубой на поверхности. Кнопка [Пауза] останавливает моделирование на текущей глубине. Кнопка [Дальше] используется после паузы для возобновления вычислений с той же глубины. Кнопка [Стоп] используется для завершения моделирования в любой из точек.

Между прогонами можно изменять нагрузку на КНБК (т. е. нагрузку на долото) путем ввода нового значения в поле "Нагр. в забое".

Изменение нагрузки в забое

Анализ изменения нагрузки в забое используется для оценки влияния изменений нагрузки на долото на состояние изгиба бурильной колонны. Данная функция может использоваться для определения резерва нагрузки на долото до начала пластической деформации трубы (или до превышения предельной нагрузки на оборудование).

Отображаются нагрузка на устье, нагрузка в забое (нагрузка на долото) и приращение нагрузки. Нагрузка в забое будет увеличиваться (или уменьшаться) на величину приращения при каждом нажатии . Нагрузка в забое и приращение нагрузки могут также редактироваться напрямую (на это указывает белый фон). Графики автоматически обновляются при любом изменении параметров.




14.2.5 Окно анализа блока Предусмотрена специальная утилита для анализа КПД блока на основе показаний индикатора веса и фактических нагрузок, а также для расчета фактических нагрузок подъема и спуска на основе показаний индикатора веса и КПД блока. Данное окно открывается путем нажатия пиктограммы или выбора "Анализ блока…" из меню "Инструменты".

Расчет КПД блока

Если известны показания индикатора веса и фактические нагрузки подъема или спуска, для оценки КПД блока можно использовать "Расчет КПД блока". Данный параметр находится в диапазоне от 0 до 1 и представляет собой отношение веса, поднимаемого одним блоком, к общей силе (включая трение), необходимой для его поднятия. Для блока без трения е = 1. Расчеты АНИ основаны на е = 0,96. Crake (1982vi) использовал е = 0,97.

Из выпадающего списка выбрать число линий в блоке, а также один из вариантов "С трением" или "Без трения". В варианте без трения неподвижный конец талевого каната всегда неподвижен и предполагается, что вибрация буровой устраняет любое остаточное трение в шкиве для неподвижного конца. Как правило, шкив для неподвижного конца талевого каната немного перемещается из-за вибрации, растяжения или провисания каната. Это перемещение приводит к вращению шкива и возникновению трения (это вариант "С трением").

После ввода всех параметров нажать кнопку [Вычислить].

Вес по индикатору

Если известны показания индикатора веса и КПД блока, то для оценки фактических нагрузок подъема или спуска можно использовать Калькулятор веса по индикатору. Из выпадающего списка выбрать число линий блока, а также один из вариантов "С трением" или "Без трения". В варианте без трения неподвижный конец талевого каната всегда неподвижен и предполагается, что вибрация буровой устраняет любое остаточное трение в шкиве для неподвижного конца. Как правило, шкив для неподвижного конца талевого каната



немного перемещается из-за вибрации, растяжения или провисания каната. Это перемещение приводит к вращению шкива и возникновению трения (это вариант "с трением").

После ввода всех параметров нажать кнопку [Вычислить]. Для отображения связи между КПД блока и фактической нагрузкой нажать кнопку [График чувствительности].

Схема

Отображается схема, обобщающая определение параметров, используемых в расчетах шкива.

vi Crake, W.S., 1982: “Fitting Drilling Rigs to Their Job… Whether the Rig is Old or New,” Oil & Gas Journal, 15 октября.


115515. МОДЕЛЬ РЕСУРСА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

С помощью модели ресурса бурильной колонны прогнозируется усталостный износ бурильной колонны. Предусмотрены две механические модели: усталостная модель и модель роста трещин. В усталостной модели производится расчет нагрузок при изгибе трубы, вычисление пределов кривизны ствола, прогнозирование усталостного разрушения и предельных нагрузок при вращении. Считается, что усталостное разрушение колонны наступает, когда совокупный усталостный износ превышает 100%. Модель роста трещин основана на использовании зависимостей, полученных компанией Exxon. Она используется для определения периодичности проверок колонны во избежание усталостного разрушения.


15.1.1 Страница "Проект" Страница ввода "Проект" для модели ресурса бурильной колонны практически аналогична типовой странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

15.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели ресурса бурильной колонны практически аналогична типовой странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

15.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели ресурса бурильной колонны практически аналогична типовой странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3. Основным отличием является то, что страница данных труб изменена для ввода данных по усталости. Столбец 9 преобразован в выпадающий список для выбора материалов из базы данных кривых усталости (см. раздел 25.5).

15.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели ресурса бурильной колонны практически аналогична типовой странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

ГЛАВА 15: МОДЕЛЬ РЕСУРСА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ



1) Таблица операций модели износа бурильной колонны. Следует ввести данные, описывающие рабочие процедуры, которые создают циклические и изгибающие напряжения колонны при ее спуске в скважину. Каждая строка таблицы определяет операции для интервала глубин; наибольшая глубина для данной секции указывается в столбце "Lc к.т.".

В приведенных выше примерах бурильная труба спускается с поверхности до Lc 3500 футов без вращения (строка 1), затем спускается с 3500 до 4%00 футов со скоростью 40 футов/ч, 100 об/мин и с нагрузкой на долото 20000 фунтов (строка 2).

Коррозионная способность жидкости является важнейшим фактором усталости. Для каждой секции следует ввести "Коэф. коррозии". Значения изменяются от 0 до 1, причем 1 обозначает отсутствие влияния коррозии на усталостный износ. Предполагаемые значения отображаются при нажатии кнопки [Коэф. коррозии] под таблицей.

2) Таблица наработки БК. Секции БК (звенья) отображаются в таблице в порядке их ввода. Для каждой секции следует ввести усталостный износ, наработанный в ходе предыдущих операций на месторождении.

Применить длину звена

Для инициализации таблицы нажать кнопку [Примен. длину звена]. При этом заполняются строки для всех звеньев труб, исходя из длины звена и общей длины, указанной на странице "Трубы". После ввода данных в таблицу можно при необходимости отредактировать значения длины звеньев. После внесения изменений нажать кнопку [Обновить] для обновления таблицы.




Наработки

Первоначальные значения для параметра "Выработанный ресурс (до операции)" можно ввести вручную в каждую строку. Если одно и то же значение относится к целому диапазону звеньев, нажать [Наработки]. При этом открывается окно, где можно указать диапазон звеньев и начальное значение наработки.

Обновить наработки

Кнопка [Обновить наработки] используется для добавления наработки в текущей операции к общей наработке каждого из звеньев. Значения, отображенные в столбце "Ресурс на операцию" и включающие предыдущую наработку и новую усталостную наработку, будут перемещены в столбец "Выраб. ресурс (до операции)". Чтобы новые значения общей наработки были загружены в качестве предыдущей наработки для следующего прогона, необходимо сохранить файл проекта.

Редактирование таблицы

Для открытия меню "Редактирование" нажать правую кнопку мыши на таблице. При этом отображаются команды для копирования записей, печати и добавления/удаления строк. Для открытия таблицы в отдельном большом окне для облегчения просмотра и редактирования выбрать "Вывод в отдельном окне".




1) Модели изгиба. Предусмотрены три модели изгиба. Описание см. в разделе 28.9.4. Спиральный изгиб колонны влияет на осевые силы, а также на напряжение вдоль колонны. Это, в свою очередь, вызывает усталостный износ.

2) Спиральный изгиб и жесткость на изгиб. Для учета сил сжатия из-за спирального изгиба выбрать "С учетом Fтр винт. изгиба". Радиальная составляющая этих сил прижимает колонну к стенке скважины. Эта дополнительная поперечная сила увеличивает трение и напряжение.

Для учета жесткости бурильной трубы при возникновении изгиба в искривленных интервалах ствола скважины выбрать "Учесть жесткость изг.". Стандартная модель осевых нагрузок и моментов гибкой колонны (Johancsik et al., 1983) предполагает, что нагрузки на бурильную трубу образуются только под действием силы тяжести и сопротивления трения, возникающего в результате контакта бурильной колонны со стенкой наклонно-направленной скважины. В случае снятия этого флажка программа будет использовать модель гибкой колонны (т. е. жесткость трубы не будет влиять на результаты). Для направленных скважин с малым радиусом изгиба ствола и бурильной колонны с высокой жесткостью на изгиб дополнительная нормальная сила между стволом скважины и бурильной колонной может иметь значительную величину, поэтому влияние жесткости на изгиб не следует игнорировать. Для учета жесткости бурильной колонны в расчетах моментов и продольных нагрузок следует установить соответствующий флажок.

15.2 Результаты Результаты вычислений по модели ресурса бурильной колонны отображаются на двух вкладках:

1. "Результаты" — отображает значения ключевых гидравлических параметров

2. "Граф/табл." — типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. ниже). Описание опций отображения и редактирования для этого окна см. в разделе 3.3.





15.3.1 Пиктограммы При выборе модели ресурса бурильной колонны отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти пиктограммы включают:

Усталостный анализ интервала БК. Открывается окно "Устал. анализ интервала БК" (см. раздел 15.3.2) для анализа ограничений ИИ и вращения для одного звена трубы.

Анализ роста трещин. Открывается окно "Анализ роста трещин" (см. раздел 15.3.3) для прогнозирования интервалов проверок на трещины для одного звена трубы.

15.3.2 Усталостный анализ интервала БК В основном окне ввода/вывода модели ресурса бурильной колонны отслеживаются и прогнозируются усталостные повреждения по всей бурильной колонне для конкретной скважины и технологического процесса. Возможно также выполнение других, более простых видов инженерного анализа. При анализе интервала рассматриваются ограничения ИИ и вращения для одного звена бурильной трубы. Знать геометрию ствола скважины при этом не требуется. Данная функция выполняется путем нажатия пиктограммы или выбора "Усталостный анализ интервала БК..." из меню "Инструменты".



1) Выбор модели усталостного анализа интервала БК. Опция "Предельная ИИ (до отказа)" используется для расчета критической ИИ (когда труба может вращаться бесконечное количество циклов без усталостного отказа) и контактных ИИ (когда корпус трубы касается стенки ствола скважины для передачи максимальной осевой нагрузки).

Опция "Циклов до отказа" используется для определения числа оборотов трубы в стволе скважины с заданным темпом набора (т. е. ИИ), приводящих к усталостному разрушению трубы. Если для конкретных условий нагрузки прогнозируется неограниченный срок службы, то в таблице и на графике отображается значение 108 оборотов.

2) Таблица и график результатов усталостного анализа интервала БК. После ввода всех входных данных нажать [Вычислить] для обновления таблицы и графика. Указанная максимальная осевая нагрузка (самый правый столбец в таблице "Ствол/экспл. данные") является верхним пределом; столбцы представляют приращения 10% по диапазону.

С помощью соответствующей опции под графиком в качестве оси Х можно выбрать сжатие или натяжение.

Редактирование графика

График усталостного анализа интервала БК можно копировать, распечатывать, а также открывать в отдельном окне для простоты просмотра. Для открытия меню "Редактирование" необходимо нажать правую кнопку мыши на графике. Для открытия отдельного окна для облегчения просмотра следует выбрать "Вывод в отдельном окне". При необходимости дальнейшего анализа данных выбрать команду "Экспорт в Excel…". Команды данного всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

3) Таблица параметров БТ интервала БК. В таблицу вводятся




данные для анализируемого звена трубы. Следует выбрать группу прочности трубы из выпадающего списка. Опции списка берутся из БД кривых усталости. Механические параметры для данной трубы отображаются в таблице "Материал" в нижнем правом углу окна.

При нажатии кнопки [Кр. усталости] открывается БД кривых усталости (см. раздел 25.5) для просмотра и определения механических и усталостных характеристик материалов трубы.

4) Таблица "Скв./Экспл. данные". В таблицу следует ввести данные скважины и эксплуатационные данные для анализа одного звена.

15.3.3 Анализ роста трещин Модель роста трещин может также использоваться для прогнозирования интервалов проверок на трещины для одного звена трубы. Геометрия ствола скважины при этом не требуется. Данная функция выполняется путем нажатия пиктограммы или выбора "Анализ роста трещин" из меню "Инструменты".

1) Выбор модели роста трещин. В качестве оси Х для анализа роста трещин можно выбрать сжатие или натяжение, нажав на соответствующую опцию под графиком.

При использовании магнитопорошковой дефектоскопии для проверки соединений БК вероятность обнаружения трещин невелика (см. ниже). Соответственно, расчетный интервал проверки для соединений БК обычно делится на 6, что обеспечивает приблизительно 99-процентную вероятность обнаружения существующих трещин.

Заметим, что все результаты проверки звеньев БК основаны на коэффициенте проверки 6 (постоянный параметр).

Accuracy of Flaw Detection (Dale, 1989)

0.040

Flaw Depth (in.)

Pro

ba

bili

ty o

f D

ete

cti

on

(%

)

0

20

40

60

80

100

0.080.02 0.100.06

MPI(Connections)

EMI(OD Surface)

EMI(ID Surface)

Accuracy of Flaw Detection (Dale, 1989)

0.040

Flaw Depth (in.)

Pro

ba

bili

ty o

f D

ete

cti

on

(%

)

0

20

40

60

80

100

0.080.02 0.100.06

MPI(Connections)

EMI(OD Surface)

EMI(ID Surface)



Дополнительная информация представлена в разделе 0.

2) Таблица и график результатов усталостного анализа роста трещин. После ввода всех входных данных следует нажать [Вычислить] для обновления таблицы и графика. Указанная максимальная осевая нагрузка (первый столбец в таблице "Ствол/экспл. данные") является верхним пределом; столбцы представляют приращения 10% по диапазону.


График анализа роста трещин можно копировать и печатать, а также открывать в отдельном окне для облегчения просмотра. Для открытия меню "Редактирование" необходимо нажать правую кнопку мыши на графике. Для открытия отдельного окна для облегчения просмотра выбрать "Вывод в отдельном окне". При необходимости дальнейшего анализа данных необходимо выбрать команду "Экспорт в Excel…". Команды данного всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

3) Таблица параметров БТ анализа роста трещин. В таблицу вводятся данные для анализируемого звена трубы. Следует выбрать параметр прочности трубы из выпадающего списка. Опции списка берутся из БД кривых усталости. Механические параметры для данной трубы отображаются в таблице "Материал" в нижнем правом углу окна.

4) Таблица "Скв./Экспл. данные анализа роста трещин". В таблицу вводятся данные скважины и эксплуатационные данные для анализа одного звена.


116616. МОДЕЛЬ ТРЕХМЕРНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

Модель трехмерных напряжений используется для расчёта давления разрыва и смятия трубы и эквивалентных напряжений, действующих на трубу. В программе используются три модели предельного давления: (1) трехмерная, (2) двухмерная и (3) модель АНИ. В программе также проводится трехмерный анализ чувствительности к напряжениям по факторам внутреннего и внешнего давления, интенсивности искривления и параметру D/t (отношение диаметра к толщине стенки).


16.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект" для модели трехмерных напряжений практически аналогична типовой странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

16.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели трехмерных напряжений практически аналогична типовой странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2

16.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели трехмерных напряжений практически аналогична типовой странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

ГЛАВА 16: МОДЕЛЬ ТРЕХМЕРНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ


16.1.4 Страница "Нагрузки"

Страница "Нагрузки" модели трехмерных напряжений отображает условия нагрузки (давление и осевые нагрузки) для каждого значения глубины. Впоследствии эти данные используются для построения схемы эквивалентных нагрузок для всей колонны. Данные в таблицу нагрузок можно вводить вручную. Другим вариантом является автоматический ввод данных программой (см. ниже).

Автоматическое заполнение таблицы нагрузок

Для автоматического заполнения таблицы данными по давлению и осевой нагрузке необходимо выполнить следующие шаги:

1. Открыть модель осевых нагрузок и моментов колонны, открыть или создать геометрию скважины. Ввести все требуемые параметры и рассчитать результаты по осевым нагрузкам и моментам, нажав . Теперь в DrillNET возможно определение осевых нагрузок для каждой точки геометрии.

2. Открыть модель гидравлики при нормальной циркуляции и ввести все отсутствующие параметры. Вычислить результаты моделирования гидравлики, нажав . Теперь имеются данные по давлению.

3. Вернуться к модели трехмерных напряжений. Все необходимые данные теперь будут отображены в таблице нагрузок. Любое из этих значений при необходимости можно редактировать или удалить.

16.2 Результаты Результаты вычислений по модели трехмерных напряжений отображаются на двух вкладках:

1. "Результаты" — отображаются значения ключевых напряжений.




2. "Граф/табл." — типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. ниже). Описание опций отображения и работы с этим окном см. в разделе 3.3.


16.3.1 Пиктограммы При выборе модели трехмерных напряжений отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти пиктограммы включают:

Точечный анализ напряжений. Открывает окно "Точечный анализ" (см. раздел 16.3.2) для анализа эквивалентных напряжений при одном наборе условий давления и нагрузок.

Анализ напряжений БК. Открывает окно "Анализ напряжений БК" (см. раздел 16.3.3).

16.3.2 Окно "Точечный анализ" Окно "Точечный анализ" представляет собой мощное средство для подробного анализа напряженных состояний при одном наборе условий. Данные геометрии при этом не требуются. Вводятся данные, определяющие анализируемую трубу, и после выполнения вычислений основные результаты отображаются в нижней половине окна. Данное окно открывается путем нажатия пиктограммы или выбора "Точечный анализ" из меню "Инструменты".



Вкладка "Трубы"

1) Панель Трубы. Здесь указываются материал и геометрия трубы. Доступна БД труб для быстрого импорта данных по обычным трубам. Первым шагом является нажатие на выпадающий список рядом с надписью "Класс труб" и выбор из списка. После выбора класса автоматически открывается выпадающий список "Дн труб". После выбора нужного "Дн" будет открыта интерактивная БД труб, отображающая обычные трубы для упрощения выбора (см. рисунок ниже). Следует выбрать строку БД с помощью мыши. Затем нажать [ОК] над таблицей для импорта этой строки (диаметр, прочность материала и модуль Юнга). В противном случае нажать [Отмена] и ввести эти данные вручную.

Поля данных с правой стороны ("Параметры модели") описывают условия нагрузки в скважине. Следует ввести внутреннее и наружное давления, осевые нагрузки на колонну, изгибающие нагрузки




(т. е. ИИ) и подходящий коэффициент запаса для нагрузки. Коэффициент запаса по умолчанию равен 1,0.

2) Панель "Основные результаты". Здесь показаны результирующие нагрузки в трубе. Если на трубу действуют изгибающие нагрузки, возможно сравнение минимальных, средних и максимальных нагрузок (при отсутствии изгиба они равны между собой). Допустимые осевые напряжение и нагрузка основаны на площади поперечного сечения, пределе текучести материала и коэффициенте запаса.

3) Рабочие давления разрыва и смятия. Ограничения по разрыву и смятию сравниваются для трех моделей (трехмерной, двухмерной и АНИ). Дополнительная информация представлена в разделе 0.

Вкладка "2М, 3М и АНИ графики"

1) График двухмерных, трехмерных напряжений и напряжений по АНИ. Отображаются кривые двухмерных ограничений и ограничений по АНИ. Для исследования влияния изменений напряжений и давлений следует перемещать указатель в пределах графика. При этом обновляются данные в полях координат курсора в поле "Рабочее давление". Ограничения по давлению на разрыв и смятие зависят только от осевого напряжения. Текстовое поле "Давление" отражает только координату Y курсора. Если решение существует, на экране будет отображено соответствующее значение, в противном случае поле результата будет содержать "н/п".

Если сила растяжения или сжатия слишком велика, решение отсутствует. При наличии решений на графике отображаются красные окружности (для двухмерной модели) и/или черные окружности (для трехмерной модели), обозначающие минимальный предел текучести для текущего осевого напряжения (т. е. координаты Х курсора). Если двухмерная и трехмерная модель имеют одно и то же решение, окружность будет голубой.

Для выделения цветом ограничений напряжений дважды нажать кнопку мыши на графике. Для возврата к отображению по умолчанию нажать кнопку мыши еще раз.



Статус трубы в текущей позиции курсора обобщается в нижней правой части окна. Эти условия безопасности постоянно обновляются в соответствии с положением курсора. Если напряжения (с учетом коэффициента запаса) для моделей находятся в допустимых пределах, условия обозначаются как "безопасные".

2) Исходные данные. Верхние поля "Наружное давление" (для разрыва) и "Внутреннее давление" (для смятия) относятся только к трехмерным расчетам напряжений. Поле ввода "Осевая нагрузка" связано с положением курсора. При вводе числа напрямую курсор перемещается в соответствующую позицию.

Эти входные данные могут независимо изменяться в данном окне напряжений. Другие входные данные (Дн трубы, материал и т. д.) могут изменяться только в окне "Трубы".

3) Координаты курсора. Указатель мыши в пределах графика преобразуется в перекрестие . Координаты текущего положения курсора (Х — осевое напряжение, Y — давление) отображаются в виде чисел. Эти координаты обновляются всякий раз, когда курсор остается неподвижным в течение нескольких секунд.

4) Рабочие давления. Пределы давления по разрыву и смятию для двухмерной, трехмерной моделей и модели АНИ отображаются в виде чисел при перемещении перекрестия в пределах графика.

Вкладка "Анализ чувствительности"

1) Таблица значений параметров. Данные чувствительности после расчета отображаются в виде чисел. Диапазон изменения, определенный в таблице "Параметры чувствительности" () разделен на 20 равных интервалов. Полностью (21 строка) таблицу можно просмотреть, используя полосу прокрутки.

2) Панель "Параметры АЧ". Необходимо выбрать один изменяемый параметр (другие будут оставаться постоянными). Столбцы диапазона для выбранного параметра станут активными. Ввести диапазон изменения в белые поля (или принять значения по умолчанию). Желтые поля в этом окне редактировать нельзя. Для изменения базисных данных закрыть данное окно и вернуться на страницу "Трубы".




После корректировки диапазона изменения нажать [Вычислить] для обновления таблицы и графика.

3) График чувствительности. Отображается график или графики зависимости максимального эквивалентного напряжения от значений выбранного на панели “Параметры АЧ” параметра при фиксированных значениях остальных параметров, указанных на данной панели параметрических зависимостей, основанный на текущих вычислениях. График автоматически обновляется после нажатия кнопки [Вычислить].

Редактирование графика чувствительности


16.3.3 Окно "Анализ напряжений БК" Окно "Анализ напряжений БК" является еще одной утилитой для анализа напряжения колонны. При этом отображаются напряжения по всей колонне. Данное окно открывается путем нажатия пиктограммы или выбора "Анализ напряжений БК…" из меню "Инструменты".

Состояние напряжения для всей БК отображается как соединенная последовательность точек. Вводить данные в этом окне не требуется. Все параметры берутся со страниц ввода "Трубы" и "Нагрузки".

Программой предусмотрена возможность просмотра изменения напряжений для каждой секции БК путем последовательного выбора каждой из секций из выпадающего списка в верхнем правом углу. Колонна всегда отображается целиком; выбранный в данный момент диапазон Lc показан как участок кривой большей толщины.


Для простоты просмотра график напряжений можно копировать и распечатывать, а также открывать в отдельном окне. Для открытия меню "Редактирование" нажать правую кнопку мыши на графике. Для открытия отдельного окна для облегчения просмотра выбрать "Вывод в отдельном окне…". Команды данного всплывающего меню описаны в разделе 3.4.


117717. МОДЕЛЬ ГИДРАВЛИКИ ПРИ НОРМАЛЬНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ

Модель гидравлики при нормальной циркуляции используется для комплексных гидравлических расчетов при выполнении работ по бурению, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. Здесь учитываются почти все аспекты гидравлики, включая падение давления и режимы работы скважины, эквивалентную плотность циркуляции (ЭПЦ), выбор насадок, эффективность промывки ствола и объёмную производительность насосов. Модель позволяет проанализировать различные вопросы и определить причины потенциальных проблем (вероятность разрыва пласта, вероятность выброса, оптимальная площадь сечения насадок и т. д.).


17.1.1 Страница "Проект" Страница ввода "Проект" для модели гидравлики при нормальной циркуляции практически аналогична типовой странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

17.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели гидравлики при нормальной циркуляции практически аналогична типовой странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

17.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели гидравлики при нормальной циркуляции практически аналогична типовой странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

17.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели гидравлики при нормальной циркуляции практически аналогична типовой странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

17.1.5 Страница "Порода" Страница ввода "Порода" для модели гидравлики при нормальной циркуляции практически аналогична типовой странице "Порода" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.5.

ГЛАВА 17: МОДЕЛЬ ГИДРАВЛИКИ ПРИ НОРМАЛЬНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ


17.1.6 Страница БР

1) БР. Ввести расход и удельный вес бурового раствора (УВБР) для использования в анализе гидравлики.

Оценка расхода

Программой предусмотрена утилита для реологических расчетов, с помощью которой оценивается расход по скорости закачки. Если объемный расход не известен, нажать [Оценка расхода…] для расчета подачи, исходя из геометрии и числа ходов насоса. В окне утилиты ввести данные в белые поля. Результаты будут рассчитаны автоматически и отображены в желтых полях. Для экспорта результатов обратно на страницу БР нажать кнопку [Примен.].

2) Мои растворы. Существует база данных свойств растворов. БД "Мои растворы" можно настроить для упрощения доступа к часто используемым БР компании или заказчика. См. раздел 25.3.

3) Реология. Необходимо выбрать модель реологии, которая наилучшим образом описывает используемую жидкость. Предусмотрены четыре модели жидкости. Дополнительное теоретическое обсуждение представлено в разделе 28.12. Применяются следующие модели реологии:

1. Нормальная (Ньютоновская). Это жидкости, в которых напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Примерами таких жидкостей являются вода, воздух, азот,




глицерин и жидкое масло. Эти жидкости характеризуются единственным параметром — вязкостью.

Большинство БР не являются ньютоновскими; напряжение сдвига в этих жидкостях не прямо пропорционально скорости сдвига. При высоких скоростях сдвига они имеют меньшую вязкость, чем при низких.

2. Бингам (пластическая). Эта модель наиболее часто используется для БР. Такие жидкости имеют нелинейное соотношение между напряжением и скоростью сдвига после превышения порогового напряжения сдвига. Они характеризуются двумя параметрами: пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в пределах заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, данная модель характеризует жидкости в более высоком диапазоне скоростей сдвига.

3. Степенной закон. Данная модель применяется к разжижающимся при сдвиге, или псевдопластичным, БР. График зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига на логарифмической шкале представляет собой прямую линию. Две постоянные, n и K, определяются по данным для любых двух скоростей (определение этих постоянных см. в разделе 28.12).

4. Хершли-Бекли. Данная модель, аналогичная модели степенного закона, применяется к разжижающимся при сдвиге, или псевдопластичным, БР. Она также включает пороговое напряжение сдвига. Таким образом, модель Хершли-Бекли может считаться гибридным сочетанием моделей Бингам пластическая и степенного закона. Данная модель была разработана на основе наблюдений, в которых многие типичные БР имеют пороговое напряжение сдвига и в то же время разжижаются при сдвиге.

При высоких скоростях сдвига все три модели достаточно хорошо представляют типичный БР. Различия между моделями наиболее выражены при низких скоростях сдвига.

Необходимые параметры реологии изменяются в зависимости от выбора модели реологии. Надписи автоматически изменяются в соответствии с текущей моделью.

Показания вискозиметра

При наличии показаний вискозиметра Фанна их можно быстро преобразовать в реологические постоянные. Для этого необходимо нажать на кнопку "По вискозиметру" и выбрать число скоростей вращения из выпадающего списка. Здесь можно рассчитать параметры, необходимые для нормальной модели, модели Бингама, степенного закона и Хершли-Бекли.



17.1.7 Страница "Бурение"

1) Анализ шлама. На очистку скважин существенно влияет размер частиц шлама и скорость их образования. Ряд исследователей предложили эмпирические корреляции для оценки скорости проскальзывания шлама. Здесь для моделирования скорости проскальзывания шлама используются две широко используемые корреляции (Моор и Чан). Обсуждение вывода этих корреляций см. в разделе 0.

2) Оборудование на устье. Общее описание типового оборудования на устье используется для оценки падения давления по пути движения жидкости до ее входа в скважину. Выбрать один из четырех общепринятых вариантов для стандартных операций на буровой. Для отображения описания этих вариантов нажать кнопку [Спецификация] или пиктограмму .

3) Выбор насадок. Опция min Vзак. н. используется для установки нижнего ограничения интервала расходов, на котором будет определяться оптимизированный расход. Следует установить минимальный расход, исходя из практических соображений (и эмпирических правил). Опция "max Рн" устанавливает верхнее ограничение для величин расхода, рассматриваемых при анализе. Опции "max Nн", "КПД насоса" и "Экспон. потока" определяют производительность насоса. Они используются для расчета максимального расхода, который может обеспечить данное насосное оборудование.




Для получения помощи при выборе значения экспоненты потока нажать кнопку [Оценка экспоненты…] или пиктограмму . См. раздел 17.3.1.

Необходимо также выбрать оптимизируемый параметр гидравлики — "max Fдин" или "max Nг на долоте" (максимальное значение динамической силы потока или максимальное значение гидравлической мощности на долоте).

4) Вращение БК. Скорость вращения может оказывать значительное влияние на потери давления. При выборе "Эксцент. труба" будут использоваться гидравлические корреляции для эксцентрического КП (отличающиеся от корреляций для отцентрованной БК). Для учета влияния буровых замков на падение давления в кольцевом пространстве выбрать "Влияние БЗ". При выборе этой опции отображаются столбцы "Дн/Дв" и "% контакта БЗ" для каждой секции БК. Процент контакта буровых замков определяется по следующему принципу.

A BL

Tooljoint Contact % = * 100(A+B)

L

Tooljoint Contact %

17.2 Результаты Результаты моделирования гидравлических режимов при нормальной циркуляции выводятся на четырех вкладках:

Сводка результатов ("Результаты") – отображение значений основных гидравлических параметров.

Графики/таблицы ("Граф/табл.") – типичное для программы DrillNET многофункциональное отображение выходных данных, позволяющее выбрать вариант представления индивидуальных или нескольких графических характеристик (см. подраздел 3.3).

Параметры потока – каждая строка этой таблицы характеризует участок с постоянной геометрией (с неизменным внутренним диаметром трубы или неизменными внутренним и внешним диаметрами затрубного пространства). На каждом участке, обозначенном в таблице, наблюдается постоянство всех параметров: скорости потока, потерь давления и характера течения.

Гидравлическая характеристика ("Диаграмма") – сравнительная характеристика зависимости нескольких гидравлических параметров от глубины (см. ниже).

% контакта БЗ

% контакта БЗ = A+B

*100 L



17.2.1 Графическое представление гидравлических характеристик Вкладка Graphs/Tables (Графики/таблицы) позволяет пользователям выбирать для просмотра одну или несколько диаграмм, характеризующих гидравлические режимы. Вкладка содержит также таблицу гидравлических параметров.

Пользователь может выбрать вариант отображения отдельного графика (вариант, действующий по умолчанию). Например, на приведенной ниже иллюстрации показана характеристика Cuttings Concentration in Suspension (Содержание взвешенного шлама).

Пользователь может выбрать также вариант представления результатов на нескольких диаграммах, нажав кнопку "мыши" одновременно с клавишей CTRL. Пример такого представления показан ниже.




Вкладка "Гидравлическая характеристика" (Hydraulics Chart). На этой вкладке можно сравнивать особенности поведения нескольких параметров в общем диапазоне глубин.



Параметры давления на вкладке "Гидравлическая характеристика" (Hydraulics Chart) отображаются в виде графиков давления или градиента давления.

В подменю вариантов модели "Установки модели…", вызываемом из меню "Опции", предусмотрен новый пункт, позволяющий представлять параметры давления на выходных графиках вкладки "Гидравлическая характеристика" (Hydraulics Chart) значениями давления или градиента давления.

Как показано ниже, вариант “Show Pressure Gradient in Flow Chart” ("Показать градиент давления на расходомерной диаграмме") не выбирается по умолчанию:




В окне выходных данных на вкладке "Гидравлическая характеристика" (Hydraulics Chart) параметры давления отображаются в следующем виде:

Если выбрать вариант "Show Pressure Gradient in Flow Chart" ("Показать градиент давления на расходомерной диаграмме"), на экран будет выведено следующее изображение:



В окне выходных данных на вкладке "Гидравлическая характеристика" (Hydraulics Chart) параметры давления отображаются в следующем виде:

Как и в случае всех входных и выходных данных, отображаемые и используемые единицы измерения могут быть индивидуализированы пользователем с помощью подменю выбора системы единиц измерения "Система мер", вызываемого из меню "Опции".


17.3.1 Пиктограммы При выборе модели гидравлики при нормальной циркуляции отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти пиктограммы включают:

Мои растворы. Открывает БД "Мои растворы" (см. раздел 25.3) для просмотра и импорта данных растворов в таблицы данных.




Спецификация. Открывает окно, содержащее обычные типы оборудования на устье, необходимые для страницы "Бурение".

Оценка расхода. Открывает окно "Оценка расхода" (см. раздел 17.1.6), в котором можно определить значение расхода по скорости закачки.

Оценка экспоненты. Открывает утилиту "Оценка экспоненты" (см. раздел 17.3.2), позволяющую определить значение экспоненты расхода для расчета насадок.

Анализ чувствительности. Открывает окно "Анализ чувствительности" (см. раздел 17.3.3) для анализа относительного влияния изменений отдельных параметров гидравлики при постоянных значениях остальных параметров.

17.3.2 Утилита "Оценка экспоненты" На странице "Бурение" предусмотрена утилита, помогающая определить экспоненту расхода для расчета насадок долота. Экспонента расхода используется для расчета степенной кривой с целью аппроксимации данных для паразитных потерь давления (т. е. потерь давления в системе, не включающих потери давления на долоте) и для расходов. Экспонента расхода используется в расчетах для выбора насадки долота.

По давлению насоса

Для открытия утилиты нажать кнопку "Оценка экспоненты…". Имеется два метода оценки экспоненты расхода. При наличии данных о давлении насоса, записанных при высоком и низком расходе насоса, следует использовать метод "По давлению насоса". Соответствующая страница показана ниже. Следует ввести измеренные данные по насосу и давлению. После этого ввести размеры насадок долота в таблицу справа. Для расчета экспоненты расхода нажать кнопку [Расчет]. Для экспорта результата на страницу "Бурение" нажать [Применить].

По данным проекта

При отсутствии данных о давлении насоса, записанных при высоком и низком расходе насоса, следует использовать второй метод ("По данным проекта"). Здесь используются текущие входные данные для расчета паразитных потерь давления на интервале значений расхода (таким образом, этот метод можно использовать только при наличии готовых входных данных.) После этого выполняется степенной регрессионный анализ для определения значения экспоненты расхода, наилучшим образом удовлетворяющей парам данных. Выбранный диапазон расходов может иметь значительное влияние на оценочное значение экспоненты расхода. Общего правила для определения этого диапазона не существует; пользователь должен обязательно указывать диапазон, соответствующей той модели реологии, которая выбрана (или будет выбрана) в окне ввода.



Для расчета экспоненты расхода нажать кнопку [Расчет]. Для экспорта результата на страницу "Бурение" нажать [Применить].



В разделе "Установки" выбрать один изменяемый параметр, в то время как другие будут оставаться постоянными. Вести минимальное и максимальное значения для диапазона изменения выбранного




параметра. Для остальных параметров будут использоваться постоянные базового случая. Им присваиваются значения по умолчанию, соответствующие присвоенным на текущих основных страницах ввода.

Для анализа чувствительности рассматриваемый параметр изменяется по небольшим приращениям в заданном диапазоне, при этом на каждом шаге производится вычисление.

Для сокращения количества совместно отображаемых графиков следует снять флажки в разделе "Вывести граф". После внесения изменений в опции нажать [Расчет] для обновления отображения.

Чтобы выбрать принтер для печати сводных данных, включая все отображенные графики, следует нажать кнопку [Печать].




118818. МОДЕЛЬ ГИДРАВЛИКИ ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

С помощью модели гидравлики при спускоподъемных операциях производится оценка гидравлических параметров в ходе СПО при использовании типовых буровых растворов. Во время этих операций спускаемая в скважину труба может создавать высокое давление напора внутри скважины, что может приводить к потере циркуляции и разрыву пласта. С другой стороны, при быстром подъеме трубы может создаваться значительное давление разрежения, вызывающее выброс. В данной модели рассчитывается влияние конструкции трубы и скорости СПО на давления разрежения и напора во избежание проблем при спуске в скважину и подъеме из скважины.


18.1.1 Страница "Проект" Страница ввода "Проект" для модели гидравлики при спускоподъемных операциях практически аналогична типовой странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

18.1.2 Страница инклинометрии скважины "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии скважины "Геометрия" для модели гидравлики при спускоподъемных операциях практически аналогична типовой странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

18.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели гидравлики при спускоподъемных операциях практически аналогична типовой странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

18.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели гидравлики при спускоподъемных операциях практически аналогична типовой странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

18.1.5 Страница "Порода" Страница ввода "Порода" для модели гидравлики при спускоподъемных операциях практически аналогична типовой странице "Порода" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.5.

ГЛАВА 18: МОДЕЛЬ ГИДРАВЛИКИ ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ



1) Параметры жидкости (БР) в режимах напора и разряжения при расшатывании бурильной колонны. Введите удельный вес бурового раствора, подлежащий использования в гидравлических расчетах.

Здесь следует выбрать модель реологии, которая наилучшим образом описывает используемую жидкость. Предусмотрены четыре модели жидкости. Дополнительная теоретическая информация представлена в разделе 28.12. Используются следующие реологические модели:



2. Бингам (пластическая). Эта модель наиболее часто используется для БР. Такие жидкости имеют нелинейное соотношение между напряжением и скоростью сдвига после превышения порогового напряжения сдвига. Они характеризуются двумя параметрами: пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в пределах заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, данная модель характеризует жидкости в более высоком диапазоне скоростей сдвига.

3. Степенной закон. Данная модель применяется к разжижающимся при сдвиге, или псевдопластичным, БР. График зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига




на логарифмической шкале представляет собой прямую линию. Две постоянные, n и K, определяются по данным для любых двух скоростей (определение этих постоянных см. в разделе 28.12).

4. Хершли-Бекли. Данная модель, аналогичная модели степенного закона, применяется к разжижающимся при сдвиге, или псевдопластичным, БР. Она также включает пороговое напряжение сдвига. Таким образом, модель Хершли-Бекли может считаться гибридным сочетанием моделей Бингам пластическая и степенного закона. Данная модель была разработана на основе наблюдений, в которых многие типичные буровые жидкости имеют пороговое напряжение сдвига и в то же время разжижаются при сдвиге.

При высоких скоростях сдвига все три модели достаточно хорошо представляют типичный БР. Различия между моделями наиболее выражены при низких скоростях сдвига.

Необходимые реологические параметры изменяются в зависимости от выбора реологической модели. Надписи автоматически изменяются в соответствии с текущей моделью.

Вязкость

Если неизвестны значения требуемых постоянных реологии, в качестве характеристики реологии БР можно ввести показания вискозиметра Фанна. Для этого следует выбрать опцию "По вискозиметру" и выбрать число скоростей вращения из выпадающего списка. Введенные данные по вискозиметру Фанна будут использоваться в расчетах параметров для нормальной модели, модели Бингам, степенного закона и Хершли-Бекли.

2) Мои растворы. Существует база данных свойств растворов. БД "Мои растворы" можно настроить для упрощения доступа к часто используемым БР компании или заказчика. См. раздел 25.3.

3) Бурильная колонна. Скорость СПО может оказывать значительное влияние на потери давления при спуске в скважину и подъеме из скважины. Следует указать, закрыта или открыта труба при СПО.

Заметим, что влияние изменений в условиях на конце трубы и скорости СПО можно легко оценить в окне "Анализ чувствительности" модели гидравлики при спускоподъемных операциях, нажав на

пиктограмму (см. раздел 18.3.2).

18.2 Результаты Результаты модели гидравлики при спускоподъемных операциях отображаются на двух вкладках:

1. "Результаты" — отображает давления напора и разрежения для ключевых позиций.

2. "Граф/табл." — типовой многофункциональный экран результатов DrillNET, позволяющий выбирать один или несколько графиков (см. ниже). Описание опций отображения и работы с этим окном см. в разделе 3.3.

Примечание: Максимально допустимая скорость СПО — это максимальная скорость спуска/подъема, позволяющая избежать проблем с давлением гидроразрыва и поровым давлением. При превышении этого предела давление на башмаке или в забое превысит давление гидроразрыва при спуске в скважину или будет меньше порового давления при подъеме из скважины. Если в качестве максимально допустимой скорости СПО указано 0 футов/мин, это означает, что давления в стволе скважины находятся за пределами ограничений по давлению гидроразрыва/поровому давлению еще до учета влияния перемещения трубы.




18.3.1 Пиктограммы При выборе модели гидравлики при спускоподъемных операциях отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти пиктограммы включают:


Анализ чувствительности. Открывает окно "Анализ чувствительности" (см. раздел 18.3.2) для анализа относительного влияния изменений отдельных параметров гидравлики при постоянных значениях остальных параметров.

18.3.2 Окно анализа чувствительности Окно "Анализ чувствительности" в модели гидравлики при спускоподъемных операциях представляет собой специальное окно результатов для оперативного анализа и сравнения относительного влияния скорости СПО и условий на конце трубы при неизменных значениях остальных параметров. Доступ к данному окну осуществляется путем нажатия пиктограммы или выбора "Анализ чувствительности" из меню "Инструменты".




Следует ввести минимальное и максимальное значения для скорости СПО. Другие параметры ствола скважины и гидравлики сохраняют неизменные значения, введенные на текущих главных страницах ввода.

После внесения изменений в опции ввода нажать [Расчет] для обновления графика и таблицы.

Редактирование графика чувствительности

Для вывода команд меню "Редактирование" нажать правую кнопку мыши в любом месте графика. Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4. В дополнение к печати текущего графика имеется возможность экспорта графика вместе с данными в Excel для дальнейшего анализа.


119919. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИ БУРЕНИИ С

ОТРИЦАТЕЛЬНОЙ ДЕПРЕССИЕЙ НА ПЛАСТ

19.1 Предпосылки Программа расчета гидравлических характеристик при бурении с применением аэрированного бурового раствора и пенообразующих агентов, т.е. при бурении с отрицательной депрессией на пласт (UBD), была первоначально разработана специалистами компании Maurer Technology в ходе межотраслевого проекта DEA-101, посвященного технологии бурения с закачкой аэрированного бурового раствора и введением пенообразующих агентов и при отрицательном дифференциальном давлении в системе "скважина – пласт". Программа UBD представляет собой самую полную в отрасли и наиболее простую в использовании программу технического расчета гидравлических характеристик для случая нахождения жидкостей под пониженным гидростатическим давлением в стволе скважины. Программа применяется по всему миру для планирования и контроля операций проводки и заканчивания скважин с отрицательной депрессией на пласт.

Пенообразные материалы используются в нефтяной промышленности уже несколько десятилетий. Они доказали свою эффективность и экономичность в качестве промывочной жидкости, предназначенной для операций очистки ствола и бурения. Пенообразный материал используется также и из-за его вязкости, благоприятной для бурения. Среди существенных преимуществ бурения с промывкой пенообразным материалом перед бурением с промывкой обычными растворами можно назвать повышение скорости проходки, повышение коэффициентов выноса шлама и снижение повреждений пласта. Применение облегченных растворов, например, пенообразного материала, требуется в зонах с пониженным давлением на забое скважины или в тех случаях, когда испытывается нехватка воды для приготовления бурового раствора.

Несмотря на эти преимущества, сложные и своеобразные механизмы, действующие в работе с пенообразными материалами, часто приводят буровиков в замешательство относительно оптимального сочетания скоростей закачивания жидкости и газа. Неясными остаются ответы также и на другие вопросы, например, о способах прогнозирования давления на забое и контроля и изменения регулируемых параметров в целях достижения оптимизированных результатов. Методы планирования бурения с промывкой пенообразным материалом в значительной мере опираются на эксплуатационные характеристики месторождения или на расчеты, осуществляемые с помощью универсальной вычислительной машины. За последние 20 лет большой объем исследований реологических свойств пенообразных материалов и факторов, влияющих на циркуляцию таких материалов в нефтяных скважинах, сделал возможным создание всеобъемлющей прикладной программы, отвечающей потребностям планирования бурения с промывкой пенообразным материалом.

Компании Maurer Technology (MTI) и Petris разработали программу UBD на основе существующих реологических моделей пенообразных материалов и уравнений баланса механической энергии в установившемся режиме. Цель этих исследований заключается в формулировании задачи о потоке пены и применении численных методов решения уравнения для неньютоновского течения сжимаемой среды в трехмерном стволе скважины. В расчет включены уравнения состояния, которыми описываются обусловленные давлением, объемом и температурой взаимодействия сжимаемого пенообразного материала. В программе учитываются разные режимы течения: от ламинарного до турбулентного. В программе реализованы аналитические принципы, основанные на методах ввода данных и проектирования, аналогичных методам анализа факторов влияния.

ГЛАВА 19: ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИ БУРЕНИИ С ОТРИЦАТЕЛЬНОЙ ДЕПРЕССИЕЙ НА ПЛАСТ


Для бурения нефтяных и газовых скважин во всем мире применяются также воздух и иные газы. Объем воздуха, необходимый для выполнения работы, - это один из самых важных факторов, требующих учета в планировании операции бурения с продувкой забоя воздухом или газом или с промывкой аэрированным буровым раствором. Для вычисления объемов, требующихся для бурения с продувкой воздухом или газом, в программе используется уравнение диспергированного потока воздуха с капельками жидкости и стандартное значение скорости потока воздуха 3000 футов/мин, при котором обеспечивается очистка ствола (или иное значение, заданное пользователем).

Программу UBD можно применять также и для типового планирования и расчета гидравлических характеристик при бурении с промывкой раствором.

19.2 Новые возможности программного комплекса DrillNET Программа UBD подверглась полному обновлению и усовершенствованию. Графический интерфейс и взаимодействие с программой отличаются понятностью для пользователя и интуитивным характером. Для быстрого перехода между всеми частями программы предусмотрены удобные пиктограммы и вкладки. Организация работы с файлами проста, и в программе предусмотрены варианты выбора графических элементов и создания профессионально оформленных печатных материалов.

В версию 3 введены несколько важных изменений, в том числе:

Полностью обновленный интерфейс ввода - вывода

Служебная подпрограмма, способствующая оценке интенсивности притока флюида в скважину из пласта путем вычисления внутрискважинного давления

Усовершенствованная база данных по бурильным трубам, утяжеленным бурильным трубам и обсадным колоннам (данные по бурильным трубам предоставлены компанией Grant Prideco, а по обсадным колоннам – компанией Lone Star Steel)

Удобная служебная подпрограмма двумерного планирования скважин (2D Well Planner), добавленная как средство ускоренного формирования оценки геометрических характеристик траектории простых и сложных скважин, применяемой в расчетах по планированию

Выходной продукт можно экспортировать непосредственно в текстовый документ, подготовленный с помощью программы Microsoft Word, в "подшивку" электронных таблиц формата Excel или в набор слайдов формата PowerPoint

В новой версии предусмотрены два вида справочных систем. Обычная интерактивная справочная система разъясняет принцип работы и структуру программы и снабжает краткой информацией о теоретических основах. В программу введен также специальный раздел технической помощи (Engineering Help). Выбрав

"мышью" пиктограмму рядом с любым параметром, можно получить дополнительную информацию и описание гидравлических параметров и моделей. Экранное окно технической помощи закрывают нажатием кнопки "мыши" при нахождении курсора в любом месте окна.

19.3 Общие характеристики Программа UBD – это важный компонент разработанного компанией MTI передового программного комплекса планирования бурения и заканчивания скважин с отрицательной депрессией на пласт. В число важных технических возможностей этой моделирующей программы входят:

В целях повышения точности результатов в случае течения сжимаемой жидкости предусмотрены коэффициенты корреляции для двухфазного потока

В модель могут быть включены колонны для нагнетания азота и переводники с гидромониторными насадками

Для каждой совокупности условий можно вычислить минимальную потребность в кислороде для горения




Программа вычисляет ряд характеристик: (1) давление; (2) качество пены (объемное содержание воздуха или газа в пене); (3) плотность смеси; (4) скорость потоков смеси и шлама в кольцевом пространстве; (5) коэффициент выноса бурового шлама; (6) коэффициент трения; (7) коэффициент сжимаемости газа (Z)

Окно планирования работ (Operation Design) позволяет изменять все регулируемые параметры и видеть их влияние на давление, скорость потоков пенообразного материала и шлама в кольцевом пространстве, качество пены и плотность потока в кольцевом пространстве

Для описания характеристик пенообразных материалов предусмотрены три реологические модели

Для описания двухфазных потоков предлагаются 5 моделей

В программе содержатся данные, характеризующие 64 распространенных вида газов и их свойства. В случае смешанных газов можно использовать окно служебной подпрограммы, в котором предлагаются на выбор 64 газообразные составляющие, необходимые для формирования газовой смеси. Молекулярный вес смеси будет вычисляться автоматически на основе относительного содержания каждой газообразной составляющей.

Программа рассчитывает нужное сочетание интенсивностей нагнетания газов или жидкостей, при котором достигается желательное качество пены на поверхности.

Параметры бурильной и обсадной колонн можно импортировать непосредственно из интерактивной базы данных, в которую можно вносить изменения, работая в программе UBD или Microsoft Access.

Результаты, характеристики и графическую информацию можно выводить в виде изображения на экран, распечатки или файла на диске.

Программа работает с британскими и метрическими единицами измерения, а также со специализированной комбинацией единиц (диаметр бурового долота – в дюймах, глубина – в метрах и т.п.)


19.4.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект", предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, практически идентична типичной странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

19.4.2 Страница "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии "Геометрия", предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, практически идентична типичной странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

19.4.3 Страница "Трубы" Страница ввода данных "Трубы", предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, практически идентична типичной странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

19.4.4 Страница "Ствол" Страница ввода данных "Ствол", предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, практически идентична типичной странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.



19.4.5 Страница "Порода" Страница ввода данных "Порода", предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, практически идентична типичной странице "Порода" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.5.

19.4.6 Приток и колонна для нагнетания газа ("Приток/Параз.колонна")

В программу можно вводить до 50 наборов параметров, описывающих переток пластового флюида и колонну для нагнетания газа. Все требующиеся данные вводятся в таблицу, описывающую каждую составляющую притока. Если приток состоит полностью из газа, то в этот ряд в качестве значения интенсивности притока нефти вводят нуль. Если требуется ввести данные, следует отметить вариант их наличия ("Учитывать"), а если не требуется – вариант их отсутствия ("Не учитывать"), в последнем случае вариант выбора обозначается серым фоном.




19.4.7 Страница "Бурение" Страница ввода "Бурение", предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, позволяет вводить параметры забойного двигателя (ЗД) и КНБК, шлама и наземного (устьевого) оборудования.

1) Параметры забойного двигателя и компоновки низа буровой колонны (ЗД/КНБК). Значения перепада давления на забойном двигателе (если входит в состав) и компоновке низа бурильной колонный (КНБК) трудно поддаются расчету и весьма индивидуальны для выбранного оборудования. Для получения точных результатов целесообразнее ввести измеренное значение перепада давления в соответствии с рекомендациями изготовителя. В текстовые блоки вводятся конкретные параметры оборудования.

По умолчанию принимается вариант отсутствия данных "Не учитывать". Если вы намерены использовать данные о перепаде давления, следует выбрать вариант наличия данных "Учитывать".

2) Параметры шлама ("Шлам"). Информация о виде шлама используется для расчета скорости выноса бурового шлама. Если вы хотите исходить из предположения, что шлам полностью выносится промывочным раствором (проскальзывание фаз не наблюдается, и шлам не отделяется от жидкости), следует выбрать вариант отсутствия проскальзывания фаз "Нет проск.". Варианты "Сланец/Извест" и "Песчаник" предназначены для выбора видов породы, характеризуемых разными плотностями образующегося шлама.

Параметры механическая скорость бурения (МСБ), плотность бурового шлама (УВ шлама) и размер частиц выбуренной породы (Dшл) предназначены для вычисления массы и скорости



образования шлама, который должен выноситься на поверхность промывочной жидкостью. Эффективность очистки ствола характеризуется выходными кривыми.

3) Параметры наземного оборудования ("Параметры на устье скважины"). Параметры сужения сечения кольцевого пространства на устье. В этом разделе приводятся точные характеристики последнего этапа циркуляции, с помощью которых можно вычислить падение давления. При выборе "мышью" параметра, характеризующего качество пены, т.е. содержание газа в пене [ККП], вводится ориентировочное значение этого параметра, определенное на основе давления в штуцерной линии (Рдр), введенных значений интенсивности закачивания жидкости или газа и типа буровой установки (БУ). В ниспадающем списке предлагаются на выбор четыре типа буровых установок.

Тип 1 Стояк длиной 40 футов при внутреннем диаметре 3 дюйма

Шланг длиной 45 футов при внутреннем диаметре 2 дюйма

Вертлюг длиной 4 фута при внутреннем диаметре 2 дюйма

Ведущая труба квадратного сечения длиной 40 футов при внутреннем диаметре 2 1/4 дюйма



Вертлюг длиной 5 футов при внутреннем диаметре 2 дюйма




Вертлюг длиной 5 футов при внутреннем диаметре 2 1/2 дюйма




Вертлюг длиной 6 футов при внутреннем диаметре 3 дюйма

Ведущая труба квадратного сечения длиной 40 футов при внутреннем диаметре 4 дюйма

Если требуется помощь в расчете характеристик качества пены на поверхности, следует, выбрав "мышью" режим "Анализ", открыть изображенное ниже окно параметров качества пены в кольцевом пространстве ("ККП в кольцевом пространстве"). Работая в этом окне, следует: (1) внести практические реализуемые пределы диапазона значений интенсивности нагнетания газа; (2) внести желательный параметр качества пены для верхней зоны кольцевого пространства и (3) выбрать "мышью" функцию "Расчет". Значения интенсивности нагнетания газа будут объединены в пару с соответствующими значениями интенсивности нагнетания жидкости, которые будут обеспечивать заданное вами качество пены. Результат может быть выведен в виде графических зависимостей (показаны здесь) или числовых значений, полученных непосредственно из таблицы параметров.



19.4.8 Страница параметров промывочной среды ("БР) Страница ввода параметров промывочной среды ("БР"), предназначенная для модели гидравлических характеристик бурения с отрицательной депрессией на пласт, позволяет вводить параметры, характеризующие режим нагнетания ("Параметры подачи") и свойства базовой жидкости ("Базовая жидкость"), газа ("Параметры газа") и модели потока ("Модель потока").

1) Характеристики нагнетания ("Параметры подачи"). Здесь следует вводить расход закачиваемых жидкостей и газов. Для вызова справочной информации о составе среды следует выбрать "мышью" функцию "Помощь". При этом откроется показанное ниже окно вычисления значения скорости промывочной среды, которое требуется для очистки ствола ("Необходимая для очистки скор. флюида"). С помощью этого окна можно за короткое время оценить расход закачиваемого газообразного или жидкого материала, обеспечивающий поддержание чистого состояния ствола скважины. При вызове




этого окна отображаются параметры, основанные на данных, которые вводятся в текущем сеансе работы со страницей "БР". Для отображения уточненной оценки расхода закачиваемого газообразного или жидкого материала следует выбрать "мышью" функцию "Расчет". Параметры вычисления, показанные на желтом фоне, не могут быть изменены в этом сеансе, поскольку они влияют на несколько характеристик. Для внесения поправок необходимо вернуться на страницу "БР", ввести желаемые изменения и затем вновь открыть окно "Помощь".

2) Параметры базовой жидкости. В раздел "Базовая жидкость" следует вводить параметры, характеризующие жидкость, используемую для получения аэрированной среды, потока газа, переносящего капельки жидкости, или пенообразного материала.

3) Параметры газа. Из ниспадающего списка можно выбрать характеристики нескольких газов, широко применяемых в бурении с отрицательной депрессией на пласт. Выбором одного из этих газов вызывается обновление характеристик газа. При желании можно прибегнуть к непосредственному вводу характеристик газа.

Для вычисления параметров многокомпонентной смеси газов следует выбрать "мышью" функцию "Анализ газа".



1) Таблица параметров компонентов газа. Таблица содержит характеристики конкретной комбинации газов, используемой в качестве циркулирующей среды. Сначала требуется выбрать кнопкой "мыши" первый компонент в списке над таблицей, а затем вызвать заполнение таблицы параметрами выбранного газа, для чего необходимо выбрать кнопкой "мыши" функцию . Вы должны ввести еще один параметр – объемное содержание этого компонента во всей смеси ("Молярный процент"). Ввод остальных компонентов газовой смеси следует продолжать вплоть до достижения значения суммарного процентного содержания 100%. После завершения ввода всех данных выбирают "мышью" функцию "Примен.", вызывая этим внесение изменений в значения на странице "БР". Компоненты можно изымать из таблицы, используя функцию .

2) Характеристики газовой смеси. В этих полях указываются характеристики смеси газов выбранного вами состава. В поле "Ввод назв. смеси" (опция) можно ввести наименование газовой смеси (необязательно).

3) Кнопки управления процессом анализа газа. Выбирая "мышью" функции "Пример", "Очист.", "Примен." или "Отмена", можно, соответственно, вызвать отображение образца характеристик газовой смеси, удалить информацию из всех полей данных, скорректировать значения на странице "БР" или покинуть окно "Анализ газа" без экспортирования результатов.

4) Струйный переводник для гидромониторного бурения. Это устройство входит в состав бурильной колонны, расположено над буровым долотом и снабжено насадкой, через которую часть промывочной среды может поступать в обход долота непосредственно в кольцевое пространство. При наличии струйного переводника для гидромониторного бурения необходимо отметить поле "Хвост. ГМБ" и указать параметр "Глубина" (глубина по стволу) и внутренний диаметр ("Дв") насадки.

5) Уравнение состояния газа ("У-ние газа"). Это уравнение представляет собой математическое описание состояния газа и учитывает взаимодействие между молекулами газа, вызывающее отклонение его свойств от свойств идеального газа. Здесь можно выбрать вариант инженерного уравнения ("Технич."), в котором для описания отличия газа от идеального газа используется коэффициент сжимаемости газа (Z), или вариант уравнения вириала ("Вириал"), описывающего отличие газа от идеального газа при помощи рядов Тейлора.

6) В разделе описания гидродинамической модели ("Модель потока") выбирают вариант "Поток пены", если используются вспененные жидкости, или "Многофаз. поток" - в случае аэрированных жидкостей или потоков газа, переносящих капельки жидкости. Варианты модели вводятся в процесс или выводятся из него в зависимости от выбранного вида среды.

В случае пенообразных материалов требуется выбрать одну модель, описывающую гидравлические свойства: реологическую модель Бингама ("Модель Бингама"), степенной закон ("Степ. закон") или модель компании "Шеврон" ("Модель Шеврона"). Модель компании "Шеврон" построена на предположении о том, что пенообразный материал имеет характеристики среды с бингамовой пластичностью, т.е. с постоянным пределом текучести. Эти модели рассматриваются в разделе "Теоретические основы" настоящей главы.

При работе с многофазными средами следует выбрать одну из предложенных моделей. При прогнозировании падения давления в кольцевом пространстве можно использовать несколько соотношений для многофазного потока. Хотя каждое из них дает надежные результаты при определенных условиях (например, при стабильном дебите нефтяных скважин), ни одно из них не дает точных результатов в диапазоне значений дебита, газового фактора и обводненности, которые встречаются в нефтяных и газовых скважинах.

В соотношениях Беггса-Бриллаvii и Дэнса-Роза учитываются как эффекты проскальзывания фаз, так и режимы течения. Соотношение Грэя было выведено первоначально из результатов, полученных в вертикальных газоконденсатных скважинах. Соотношение Хагедорна-Брауна было получено из промысловых данных для значений внешнего диаметра труб 1 – 4 дюйма и учитывает эффект проскальзывания фаз. Совсем недавно было получено соотношение Хасана-Кабира. Новые методы в




большей мере способствуют отказу от эмпирических соотношений. В частности, границы разных режимов течения определяются с учетом механических факторов.

Как правило, традиционные соотношения, дающие хорошие результаты в нефтяных скважинах, могут давать ненадежные результаты в газовых скважинах. Новые соотношения для механизма процессов дают обоснованные результаты как в нефтяных, так и в газовых скважинах.

19.5 Представление результатов Завершив ввод данных, выберите пиктограмму просмотра результатов , позволяющую вывести их как в графической, так и в табличной форме. Этот выбор вызывает изображение окна результатов, снабженное закладкой, предназначенной для их вывода в графической или табличной форме.

1) Главное меню. Функции меню описываются в разделе 3.4.

2) Пиктограммы инструментальной панели. Пиктограммы инструментальной панели предназначены для быстрого вызова широко используемых функций.

3) Графики и таблицы результатов. Результаты вычислений при использовании текущих входных параметров отображаются как в графической, так и в табличной форме.

Результаты можно просматривать в любом порядке, а если установить курсор в зоне графического представления и дважды нажать кнопку "мыши", изображение можно увеличить и просматривать его в полноэкранном варианте.

Результаты в графической форме можно просматривать индивидуально или в виде нескольких графиков, отображаемых в одном окне путем выбора из списка при помощи клавиши Ctrl или Shift.



В число графических форм представления результатов входят:

Распределение давления ("Эпюры давлений")

Распределение давления ("Эпюры давлений"). Знание распределения давления имеет большое значение для определения соотношения между давлением в кольцевом пространстве ствола скважины и значениями давления гидроразрыва пласта и порового давления. На графике показано также требующееся давление нагнетания.

Распределение скоростей в кольцевом пространстве ("Профиль скорости в КП")

Характер течения пенообразного материала таков, что в большинстве случаев наибольшая скорость движения пены наблюдается вблизи поверхности в кольцевом пространстве, где происходит расширение воздуха.




Алгоритм вычисления скорости движения выбуренной породы основан на предположении о вертикальном (или почти вертикальном) стволе скважины. Результаты для наклонно направленных участков ствола могут быть неточными.

Качество пены

Буровики, работающие с комплексами для бурения с отрицательной депрессией на пласт, уделяют значительное внимание качеству пены, поскольку этим параметром определяется шламонесущая способность пенообразного материала. Опытным путем установлено, что значение параметра качества пены на забое следует поддерживать равным приблизительно 0,55 (55%).

Плотность смеси ("УВ смеси")

На плотность сред с малым удельным весом влияет глубина (т.е. давление).



Коэффициент выноса шлама ("КВШ")

Коэффициент выноса шлама равен отношению скорости движения шлама к средней скорости потока в кольцевом пространстве. Он служит достаточно точной мерой несущей способности промывочной жидкости.

Коэффициент трения Фэннинга ("Ктр потока")

Коэффициенты трения могут использоваться инженерами, которые интересуются другими гидравлическими параметрами, а не только прогнозным давлением.

Коэффициент сжимаемости газа ("Коэффициент девиации газа")

Коэффициент сжимаемости газа Z служит мерой отличия характеристик среды от параметров уравнения состояния идеального газа.




Табличные данные

В программе предусмотрен ряд вариантов просмотра различных параметров в табличной форме. К ним относятся:

Распределение ("Профиль")

Вынос шлама

Структура потока ("Поток")

Сжимаемость газа ("Девиация")

vii Brill, J.P. and Beggs, H.D., 1991: Two-Phase Flow in Pipes, Sixth Edition, January [Дж. П. Брилл и Х. Д. Беггс. Двухфазный поток в трубопроводах. Изд. 6-е, январь 1991 г.]


220020. ПРОГРАММА МОДЕЛИРОВАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

СКВАЖИН ПРИ ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ И ДАВЛЕНИЯХ

Реологические свойства буровых жидкостей, как правило, считаются не зависящими от давления и температуры. Во многих случаях это допущение достаточно справедливо. В неглубоких скважинах изменения температуры невелики, и поэтому изменения реологических свойств в зависимости от температуры незначительны. Кроме того, поскольку во многих скважинах наблюдается большое расхождение между поровым давлением и давлением гидроразрыва, ошибки в оценке динамического давления циркуляции не оказывают заметного влияния на определение вероятности нарушения целостности или выброса. Однако скважины, в которых поровое давление мало отличается от давления гидроразрыва, требуют тщательного анализа влияния температуры и давления на гидравлический режим скважин и вероятность выбросов.

Программа Hydraulics for HTHP Wells предназначена для гидравлического расчета скважин, характеризующихся высокими температурами и давлениями, и была разработана для удовлетворения потребности отрасли в детальном анализе гидравлических режимов скважин и усовершенствовании процесса бурения таких скважин. Программа вычисляет профили давления и потери давления на трение на пути циркуляции бурового раствора, а также реологические параметры бурового раствора внутри и снаружи бурильной колонны. Выходная информация этого моделирования выдается также в виде сравнения скорректированных значений с нескорректированными значениями.

Программа моделирования гидравлических характеристик скважин при высоких температурах и давлениях вычисляет гидравлические параметры буровых растворов с учетом изменения реологических свойств, вызываемого влиянием температуры и давлением. В число важнейших технических особенностей гидравлической модели высокотемпературных скважин при больших давлениях, которая создается с помощью программы Hydraulics for HTHP Wells, входят:

Моделирование буровых растворов на водной и нефтяной основе с асфальтом и без него

Предусмотренный набор различных реологических моделей, включающий в себя модель пластического тела Бингама и модель, подчиняющуюся степенному закону

Предоставляемая пользователям возможность ручного ввода реологических параметров в виде функций температуры и давления

Возможность ввода данных в различных форматах для считывания данных с промысловых вискозиметров разных типов

Предусмотренное введение рекомендуемых документами АНИ поправок к реологическим параметрам при отсутствии результатов, получаемых с помощью вискозиметров

Расчет профилей давлений, потерь давления на трение и реологических параметров на пути циркуляции бурового раствора

Сравнение результатов вычислений, основанных на скорректированных и нескорректированных реологических параметрах


20.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект" для модели, создаваемой программой Hydraulics for HTHP Wells, практически идентична типичной странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.13.2.1.

ГЛАВА 20: ПРОГРАММА МОДЕЛИРОВАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СКВАЖИН ПРИ ВЫСОКИХ

ТЕМПЕРАТУРАХ И ДАВЛЕНИЯХ


20.1.2 Страница "Геометрия" Страница ввода данных инклинометрии "Геометрия" для модели, создаваемой программой Hydraulics for HTHP Wells, практически идентична типичной странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

20.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода данных "Трубы" для модели, создаваемой программой Hydraulics for HTHP Wells, практически идентична типичной странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

20.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода данных "Ствол" для модели, создаваемой программой Hydraulics for HTHP Wells, практически идентична типичной странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

20.1.5 Страница "Порода" Страница ввода данных "Порода" для модели, создаваемой программой Hydraulics for HTHP Wells, практически идентична типичной странице "Порода" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.5.

20.1.6 Страница "Бурение/тепловой режим" Для точного расчета гидравлического режима скважины необходимо с максимально возможной точностью оценить реологические свойства бурового раствора в разных точках на пути его циркуляции. Эта оценка зависит от точных исходных данных, характеризующих температуру пласта и жидкости в разных зонах. Эти температурные параметры могут быть введены вручную на странице "Бурение/тепловой режим".





1) Таблица температурных параметров. Моделирование температурных профилей внутри и снаружи бурильной колонны можно выполнить при помощи другой программы комплекса Petris DrillNET – программы моделирования теплового режима скважины Wellbore Thermal Simulation. Температурные параметры вводятся в три первые колонки таблицы. В колонке 1 указывается глубина по стволу скважины (Lс). В колонке 2 отображается параметр "Температура БР внутри БК" на этой глубине. В колонке 3 отображается параметр "Температура БР снаружи БК" на этой глубине. Значения температуры пласта, указываемые в колонке 4 ("Геотерм. темп"), могут быть вычислены из геотермического градиента или введены вручную.

В эту таблицу можно ввести до 200 точек, характеризующих тепловой режим. В строке 1 должна быть указана глубина по стволу, составляющая 0 футов (или 0 м). Глубины по стволу должны следовать в порядке возрастания значения (т.е. в направлении к забою).

2) Таблица параметров бурения. Параметры бурения, требующиеся для гидравлического расчета, включают в себя расход и удельный вес бурового раствора, механическую скорость проходки, размеры и плотность частиц бурового шлама.

3) Графическое представление теплового режима. Это графическое представление обычно содержит три кривые: (1) температурный профиль внутри буровой колонны; (2) температурный профиль снаружи буровой колонны; и (3) температурный профиль пласта.




20.1.7 Страница "БР"

На странице "БР" отображаются исходные данные, наиболее важные для программы Hydraulics for HTHP Wells. На этой странице можно выбрать тип бурового раствора, реологические модели, варианты представления и источники данных. Выбору подлежит одна из реологических моделей бурового раствора. Для точного вычисления гидравлических параметров в моделях, используемых программой Hydraulics for HTHP Wells, реологические параметры рассматриваются как функция температуры и давления и не считаются неизменными.

Значения реологических параметров в реологических моделях определяют, как правило, по результатам лабораторных исследований. Эти результаты обычно включают в себя показания вискозиметра Фанна. Вы можете ввести известные значения реологических параметров или в таблицы параметров на вкладке "Реологические параметры", или в таблицу "Показания вискозиметра".

1) Тип БР. Выберите тип бурового раствора для проекта.

2) Варианты "Реологическая модель". При выборе реологической модели становятся доступными таблицы ввода данных, предназначенные для ввода соответствующих значений реологических параметров. В случае выбора модели пластического тела Бингама соответствующими реологическими параметрами будут динамическая вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига. При выборе модели, подчиняющейся степенному закону, соответствующими реологическими параметрами будут служить показатель характера течения и коэффициент консистенции.





3) Варианты "Ввод данных". При выборе варианта "Значения реологических параметров" вы можете вручную вводить в таблицы значения реологических параметров в виде функций температуры и давления. При выборе варианта "Показания вискозиметра" становится доступной таблица показаний вискозиметра, в которую вводятся его показания. После этого программа использует показания вискозиметра для вычисления параметров, содержащихся в таблицах реологических параметров.

4) Варианты "Источник данных". Выбор этих вариантов зависит от типа вискозиметра, использованного для получения результатов. Применение другого прибора приведет к большему или меньшему охвату диапазонов изменения температуры и давления. Например, прибор "Fann 70" обеспечивает измерения при температурах от 0 до 475°F и давлениях от 0 до 20 000 фунт-сил/кв. дюйм.

5) Таблица "Показания вискозиметра". В эту таблицу вводятся показания вискозиметра. Первые две колонки содержат значения температуры и давления. В остальных шести колонках приводятся показания вискозиметра при различных частотах вращения в диапазоне от 3 до 600 мин-1.

6) Таблицы "Реологические параметры". При выборе модели пластического тела Бингама в эти две таблицы вводятся (или отображаются после вычислений) значения динамической вязкости и предельного динамического напряжения сдвига; при выборе модели со степенной зависимостью в этих таблицах будут отображаться коэффициент консистенции (K) и показатель характера течения (n).

Если значения известны, их вводят в таблицы вручную. Если значения неизвестны, эти таблицы будут заполняться в соответствии со значениями в таблице показаний вискозиметра и функцией коэффициента АНИ.




7) Вычисление значений реологических параметров. Под таблицей "Показания вискозиметра" предусмотрен элемент для выбора варианта вычисления значений реологических параметров, которые, в свою очередь, используются для уточнения таблиц реологических параметров на второй странице вкладки. Пользователи могут, по своему выбору, применять или отменять эти изменения.

Под таблицей "Реологические параметры" предусмотрен элемент для выбора функций "Экстраполяция" или "Просмотр графиков".





Вариант выбора "Экстраполяция"

Для вычисления гидравлических параметров скважин, работающих при высоких температурах и давлениях, необходимо знать вязкость бурового раствора на забое скважины. Кроме того, могут быть внесены поправки, учитывающие условия на поверхности. Поправочные коэффициенты АНИ представляют собой средние соотношения вязкости, полученные в ходе измерений различных буровых жидкостей. Показатели относительной вязкости определяются как отношение вязкости, измеренной при высоких значениях температуры и давления, к вязкости, измеренной в условиях окружающей среды на поверхности. Для определения вязкости на забое с поправкой АНИ нужно сначала определить поправочный коэффициент для предполагаемых значений температуры и давления на забое и затем умножить измеренную в условиях на поверхности вязкость на этот поправочный коэффициент.




1) Тип бурового раствора по АНИ. Выберите один из предусмотренных типов бурового раствора, чтобы получить визуальное представление о влиянии температуры и давления.

2) Ввод данных АНИ. Введите значения температуры и давления, для которых должен определяться поправочный коэффициент.

3) Результат по АНИ. Здесь отображается соответствующее числовое значение поправочного коэффициента.

4) Кнопки управления графическим представлением по АНИ. Кнопка [Интерполяция] используется с целью вычисления поправочного коэффициента АНИ для частных значений температуры и давления. На графике появляется красная точка, отмечающая частный результат. При нажатии кнопки [Доп. инф.] на экране появляется следующее изображение:

5) График поправочного коэффициента АНИ. Этот график показывает характеристику изменения поправочного коэффициента и сам поправочный коэффициент для рассматриваемых значений температуры и давления. Форма кривой зависит от типа бурового раствора. Например, поправочный коэффициент для бурового раствора на водной основе не зависит от давления, и поэтому будет показана только одна кривая. При выборе бурового раствора на нефтяной основе на графике будут показаны несколько кривых (двумерный график), поскольку в этом случае поправочный коэффициент представляет собой функцию температуры и давления.

Выбор варианта "Просмотр графиков" вызывает новое окно, в котором отображается влияние температуры и давления на реологические свойства.




20.2 Результаты В дополнение к возможности выбора графиков, создаваемых программой Hydraulics for HTHP Wells, предусмотрен вариант выбора представления ее выходных данных в сравнении с результатами, полученными при эксплуатации оборудования в нормальном гидравлическом режиме.

На вкладке "Результаты" отображается сводка исходных и выходных данных, определенных при текущих условиях, а также при нормальном гидравлическом режиме бурения, если выбирается соответствующий вариант представления результатов.

Профиль давления. На этом графике показана характеристика изменения давления вдоль ствола скважины внутри и снаружи бурильной колонны. Профиль давления вычисляется на основе реологических параметров с поправками на температуру и давление.





Потери давления. На этом графике показана характеристика, отражающая влияние трения на изменение давления вдоль ствола скважины внутри и снаружи бурильной колонны. Характеристика потери давления на трение вычислена на основе скорректированных реологических параметров.

Эквивалентная плотность БР в затрубном пространстве. На этом графике отображено изменение эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора вдоль пути циркуляции. В отличие от обычной плотности бурового раствора, в этой величине учитываются также и потери давления на трение.

Профиль давления

Давление (фунт-силы/кв. дюйм)

Глуб

ина по

стволу

(футы

)

В трубе (с поправкой) В затрубном пространстве (с поправкой)

Потеря давления

Потеря давления на трение (фунт-силы/кв. дюйм)

Глуб

ина

по

стволу

(футы

)





ЭПЦ в затрубном пространстве

ЭПЦ (фунт/галлон)

Глуб

ина

по

стволу

(футы

)





Коэффициент выноса шлама. Шламонесущая способность бурового раствора характеризуется коэффициентом выноса шлама, равным отношению средней скорости движения обломков породы к средней скорости потока жидкости. Коэффициент, приближающийся к единице, указывает на отсутствие проскальзывания частиц шлама.

Скорость осаждения шлама. Этот параметр, который также называется скоростью проскальзывания, связывает между собой скорости перемещения шлама и жидкости. При скорости осаждения шлама, равной 0, шлам полностью выносится жидкостью.

Если для гидравлического расчета выбрана модель пластического тела Бингама, на этом графике будет показана пластическая вязкость внутри и снаружи бурильной колонны как функция глубины по стволу. При выборе модели степенной зависимости на этом графике отображается зависимость коэффициента консистенции внутри и снаружи бурильной колонны от глубины по стволу.?????????

Коэффициент выноса шлама


Глуб

ина

по

стволу

(футы

)

Скорость проскальзывания шлама

Скорость проскальзывания шлама (фут/мин)

Глуб

ина

по

стволу

(футы

)




Если для гидравлического расчета выбрана модель пластического тела Бингама, на этом графике будет представлено предельное динамическое напряжение сдвига внутри и снаружи бурильной колонны как функция глубины по стволу. При выборе модели степенной зависимости на этом графике будет отображена зависимость показателя характера течения внутри и снаружи бурильной колонны от глубины по стволу. В целях сравнения, если требуется, на этом графике может быть также приведено постоянное предельное значение напряжения сдвига или показателя характера течения.

Удельный вес бурового раствора. На этом графике показано изменение удельного веса бурового раствора в зависимости от глубины по стволу.

Пластическая вязкость

Пластическая вязкость (сПз)

Глуб

ина по

стволу

(футы

) В трубе (с поправкой) В затрубном пространстве (с поправкой)

Предельное напряжение сдвига

Предельное напряжение сдвига (фут-фунт-силы/100 кв. футов)

Глуб

ина

по

стволу

(футы

)






Табличные результаты. Все вычисленные гидравлические и реологические параметры сведены в таблицу в виде зависимости от глубины по стволу скважины.


20.3.1 Пиктограмма панели инструментов

Вычисление и экстраполяция коэффициентов АНИ

Выбором этой пиктограммы достигаются те же функциональные возможности, что и вариантом "Экстраполяция", рассмотренным ранее при описании вкладки "БР".

Статический эквивалентный удельный вес бурового раствора

Статический эквивалентный удельный вес БР (фунт/галлон)

Глуб

ина

по

стволу

(футы

)



221121. МОДЕЛЬ ДИНАМИКИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

Моделирование динамики глушения скважин малого диаметра используется для анализа вопросов безопасной работы и контроля гидравлических параметров в кольцевом пространстве скважины малого диаметра. Традиционные методы управления скважиной основываются на допущении, что потери давления в кольцевом пространстве составляют незначительную долю общих потерь давления нагнетания при циркуляции. Такое допущение часто неприменимо для скважин малого диаметра из-за больших гидравлических потерь давления в кольцевом пространстве.

С целью учета этих потерь были разработаны специальные гидравлические зависимости для потерь давления в КП малого размера. Критичным фактором является не фактический диаметр скважины, а размеры кольцевого зазора.

Основной трудностью при управлении скважинами малого диаметра являются высокие потери на трение в КП, даже при низких скоростях циркуляции. По этой причине в качестве альтернативы в некоторых ситуациях при бурении было реализовано динамическое глушение скважины. В этом методе используется повышение эквивалентной плотности циркуляции для перекрытия динамического давления пласта путем быстрого увеличения расхода насоса или скорости вращения ротора.

21.1 Страницы ввода

21.1.1 Страница "Проект" Страница ввода "Проект" для модели динамики глушения скважин малого диаметра практически аналогична типовой странице "Проект" в DrillNET. См. раздел 3.2.1.

21.1.2 Страница "Геометрия" Страница ввода "Геометрия" для модели динамики глушения скважин малого диаметра практически аналогична типовой странице "Геометрия" в DrillNET. См. раздел 3.2.2.

21.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода "Трубы" для модели динамики глушения скважин малого диаметра практически аналогична типовой странице "Трубы" в DrillNET. См. раздел 3.2.3.

21.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода "Ствол" для модели динамики глушения скважин малого диаметра практически аналогична типовой странице "Ствол" в DrillNET. См. раздел 3.2.4.

21.1.5 Страница "Порода" Страница ввода "Порода" для модели динамики глушения скважин малого диаметра практически аналогична типовой странице "Порода" в DrillNET. См. раздел 3.2.5.

ГЛАВА 21: МОДЕЛЬ ДИНАМИКИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА



1) БР. Следует ввести расход и удельный вес бурового раствора (УВБР) для использования в анализе гидравлики.

Здесь следует выбрать модель реологии, которая наилучшим образом описывает используемую жидкость. Предусмотрены четыре модели жидкости. Дополнительное теоретическое обсуждение представлено в разделе 28.12. Используются следующие реологические модели:



2. Бингам (пластическая). Эта модель наиболее часто используется для БР. Такие жидкости имеют нелинейное соотношение между напряжением и скоростью сдвига после превышения порогового напряжения сдвига. Они характеризуются двумя параметрами — пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в пределах заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, данная модель характеризует жидкости в более высоком диапазоне скоростей сдвига.

3. Степенной закон. Данная модель применяется к разжижающимся при сдвиге или псевдопластичным БР. График зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига




на логарифмической шкале представляет собой прямую линию. Две постоянные, n и K, определяются по данным для любых двух скоростей. (Определение этих постоянных см. в разделе 28.12)

4. Хершли-Бекли. Данная модель, аналогичная модели степенного закона, применяется к разжижающимся при сдвиге или псевдопластичным БР. Она также включает пороговое напряжение сдвига. Таким образом, модель Хершли-Бекли может считаться гибридным сочетанием моделей Бингам пластическая и степенного закона. Данная модель была разработана на основе наблюдений, в которых многие типичные буровые жидкости имеют пороговое напряжение сдвига и в то же время разжижаются при сдвиге.

Отметим, что для модели Хершли-Бекли отсутствуют зависимости для ствола малого диаметра. Таким образом, эта модель реологии не может использоваться для КП малого размера.

При высоких скоростях сдвига все эти модели достаточно хорошо представляют типичный БР. Различия между моделями наиболее выражены при низких скоростях сдвига.

Необходимые реологические параметры изменяются в зависимости от выбора реологической модели. Надписи автоматически изменяются в соответствии с текущей моделью.

Показания вискозиметра

При наличии показаний вискозиметра Фанна их можно быстро преобразовать в реологические постоянные. Следует нажать на кнопку "По вискозиметру" и выбрать число скоростей вращения из выпадающего списка. Здесь можно рассчитать параметры, необходимые для нормальной модели, модели Бингама, степенного закона и Хершли-Бекли.

2) Мои растворы. Существует база данных свойств растворов. БД "Мои растворы" может быть настроена для обеспечения удобного доступа к часто используемым БР компании или заказчика. См. раздел 25.3.

3) Опции БК/КП. Модель динамики глушения основана на зависимостях для расчета перепада давления в КП малого размера. Гидравлические корреляции для скважин малого диаметра могут быть скорректированы для эксцентрического КП (они будут отличаться от зависимостей для отцентрованной БК).

Динамическое глушение, предусматривающее регулирование расхода для изменения величины перепада давления, предоставляет возможность повышения давления на стенке коллектора с целью поддержания контроля над скважиной. ЭПЦ в скважинах малого диаметра может регулироваться путем изменения расхода, поскольку потери давления в КП составляют значительную часть общего падения давления. Для использования гидравлических корреляций для скважин малого диаметра следует установить флажок "Скв. малого диаметра". В противном случае будут использоваться обычные корреляции, применяемые также в модели гидравлики при нормальной циркуляции (см. раздел 17). Возможность использования обычных гидравлических моделей предусмотрена в модели динамики глушения скважин малого диаметра для того, чтобы оценивать влияние геометрии скважины малого диаметра.

Гидравлические корреляции для скважин малого диаметра могут быть также скорректированы для эксцентрического КП (они будут отличаться от корреляций для отцентрованной БК). Для этого необходимо установить флажок "Эксцент. труба".

21.2 Окно результатов Результаты модели динамики глушения скважин малого диаметра представлены в виде диаграммы глушения, отображаемой в новом окне. ЭПЦ в скважинах малого диаметра может регулироваться на месторождении, поскольку потери давления в КП составляют значительную часть общего падения давления. Динамическое глушение, предусматривающее регулирование расхода (или скорости вращения трубы) для изменения величины падения давления, предоставляет возможность повышения давления на стенке коллектора с целью поддержания контроля над скважиной.



Для открытия окна результатов "Диаграмма глушения" следует нажать на любой странице ввода. Данная утилита является мощным средством для сравнения результатов изменения расхода, удельного веса БР и вращения трубы на ЭПЦ в забое.

21.2.1 Диаграмма глушения — Одна кривая Первая вкладка содержит опции для построения и анализа специальной кривой для диапазона рабочих условий, применяемых во время операции динамического глушения.

Для построения диаграммы динамического глушения с одной кривой необходимо:

1. Выбрать тип основной цели "Значение ЭПЦ" или "Измен. ЭПЦ".

2. Ввести требуемое значение или величину изменения ЭПЦ.

3. В разделе "Параметры моделирования" выбрать один параметр — УВБР, расход или скорость вращения БК — в качестве неизменного.

4. При необходимости изменить значения min, max и Интервал.

5. Нажать [Расчет] для создания нового графика и таблицы.

6. Проанализировать характер графика.

Красная линия представляет комбинации значений X и Y (вместе с другим постоянным параметром), дающие указанную величину изменения эквивалентной плотности циркуляции. Синяя точка представляет текущие условия при текущем значении эквивалентной плотности циркуляции (т. е. до ее изменения), основанные на данных, введенных на главных страницах ввода.


Диаграмму глушения можно копировать и печатать, а также открывать




в отдельном окне для удобства просмотра. Для открытия меню Редактирование следует нажать правую кнопку мыши на графике. Для открытия отдельного окна для облегчения просмотра следует выбрать "Вывод в отдельном окне". При необходимости дальнейшего анализа данных следует выбрать команду "Экспорт в Excel…". Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

21.2.2 Диаграмма глушения — Все кривые Вторая вкладка в окне результатов динамического глушения содержит опции для построения и анализа семейства кривых с целью сравнения диапазона рабочих условий для операции динамического глушения.

Для построения диаграммы динамического глушения с семейством кривых необходимо:

1. Установить диапазон изменения ЭПЦ, введя значения "от" (минимальное изменение), "до" (максимальное изменение) и "с шагом" (приращение ЭПЦ от одной кривой к следующей). Одновременно могут отображаться не более 14 кривых.

2. В разделе "Параметры моделирования" выбрать один параметр — УВБР, расход или скорость вращения БК — в качестве неизменного.

3. При необходимости изменить значения min, max и Интервал для других двух параметров.

4. Нажать [Расчет] для создания нового графика и таблицы.

Каждая линия на графике представляет комбинации значений (вместе с другим постоянным параметром), дающие указанную величину изменения эквивалентной плотности циркуляции. Синяя точка представляет текущие условия при текущем значении эквивалентной плотности циркуляции (т. е. до ее изменения), основанные на данных, введенных на главных страницах ввода.



Результат будет отображен в таблице только в том случае, если оба переменных параметра лежат в установленном диапазоне. Например, на приведенном выше рисунке установлен диапазон расхода 0-500 гал/мин. Тем не менее, в данном случае величина изменения ЭПЦ лежит в заданном диапазоне только при значениях расхода 90-240 гал/мин. Соответственно, строки вне этого диапазона не отображаются.


Диаграмму глушения можно копировать и печатать, а также открывать в отдельном окне для удобства просмотра. Для открытия меню Редактирование следует нажать правую кнопку мыши на графике. Для открытия отдельного окна для облегчения просмотра следует выбрать "Вывод в отдельном окне". При необходимости отдельного анализа данных следует выбрать команду "Экспорт в Excel…". Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4.


21.3.1 Пиктограммы При выборе модели динамики глушения скважин малого диаметра отображаются специальные пиктограммы панели инструментов.



222222. ПРОГРАММА МОДЕЛИРОВАНИЯ

ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА СКВАЖИНЫ

Программа моделирования температурного режима (Wellbore Thermal Simulation) предназначена для построения тепловой модели, позволяющей повысить точность прогнозирования распределения температур по стволу скважины. В модели учитываются естественная и вынужденная конвекция, теплопроводность внутри ствола, а также передача тепла в окружающей породе. Программа позволяет моделировать широкий набор вариантов эксплуатации скважин (см. раздел), в том числе:

Нагнетание жидкой или паровой фазы в пласт

Отбор жидкой или паровой фазы

Прямая и обратная промывка ствола жидкостью

Прямая очистка ствола газом

Программа применима для стволов с любым углом наклона: от вертикальных до горизонтальных – и графически отображает температурные режимы в насосно-компрессорных трубах, кольцевом пространстве и других заданных зонах, окружающих ствол скважины. Она вычисляет градиенты температуры в многослойных пластах, учитывая передачу тепла от скважинной продукции и материнских пород. Программа учитывает также смешивание и охлаждение, происходящие в поверхностных резервуарах, содержащих жидкость, предназначенную для промывки.

22.1 Ввод информации

22.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект", предназначенная для модели температурного режима скважины, практически идентична типичной странице "Проект" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.1.

22.1.2 Страница "Геометрия" Страница ввода данных "Геометрия", предназначенная для модели температурного режима скважины, практически идентична типичной странице "Геометрия" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.2.

22.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода данных "Трубы", предназначенная для модели температурного режима скважины, практически идентична типичной странице "Трубы" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.3.

22.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода данных "Ствол", предназначенная для модели температурного режима скважины, практически идентична типичной странице "Ствол" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.4.

22.1.5 Страница "Порода" Страница ввода данных "Порода", предназначенная для модели температурного режима скважины, почти идентична типичной странице "Порода" в программе DrillNET. См. раздел 3.2.5. Однако для этой модели параметры давления в пласте не представляют интереса. Вместо них в таблицу вносятся тепловые характеристики пласта.

ГЛАВА 22: ПРОГРАММА МОДЕЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА СКВАЖИНЫ


1) Таблица теплофизических характеристик породы. В таблицу можно вводить любое число строк, необходимое для описания слоев породы вдоль ствола скважины. Указываемая в столбце 1 фактическая глубина по вертикали (Lвз) – это конечная глубина данного слоя. Методы ввода и редактирования данных аналогичны методам, рассмотренным применительно к таблице геометрических параметров (см. раздел 3.2.2).

Здесь вносятся характеристики слоев породы, которые вскрываются стволом скважины. В строке 1 описывается материал поверхностного слоя. Заполнение таблицы происходит в порядке увеличения глубины ствола. Типичные теплофизические свойства нескольких распространенных материалов пластов приводятся в таблице справа.

Типичные теплофизические характеристики материаловМатериал Плотность

(фунт/куб. фут)Теплопроводность

(БТЕ/ч-фут-°F) Теплоемкость(БТЕ/фунт-°F)

Сланец 140,0 0,920 0,30 Гранит 164,9 1,630 0,20 Известняк 154,9 0,750 0,22 Песчаник 139,3 1,080 0,17 Грунт 91,0 0,740 0,21 Уголь 84,3 0,150 0,30 Цемент 131,1 0,840 0,21 Лед 57,0 1,280 0,46 Соль 134,8 3,470 0,21 Вода 62,4 0,350 1,00 Базальт 98,6 1,160 0,21




Геотермические градиенты(°F/100 футов

Калифорния 1,34Германия 1,81Канада 1,36Вайоминг 0,78Оклахома 0,77Нигерияпресная вода 0,60соленая вода 2,30

Глубина (футы)

Тем

пература

(°F

) 2000 12 00010 000800060000 4000

0

150

200

250

100Nigeria –

пресная вода

Nigeria

–

соленая вода

Oklahoma

Wyoming

Canada

Germany

California

Температуры и градиенты

Параметры пласта можно вводить в виде температур или температурных градиентов. После введения одной из этих величин соответствующее значение (показано на желтом фоне) вычисляется автоматически. Для выбора предпочитаемого вида следует вызвать меню вариантов ("Опции") и указать функцию общих вариантов (“Осн. опции”). Используя закладку “Ввод”, выбирают предпочитаемую величину

На диаграмме показаны типичные температуры и температурные градиенты для нескольких районов ведения буровых работ в разных регионах мира.

Импортирование данных

Для импортирования параметров пласта предусмотрены несколько методов, включая использование файлов программы DrillNET (*.XML) из других проектов и данных из базы данных Galaxy. Для импортирования данных требуется нажать правую кнопку "мыши" при установке курсора в поле таблицы параметров пласта и выбрать из всплывающего меню функцию импортирования ("Импорт") или получения параметров пласта из базы данных Galaxy (“Получение породы из БД Галакси”).

Копирование информации из файлов формата Excel

Для копирования информации из программ обработки электронных таблиц (например, Excel) требуется собрать приведенные в электронной таблице данные в колонки. Затем данные переносятся копированием отдельных колонок в программу DrillNET. Выбрав нужный исходный блок данных, его копируют в буфер обмена данными (Ctrl+C). Вернувшись в программу DrillNET и расположив курсор в нужной ячейке строки 1, выбирают из всплывающего меню функцию "Вставить".

Меню редактирования таблицы параметров пласта

Данные таблицы параметров пластов можно сохранять, выводить на печать, импортировать и редактировать несколькими способами, раскрывая всплывающее меню редактирования. Нужный вариант можно выбрать, нажав правую кнопку "мыши" после установки курсора в поле таблицы. См. раздел 3.2.5.

После внесения любых изменений в данные необходимо нажать клавишу [F9] или выбрать функцию обновления информации (“Обновить”) из меню "Вид", вызывающую обновление графиков.

2) Графики температуры пласта. Данные о температуре и температурном градиенте, содержащиеся в таблице теплофизических характеристик породы, представляются в виде графиков, предназначенных для контроля. На графиках отображаются зависимости температуры и температурного градиента от глубины; нужный вариант выбирают кнопкой "Мыши", установив курсор на соответствующую закладку



в нижней части графика. Нажав правую кнопку "мыши" при установке курсора в поле графика, можно вызывать функции сохранения, печати, добавления текстового блока и экспортирования графика в программу Excel.

3) Температура на поверхности. Здесь указывается геотермическая температура в невозмущенном состоянии на поверхности. В поле на приведенной выше иллюстрации показаны типичные температуры и температурные градиенты для нескольких районов ведения буровых работ в разных регионах мира.


1) Варианты режимов теплового моделирования. Выберите один из девяти режимов работы, которыми характеризуется поток промывочной среды. Каждым выбранным режимом определяются специфические тепловые граничные условия и граничные условия течения для выполняемого пользователем расчета.

1. Прямая промывка жидкостью ("Прямая жидк. циркуляция"): Программа прогнозирует значения температуры для случая ведения работ на основе обычного метода прямой промывки жидкостью. Жидкость поступает в скважину на поверхности, спускается по насосно-компрессорной (или бурильной) колонне и возвращается на поверхность через кольцевое пространство.

2. Обратная промывка жидкостью ("Обратная жид. циркуляция"): Программа прогнозирует значения температуры для случая ведения работ на основе метода обратной промывки жидкостью. Жидкость поступает в скважину на поверхности, спускается по кольцевому пространству и возвращается на поверхность через насосно-компрессорную колонну.




3. Нагнетание жидкости ("Закачка жид-ти"): Программа прогнозирует значения температуры для случая закачивания жидкости в пласт. Жидкость поступает в скважину на поверхности, спускается по насосно-компрессорной (или бурильной) колонне и перетекает в пласт, не попадая в кольцевое пространство.

4. Отбор жидкости с насосно-компрессорными трубами ("Отбор жид-ти с НКТ"): Программа прогнозирует значения температуры для случая отбора жидкости. Жидкость поступает в скважину на забое и поднимается через насосно-компрессорную колонну на поверхность, не попадая в кольцевое пространство.

5. Отбор жидкости без насосно-компрессорных труб ("Отбор жид-ти без НКТ"): Программа прогнозирует значения температуры для случая отбора жидкости. Жидкость поступает в скважину на забое и поднимается по необсаженному стволу или обсадной колонне на поверхность.

6. Прямая очистка газом ("Прямая циркуляция газа"): Программа прогнозирует значения температуры и давления для случая ведения работ на основе метода прямой очистки ствола газом. Газ поступает в скважину на поверхности, спускается по насосно-компрессорной (или бурильной) колонне и возвращается через кольцевое пространство.

7. Отбор паровой фазы с насосно-компрессорными трубами ("Отбор пара с НКТ"): Программа прогнозирует значения температуры и давления для случая отбора двухфазного потока, состоящего из жидкой и паровой фаз. Паровая фаза поступает в скважину на забое и поднимается через насосно-компрессорную колонну на поверхность, не попадая в кольцевое пространство.

8. Отбор паровой фазы без насосно-компрессорных труб ("Отбор пара без НКТ"): Программа прогнозирует значения температуры и давления для случая отбора двухфазного потока, состоящего из жидкой и паровой фаз. Паровая фаза поступает в скважину на забое и поднимается по необсаженному стволу или обсадной колонне на поверхность.

9. Закачивание паровой фазы ("Закачка пара"): Программа прогнозирует значения температуры и давления для случая закачивания двухфазного потока, состоящего из жидкой и паровой фаз. Паровая фаза поступает в скважину на поверхности, спускается по насосно-компрессорной (или бурильной) колонне и перетекает в пласт, не попадая в кольцевое пространство.

2) Характеристики паровой фазы ("Параметры пара"). Если режим фонтанирующего притока требует закачивания или отбора паровой фазы, следует указать ее характеристики. Если известно, то следует указать паросодержание на входе ("Коэф. качества"). Паросодержание представляет собой доля объема жидкости, занимаемая газовой фазой. Например, значением паросодержания 0,95 характеризуется двухфазная среда с объемным содержанием паров и жидкости 95% и 5%, соответственно.

Если данные о паросодержании отсутствуют, следует ввести входное давление отбираемой или нагнетаемой паровой фазы.

3) Температура промывочной среды на впуске ("Температура циркуляции на входе"). Когда работы ведутся с жидкостной промывкой, в процессе работы температура жидкости на впуске, как правило, изменяется. Циркулирующая жидкость возвращается в резервуар для бурового раствора, находящийся на поверхности, и смешивается с жидкостью в резервуаре. Поэтому в таких случаях температура жидкости в резервуаре отличается от температуры окружающей среды. Кроме того, между резервуаром и окружающей средой происходит теплообмен. Программа DrillNET, исходя из этих вводимых параметров, может прогнозировать конечную температуру смешанной жидкости в резервуаре.

Если желательно игнорировать влияние перемешивания, следует выбрать вариант одноразового прохождения (“Один канал”). В этом случае расчет будет построен на предположении об однократном перекачивании жидкости через скважину. Температура жидкости на впуске сохранит значение, заданное пользователем в таблице технологической карты на странице, посвященной технологической схеме ("График") (см. раздел 22.1.7).

Для моделирования влияния изменений температуры в резервуаре бурового раствора, обусловленных смешиванием жидкостей и теплообменом с окружающей средой, следует выбрать вариант "Смешанная в резервуаре" (“Tank Mixed”). Затем вводятся параметры, характеризующие тепловой режим в резервуаре на поверхности.



Необходимо помнить о том, что эти параметры ввода не учитываются, если в технологии не предусмотрена промывка.

22.1.7 Страница технологической схемы ("График")

1) Таблица параметров жидкостей, первоначально находящихся в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве ("Жидкости в трубах и ЗП в нач. момент"). Здесь приводятся характеристики жидкостей, находящихся в насосно-компрессорной (или бурильной) колонне и в кольцевом пространстве к моменту начала работы. Эти жидкости считаются имеющими при начале работ геотермальную температуру.

В программе предусмотрены четыре модели реологии жидкости: (1) ньютонова модель, (2) пластическая модель Бингама, (3) модель, подчиняющаяся степенному закону и (4) модель Хершеля - Бакли. В колонке "Реология" имеется ниспадающее меню, которое требуется раскрыть с помощью нажатия кнопки "мыши". После выбора модели параметры, содержащиеся в таблице и требующиеся для каждой модели, переводятся в активное состояние. Описание и сравнительный анализ моделей реологических свойств представлены в разделе 28.12.1.

2) Таблица технологической карты ("Последовательность операций"). В таблице указываются детальные характеристики технологической схемы закачивания жидкости (циркуляция, отбор, нагнетание). Каждая жидкость, которая перекачивается или отбирается, описывается в отдельной строке. При наличии притока дополнительного флюида из пласта на любом этапе работы следует внести пометку в колонку 7, а затем ввести идентификационной номер приточного флюида. Этими идентифицирующими номерами обозначаются жидкости, названные в таблице "Приточные флюиды" (см. ) в нижней части страницы с технологической схемой.




Значение параметра "Время прокачки", указываемое для каждого этапа в колонке 4, представляет собой суммарную длительность промывки, отсчитываемое с начала всего технологического процесса.

3) Таблица "Приточные флюиды". В этой таблице характеризуются все дополнительные жидкости, поступающие из пласта в поток. К требующимся параметрам относятся температура жидкости на входе в ствол скважины, расход, плотность и реологическая характеристика. Для обозначения каждой приточной жидкости в таблице "Последовательность операций" (см. ) используется номер строки (указывается в левой части таблицы).

22.1.8 Страница "Обсадные колонны"

1) Вариант морской или наземной скважины. Здесь можно осуществить или отменить выбор варианта морской скважины ("Морская скв."). Требования к составу данных зависят от местонахождения скважины.

Просвет ("Возд. зазор") и глубина воды ("Глуб. воды"). Уровень стола ротора ("ТОГБ") отсчитывается относительно уровня грунта (для наземных скважин) или среднего уровня моря (для морских скважин). В случае морских скважин высоту расположения стола ротора принято называть просветом или воздушным зазором. Эта величина используется в случае морских скважин с подводным устьем для вычисления глубины расположения верха обсадной колонны (воздушный зазор + глубина воды).

Подводный противовыбросовый превентор ("Подвод. ПВП"): В случае морских скважин можно указать положение устья: на поверхности или на морском дне. В случае континентальных скважин автоматически используется вариант размещения на поверхности.



2) Таблица описания водоотделяющих колонн. В таблице указываются геометрические и теплофизические параметры водоотделяющей колонны (или колонн). Теплофизические характеристики типичных материалов можно импортировать, открыв базу данных теплофизических параметров материалов нажатием правой кнопки "мыши" при установке курсора в поле таблицы. В ниспадающем меню, вызываемом нажатием правой кнопки "мыши", предусмотрены дополнительные варианты добавления и удаления строк и распечатывания таблицы.

3) Таблица описания водоотделяющих колонн. К характеристикам обсадных колонн принадлежат: глубина расположения башмака колонны (отображается в виде истинной глубины по вертикали "Lв БШ" и измеренной глубины ствола "Lс БШ"); тип колонны (обсадная колонна, хвостовик, надставка, спускаемая непосредственно в процессе работы или впоследствии) и глубина расположения верха колонны (отображается в виде истинной глубины по вертикали "Lв в. т-ки" и измеренной глубины "Lс в. т-ки"), особенно полезная для случая установки хвостовиков и морских скважин с подводным устьем.

В таблицу можно добавлять надставки, спускаемые непосредственно в процессе работы или впоследствии. Надставку можно добавлять только за хвостовиком. Для добавления надставки требуется разместить курсор в строке описания хвостовика и нажатием правой кнопки "мыши" вызвать ниспадающее меню, содержащее возможные варианты. Первоначально, по умолчанию, все типы колонн считаются промежуточными колоннами, за исключением кондуктора, описываемого в первой строке. Описывая обсадную колонну (за исключением кондуктора), можно произвести замену на хвостовик, вызвав "мышью" ниспадающий список и выбрав вариант хвостовика. В этом случае появится диалоговое окно, предназначенное для ввода значения глубины расположения верха хвостовика. Описывая хвостовики, можно переключиться обратно на обсадную колонну или добавить к хвостовику надставку, спускаемую впоследствии или непосредственно в процессе работы. Описывая надставки, можно изъять надставку или изменить ее тип, перейдя от спускаемой непосредственно в процессе работы к спускаемой впоследствии (и наоборот). Описание обсадной колонны или хвостовика можно изъять с помощью меню, вызываемого нажатием правой кнопкой "мыши". Если изымается описание хвостовика, включающего в себя надставку, ее описание изымается.

Глубина установки башмака описывается двумя параметрами: Lв и Lс. Значение Lв невозможно изменить непосредственно в таблице (что обозначено желтым фоном). Если требуется изменить значение Lв непосредственно в таблице, следует при установке курсора в ячейку вызвать двойным нажатием кнопки "мыши" диалоговое окно и выбрать функцию внесения изменений ("Примен."). Глубина установки башмака – это параметр, которым описываются только обсадные колонны и хвостовики.

Глубина установки верхней части также отображается двумя параметрами: Lв и Lс. В этой колонке можно задавать в явном виде только значение Lс для хвостовиков. При описании обсадных колонн и надставок в этом поле отображается глубина установки ПВП ("0" – для наземных скважин и морских скважин с устьем на поверхности; а для морских скважин с подводным устьем - "воздушный зазор + глубина воды"). При переходе от описания обсадной колонны к описанию хвостовика потребуется ввести глубину расположения верха хвостовика. Для прямого ввода или изменения глубины расположения верха хвостовика следует установить курсор в ячейку "Lс в. т-ки" и дважды нажать кнопку "мыши". Затем вводят новое значение и нажимают клавишу <Enter>, чтобы получить соответствующее значение "Lв в. т-ки". Кроме того, новое значение можно вводить в диалоговое окно, установив курсор в ячейку "Lв в. т-ки" и дважды нажав кнопку "мыши".

Для каждого материала насосно-компрессорных труб следует ввести теплофизические параметры. Для получения доступа к базе данных типичных параметров необходимо установить курсор в поле таблицы и, нажав правую кнопку "мыши", открыть базу данных о теплофизических параметрах материалов.




Работая в вызванном окне, следует выбрать характерные параметры для любого из нескольких распространенных материалов. Эти данные можно импортировать из базы данных путем выбора строки с данными и функции "Примен.".

4) Диаметр кондукторной части ствола. Этот параметр используется для определения внешней границы кольцевой зоны, где могут находиться обсадная труба и цемент. В расчете принимается, что на большем расстоянии от центра скважины присутствует только горная порода.

22.2 Представление результатов В состав выводимых программой моделирования температурных режимов скважины входят результаты, вызываемые с помощью одной из трех закладок:

1. "Результаты" – отображаются основные исходные и выходные параметры

2. "Граф/табл." – типичное для программ DrillNET многокомпонентное представление результатов, позволяющее выводить данные в виде графиков и таблиц (см. ниже). Описание вариантов представления информации и порядка работы с этим окном приводится в разделе 3.3.

3. "Термический анализ" – диалоговое окно, позволяющее просматривать полное распределение температур в конце периода промывки (см. раздел 22.2.1).



22.2.1 Окно теплофизического анализа ("Термический анализ")

1) Графическое представление распределения температур по глубине. На показанной диаграмме изображена схема ствола скважины, где показаны (1) схема крепления ствола вместе с цементными колоннами и (2) обозначенное цветом распределение температур флюида по глубине ствола. Длительность промывки, соответствующая показанным результатам, отсчитывается в конечной точке завершенной программы промывки, заданной на странице технологической схемы (см. раздел 22.1.7). Если требуется увидеть результат для другой длительности, следует вернуться на страницу технологической схемы и скорректировать окончательное значение времени в данных ввода.

Наряду с отображением геометрии ствола и распределения температур, эта диаграмма позволяет указать и выбрать любые конкретные значения глубины и радиального расстояния, для которых требуется получить подробные температурные характеристики. Для этого перемещают курсор по зоне диаграммы. Выбрав любое интересующее сочетание глубины и расстояния по радиусу, нажимом кнопки "мыши" вызывают параметры в данной точке. Текущее положение курсора указывается в поле "Позиция курсора". Предыдущие значения глубины и расстояния по радиусу отображаются в графе "Выбранная позиция". Результаты на графиках и в таблицах обновляются автоматически, отражая выбранные значения расстояния по радиусу и измеренной глубины (Lс).

2) Табличное и графическое представление радиального распределения температур. С помощью этих форм представления информации отображается зависимость градиента температур от расстояния по радиусу от центра ствола скважины. Эти параметры выводятся для неизменного значения измеренной




глубины (Lс). Нужное значение глубины выбирается установкой курсора на графическое представление ствола и нажатием кнопки "мыши" и отображается в графе "Выбранная позиция".

3) Выбор глубины для теплофизического анализа. Пользователь может выбрать и просмотреть более детализованное распределение температур на любой глубине и на любом расстоянии по радиусу, вызвав соответствующее изображение с помощью курсора и "мыши". Для этого требуется нажать кнопку "мыши", установив курсор на схеме ствола в точке с нужными значениями глубины и радиуса. Информация о положении указываемой курсором точки выводится в графе "Позиция курсора". После нажатия кнопки "мыши" в графе "Выбранная позиция" отображаются и сохраняются данные для выбранной точки. После нажатия кнопки "мыши" таблицы и графики в правой части страницы автоматически обновляются и отображают параметры для новых значений глубины и расстояния по радиусу.

4) Табличное и графическое представление распределения температур по глубине ствола. С помощью этих форм представления информации отображается зависимость температуры от глубины. Эти параметры определяются для неизменного расстояния по радиусу от центра ствола скважины. Нужное значение радиуса выбирается установкой курсора на графическое представление ствола и нажатием кнопки "мыши" и отображается в графе "Выбранная позиция".


223323. МОДЕЛЬ ПАРАМЕТРОВ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Моделирование параметров глушения скважины используется для анализа параметров управления скважиной по трёхмерной модели ствола скважины (вертикальной и горизонтальной) для наземных и морских месторождений. Здесь используется как метод буровика, так и метод инженера ("метод ожидания и утяжеления"). В модели рассчитываются все данные по глушению скважины и режимам давления в бурильных трубах. Здесь также учитываются такие факторы, как кривизна ствола, подводные сборки ПВП, конические БК, запас УВБР по глушению скважины и запас по давлению в БТ. Модель также включает упрощенный режим для использования при обучении.

Модель параметров глушения скважины включает следующие важные функции:

Расчет важной информации по глушению, такой как удельный вес раствора для глушения, начальное давление циркуляции, окончательное давление циркуляции, информация по притоку, требуемое количество барита, число ходов насоса, объемы и время циркуляции для заполнения каждой из секций БК и КП в ходе операции глушения.

Создание листа глушения, который можно копировать, сохранять и печатать.

Все входные данные, результаты и опции отображаются в одном окне, что дает возможность пользователю немедленно оценивать последствия изменения данных и опций.

Создание отчета на одностраничном рабочем листе, содержащем все данные и лист глушения, на основе шаблона Excel.

23.1 Панель "Опции" Панель "Опции" диаграммы глушения содержит ряд опций работы программы. Они могут быть изменены в любой момент. Для повторного расчета и обновления результатов после внесения изменений следует нажать [F9] или выбрать "Обновить" из меню Вид.

ГЛАВА 23: МОДЕЛЬ ПАРАМЕТРОВ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ


1) Модель. Базовые опции программы включают "Обучение" и "Проект". При выборе "Обучение" программу использовать проще, поскольку для подготовки листа глушения требуется меньше входных данных.

Между опциями "Обучение" и "Проект" существуют следующие различия. 1. Обучающимся проще определять наклонные стволы скважин. При выборе опции "Наклон. скв."

a. На странице основных параметров обучающиеся вводят только три параметра отклонения (Lв для начала наклонного ствола, конца набора и открытого ствола).

b. При выборе опции "Проект" необходимо ввести полную геометрию скважины на странице "Геометрия".

2. Обучающимся проще определять ствол скважины и БК.

a. Для обучающихся таблица "Ствол" (на странице "Основные параметры") всегда включает три секции (райзер, ОК и открытый ствол), а таблица "Бурильная колонна" (на странице "Объемы") всегда включает четыре секции (УБТ 1, УБТ 2, ТБТ и БТ).

b. При выборе опции "Проект" в таблицах можно указывать любое число секций ствола и бурильной колонны.

2) Опции Скв./ПВП.

Наклон. скв. При выборе этой опции должна быть введена геометрия ствола скважины. Если программа находится в режиме "Проект", то требуется полная геометрия ствола. При выборе "Обучение" сокращенные данные геометрии вводятся на странице "Основные параметры". Если опция "Наклон. скв." не выбрана, то используется модель вертикальной скважины с окончательным Lв, определенным в таблице "Ствол" на странице "Основные параметры".




Подвод. ПВП. При выборе этой опции необходимо ввести УВБР в штуцерной линии/линии глушения (Ш/Г линии) и объем Ш/Г. Кроме того, таблица данных "Насосы СЦ" (наверху страницы Основные параметры) будет содержать два дополнительных столбца, относящихся к Ш/Г линиям.

3) Опции процесса глушения. Отображают режимы глушения (таблицу и диаграмму) для метода бурильщика или для метода инженера. Эти два метода являются наиболее часто используемыми для управления скважинами с помощью циркуляции жидкости. Они используются для поддержания постоянного забойного давления при выполнении программы циркуляции жидкости.

При использовании метода бурильщика вес БР не увеличивается при выбросе. После завершения этой процедуры сохраняется давление как на входе в бурильную трубу, так и на штуцере. Метод бурильщика обычно используется для вытеснения притока пластовой жидкости из КП скважины. Насадка КНБК устанавливается на заданной глубине глушения. В случаях, когда плотность циркулирующей жидкости меньше, чем требуемая плотность раствора для глушения, данная программа закачки не приведет к уравновешиванию гидростатического давления в скважине. Тем не менее, при правильном применении данный метод обеспечивает однородную плотность жидкости в стволе скважины после завершения процесса. После завершения циркуляции давление на поверхности складывается с гидростатическим давлением, создаваемым столбом закачанной жидкости, что позволяет выполнить проверку для подтверждения требуемой плотности жидкости для глушения.

В методе ожидания и нагружения (также называемого методом инженера) бурение прекращается, и определяется вес раствора, необходимый для глушения скважины. Вес раствора в амбаре увеличивается до этого значения, после чего производится циркуляция выброса из скважины. После завершения этого процесса и прекращения циркуляции на бурильной трубе и штуцере остается атмосферное давление. Как и в методе бурильщика, в данном методе КНБК устанавливается на заданной глубине глушения. После этого этапа циркуляции статические давления на поверхности как для бурильной трубы, так и для КП должны быть равны нулю.

Сравнение методов глушения (IADC, 1992) Метод Преимущества Недостатки

Метод бурильщика

Циркуляция может быть начата почти немедленно

Простота реализации

Требуется меньше вычислений

Раствор для глушения может быть перемешан до равномерной плотности во время выполнения первой циркуляции

Не требует специальных модификаций в направленных скважинах с коническими колоннами

Не менее двух циркуляций (больше затраты времени)

Более высокие давления в КП

Больший износ штуцера и газового оборудования

Метод инженера

Не менее одной циркуляции (меньше затраты времени)

Ниже давление в КП

Меньший износ штуцера и газового оборудования

Циркуляция может быть начата только после смешивания раствора для глушения

Большая сложность

Требуется больше вычислений

Требует специальных модификаций в направленных скважинах с коническими колоннами

4) Опции основного параметра. Следует выбрать параметр, отображаемый по оси Х диаграммы глушения на странице Рабочий лист. Этот параметр также отображается в первом столбце таблицы с целочисленными значениями (если это возможно).

5) Опции режима давления.

Коническая БК. При использовании конической БК режим давления должен быть модифицирован. То же требуется при использовании метода ожидания и нагружения в направленных скважинах. В таких скважинах баррель или кубический метр БР занимает разную вертикальную высоту в зависимости от



глубины, поскольку площадь поперечного сечения скважины изменяется с глубиной. Таким образом, снижение гидростатического давления зависит нелинейно от закачанного объема (Watson et al., 2003). Использование предположения о прямолинейной форме для скважины с конической БК может привести к недостаточной компенсации давления и спровоцировать вторичный выброс. Та же ситуация возникает при установке УБТ малого диаметра под БТ постоянного диаметра, однако в большинстве случаев эффект оказывается достаточно несущественным, и используется обычный режим.

Тяж. БР до дол. При выборе этой опции на диаграмме глушения будет отображаться только секция для утяжеленного БР, перемещающегося от поверхности до долота. Эта секция не является прямолинейной в том случае, если скважина наклонная и/или при использовании конической БК. Секция может быть отображена отдельно для более наглядной иллюстрации эффектов отклонения ствола скважины и конических БК.

6) Опции дополнительного запаса.

УВРГ. Позволяет ввести запас по удельному весу раствора для глушения внизу страницы Рабочий лист. При повторном расчете (обновлении) программы также будет повторно рассчитано окончательное давление циркуляции (последняя горизонтальная секция диаграммы глушения будет изменена).

ДЦБТ (давление циркуляции бурильной трубы). При выборе этой опции можно ввести запас по ДЦБТ внизу страницы Рабочий лист. При повторном расчете программы также будут обновлены все режимы давления БТ (кривая на диаграмме глушения будет изменена).




23.2 Страницы Окна ввода данных/Окна результатов

23.2.1 Страница "Основные параметры"

1) Общие данные. Эта идентифицирующая информация будет отображаться в распечатках. Все поля необязательны для заполнения.

2) Таблица насосов СЦ. Можно ввести данные для одного, двух или трех насосов, затем выбрать активный насос из выпадающего списка под таблицей.

3) Параметры скважины УВБР в Ш/Г линии требуется вводить только при выбранной опции "Подвод. ПВП".

4) Таблица данных ствола. В этой таблице описываются трубы ствола скважины. При выборе опции программы "Обучение" таблица содержит только три секции: райзер, ОК и открытый ствол.

При выборе опции "Проект" возможен ввод любого количества секций ствола. Тем не менее, в двух последних строках должны быть указаны самая глубокая ОК и открытый ствол соответственно.

23.2.2 Страница "Геометрия" При выбранной опции модели "Проект" страница ввода "Геометрия" для модели гидравлики при нормальной циркуляции практически аналогична типовой странице "Геометрия" в DrillNET. См. раздел 3.2.2.



При выбранной опции модели "Обучение" на странице ввода "Геометрия" отображаются только данные, соответствующие введенным на странице "Основные параметры" значениям длин и глубин. В этом случае изменение данных геометрии на этой странице невозможно.

23.2.3 Страница "Объемы"

1) Таблица данных бурильной колонны. Бурильная колонна должна быть подробно описана. Первая строка соответствует самой глубокой секции колонны. В следующие строки таблицы вводятся параметры секций колонны в порядке их следования (от долота до устья).

Для каждой секции необходимо ввести длину, Дн и Дв. При отсутствии каких-либо данных строка не будет учитываться при анализе. Длина последней секции (в последней строке) бурильной колонны, выходящей к поверхности, рассчитывается автоматически и отображается в таблице при выборе команды "Обновить" из меню Вид (или при нажатии F9).

Для копирования и вставки записей, а также для вставки и удаления строк таблицы, можно использовать меню Редактирование.

2) Схема переходов ствола. Имеется специальное графическое окно для просмотра переходов ствола (т. е. изменений площади потока) и объемов жидкости. Поскольку этот график предназначен только для сравнения бурильной колонны и кольцевого пространства, он не отображает траекторию скважины.





Для вывода команд меню редактирования следует нажать правую кнопку мыши в любом месте графика. Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

3) Таблица данных кольцевого пространства. В данной таблице обобщаются данные по расположению участков, на которых изменяется сечение потока в кольцевом пространстве из-за изменений Дв ствола и/или Дн бурильной колонны. Все данные являются расчетными; их редактирование здесь невозможно. Эти данные отображаются на схеме переходов ствола.

23.2.4 Страница "Выброс/глушение"

1) Параметры выброса (факт.) Эти данные записываются после выброса. Давление глушения БТ является непосредственной мерой дисбаланса между давлением пласта и гидростатическим давлением раствора в БК и представляет собой наиболее важный параметр. Он непосредственно связан с расчетом удельного веса раствора для глушения, начального и конечного давления циркуляции.

Значения приращения объема и давления глушения ОК используются для определения плотности и характера притока из пласта.

2) Параметры глушения (расч.) Все приведенные здесь данные рассчитываются по основным данным и данным выброса.



Приток. Эти данные включают объем, характер и максимально допустимый объем притока из пласта.

Давление поверхности позволяемое. Максимально допустимые давления КП на поверхности рассчитываются здесь только для приложенного давления при испытании целостности башмака или испытании на утечку. Заметим, что максимально допустимые давления различны для текущего БР (до выброса) и БР глушения (после выброса).

Параметры глушения. УВРГ, давления начала циркуляции Pц нач. и окончания циркуляции Рц кон. необходимы для получения режимов давления БТ и листа глушения.

Барит. Указан требуемый объем и темп добавления барита.

ЧХН, Объем подачи, Время закачки. Эти данные отражают ключевые точки диаграммы глушения.

Для расчета и обновления результатов следует выбрать "Обновить" из меню Вид (или нажать F9).

23.2.5 Страница "Рабочий лист"

1) Таблица данных рабочего листа. В таблице обобщаются окончательные режимы глушения скважины. Первым столбцом таблицы будет выбранный "Основной параметр", отображаемый целочисленными значениями (если это возможно).

При нажатии на таблице правой кнопки мыши отображаются опции для копирования, печати данных и отображения таблицы в отдельном окне.




2) Диаграмма глушения. Диаграмма отображает режимы давления для глушения скважины. По оси Х может откладываться время закачки, число ходов насоса (ЧХН) или объем — в соответствии с опцией "Основной параметр", выбранной в данный момент в панели "Опции" (см. раздел 23.3).


Диаграмму глушения можно копировать и печатать, а также открывать в отдельном окне для удобства просмотра. Для открытия меню Редактирование следует нажать правую кнопку мыши на графике. Для открытия отдельного окна для облегчения просмотра следует выбрать "Вывод в отдельном окне". Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

3) Запасы. На месторождениях некоторые операторы добавляют запас на СПО для УВБР до глушения скважины, либо добавляют еще одно приращение к обратному давлению начала циркуляции в процессе управления. Хотя такая практика обычно не одобряется, поскольку создает дополнительное давление на последнем башмаке, программа содержит данные опции для иллюстрации их влияния на режимы давления.


23.3.1 Пиктограммы При выборе модели гидравлики при нормальной циркуляции отображаются специальные пиктограммы панели инструментов. Эти специальные пиктограммы включают:

Отчет. Открывает в Excel отчет на рабочем листе (см. раздел 23.3.2), содержащий удобную сводную информацию по листу глушения скважины.

23.3.2 Отчет на рабочем листе Для создания сводного отчета и его экспорта напрямую в Excel после расчета листа глушения скважины предусмотрена расширенная функция. Для создания отчета (см. следующую страницу) следует нажать на пиктограмму на панели инструментов или выбрать "Отчет" из меню Инструменты.

В Excel имеется возможность редактирования текста отчета, печати отчета и/или копирования/вставки отчета в другие приложения.



РАБОЧИЙ ЛИСТ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ Общая информация Опции

№ скв. Hazelnut H-34 Блок ПВП Подвод. Район: участок 34-D-25 Тип скв.: Наклонная Исполнитель: John Hatcher Метод глушения: Метод буровика Дата: 8/1/2006 Насос для глушения

Параметры скважины Давление: 980,0 пси Текущ. УВБР: 12,00 фн/гал низк. скорость: 45,0 ход/мин Башм. ОК Объем хода: 0,0975 бар/ход Дв: 6,094 дм К.П.Д.: 0,950 % Lс: 17480,0 фт Факт. выход: 0,0926 бар/ход Lв: 17480,0 фт Объемы/Интенсивность Тест на герм.: 15,61 фн/гал Емкость амбара: 718,5 бар Необсаженный ствол Ш/Г линия: 38,5 бар Диаметр: 8,500 дм Бур.колонна 260,0 бар Lс: 19000,0 фт КП 157,1 бар Lв: 19000,0 фт Активный приток: 1174,1 бар

ПАРАМЕТРЫ ВЫБРОСА/ГЛУШЕНИЯ Параметры выброса (факт)

Давление закрытия скважины в бурильной колонне (Рбк закр.скв.)

250 пси Приращение объема: 68 бар

Давл. глушения ОК: 420 пси Параметры глушения (расч)

Приток ЧХП насоса Длина: 1356,6 фт Устье-долото: 2806,6 ход Плотность: 9,59 фн/гал Долото-башмак: 823,2 ход Тип: Приток

сол.воды Башмак-устье: 1288,8 ход

Макс. доп. объем: 955,5 бар Итого: 4918,7 ход УВ раств.глуш.: 12,45 фн/гал Объемы БР Темп глуш.: 45,0 ход/мин Устье-долото: 260,0 бар Циркуляция глуш.: 4,17 бар/мин Долото-башмак: 76,3 бар Рц нач.: 1174,0 пси Башмак-устье: 119,4 бар Рц кон.: 1307,4 пси Итого: 455,6 бар Давление поверхности позволяемое для ГР на БШ

Время циркуляции

C текущ. БР: 3278,2 пси Устье-долото: 62,4 мин С БР глуш.: 2866,6 пси Долото-башмак: 18,3 мин Барит Башмак-устье: 28,6 мин Требуется (при 100 фн/ход): 347,0 меш Итого: 109,3 мин Запас на циркуляцию: 0,8 меш/мин

РЕЖИМ ДАВЛЕНИЯ Ходы Объем

бар Время мин

Давление пси

Диаграмма глушения (эпюры давлений)

ЧХП насоса (ход)

2112,0 195,6 46,9 1174,0 2259,8 209,3 50,2 1180,3 2407,5 223,0 53,5 1186,5 2555,2 236,7 56,8 1192,7 2702,9 250,4 60,1 1199,0 2850,6 264,0 63,3 1205,2 2998,3 277,7 66,6 1211,4 3146,1 291,4 69,9 1217,7 3293,8 305,1 73,2 1223,9 3441,5 318,8 76,5 1230,2 3589,2 332,5 79,8 1236,4 3736,9 346,1 83,0 1242,6 3884,6 359,8 86,3 1248,9 4032,4 373,5 89,6 1255,1 4180,1 387,2 92,9 1261,4 4327,8 400,9 96,2 1267,6 4475,5 414,5 99,5 1273,8 4623,2 428,2 102,7 1280,1 4770,9 441,9 106,0 1286,3 4918,7 455,6 109,3 1297,2

Дав

ление в

БТ

(пси

)


224424. МОДЕЛЬ ВЫБРОСОВ

Моделирование выбросов представляет собой эффективный и удобный в использовании инженерный инструмент, предназначенный для всесторонней оценки процедур по контролю над скважиной при получении газопроявления во время бурения скважины. Управление скважиной является одним из наиболее важных аспектов буровых работ, неправильное управление проявлением может стать причиной неконтролируемого выброса и привести к потенциальной потери оборудования и даже человеческих жизней.

Модель описывает сложный многофазный поток, который развивается при вымывании газового притока из скважины. Модель подходит для применения в 3D стволах скважин (вертикальных и горизонтальных) как наземных, так и морских. Она включает в себя оба метода контроля скважины: контроль бурильщика и инженерный контроль, а также вбирает в себя пластическую модель Бингама и степенной закон поведения жидкости для расчётов потерь давления. Программа также позволяет Вам выбрать другие модели: модель движения единичных потоков газа (только для растворов на водной основе) или одну из трёх моделей двухфазных потоков для управления миграцией газа в скважине. Также принят во внимание эффект насыщения газом при использовании раствора на нефтяной основе.

Программа рассчитывает вес раствора глушения, графики изменений давления в бурильных трубах, а также расчёт графика глушения. Она позволяет предугадать изменения давления и эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора (ЭПЦ) на дросселе, башмаке последней спущенной обсадной колонны, в устье скважины, и в забое. Максимальная эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора вдоль ствола скважины также вычисляется и сравнивается с пластовым давлением и градиентом давления гидроразрыва. Эти результаты очень важны для определения максимальных ожидаемых давлений на устье и адекватности противовыбросового оборудования (ПВО).


24.1.1 Страница "Проект" Страница ввода данных "Проект" для модели имитации выброса практически аналогична типовой странице "Проект" блока Drill NET.См. раздел 3.2.1.

24.1.2 Страница "Геометрия" Страница ввода данных "Геометрия" для модели имитации выброса практически аналогична типовой странице "Геометрия" в Drill NET . См. раздел 3.2.2.

24.1.3 Страница "Трубы" Страница ввода данных "Трубы" для модели имитации выброса практически аналогична типовой странице "Трубы" в Drill NET . См. раздел 3.2.3.

ГЛАВА 24: МОДЕЛЬ ВЫБРОСОВ


24.1.4 Страница "Ствол" Страница ввода данных "Ствол" для модели имитации выброса практически аналогична типовой странице "Ствол" в Drill NET . См. раздел 3.2.4.

24.1.5 Страница "Порода" Страница ввода данных "Порода" для модели имитации выброса практически аналогична типовой странице "Порода" в Drill NET. См. раздел 3.2.5.


1) Процедура глушения. Наиболее общепринятые программы глушения скважины основаны на двух методах управления скважиной: Методе бурильщика и Методе ожидания и утяжеления. Эти методы используются в целях поддержания постоянного забойного давления (Рз) во время вымывания флюида.

При использовании метода бурильщика раствор при вымывании притока не утяжеляется. По окончании данной процедуры всё ещё присутствует избыточное давление на входе в бурильные трубы и на дросселе. Метод бурильщика – это процедура циркуляции жидкости, обычно используемая для вымывания из затруба притока пластовой жидкости. Насадка долота КНБК опускается до выбранной глубины глушения скважины. В тех случаях, когда плотность вымываемой жидкости ниже чем необходимая плотность раствора глушения, подобная программа закачки не приводит к балансу




гидростатического давления в скважине. Тем не менее, при правильном производстве всех процедур данный метод позволяет получить одинаковую плотность жидкости в стволе скважины на момент завершения процесса. После завершения циркуляции давление на устье прибавляется к гидростатическому давлению, производимому столбом закачанной жидкости, что позволяет перепроверить требуемое значение плотности раствора глушения скважины.

Метод ожидания и утяжеления (также известный под названием инженерного метода), предполагает закрытие скважины, и уже после этого, определение веса раствора глушения, необходимого для того, чтобы заглушить скважину. Вес раствора утяжеляется в емкости до необходимых для глушения скважины параметров, и после этого производится вымывание поступившего в скважину притока. В конечной стадии данного процесса, по завершении циркуляции, значения давления как в буровой колонне, так и на дросселе, равны атмосферному. Как и при использовании Метода бурильщика, Метод ожидания и утяжеления предполагает нахождение КНБК на выбранной глубине глушения. После завершения данной стадии циркуляции статическое давление на устье как буровой колонны, так и затруба, должно равняться нулю.

Сравнение методов глушения (IADC, 1992)

Метод Преимущества Недостатки


Циркуляция может быть начата практически сразу

Простота Меньше необходимых расчетов

KWM(раствор глушения) может быть получен быстрей путём доутяжеления раствора бурения в процессе первой циркуляции

Не требует специальных изменений в наклонных скважинах и скважинах с использованием комбинированной буровой колонны

Минимум две циркуляции (больше времени)

Более высокое затрубное давление

Больший износ штуцера и противовыбросового оборудования.

Метод ожидания и утяжеления

Минимум одна циркуляция (меньше времени)

Меньшее затрубное давление

Меньший износ штуцера и противовыбросового оборудования.

Глушение не может быть начато, пока утяжелённый раствор не будет готов

Более сложный метод

Необходимость в дополнительных расчётах

Требует специальных изменений в наклонных скважинах и скважинах с использованием комбинированной буровой колонны

2) Виды скважин и типы ПВО. Предусмотрены три варианта дизайна ПВО в зависимости от вида скважины:



Для скважин на суше - данный вариант охватывает все типы скважин (вертикальных, направленных, горизонтальных, с расширенным радиусом охвата и т.д.), бурение которых производится наземными буровыми установками.

Для морских скважин с поверхностной обвязкой ПВО – данные виды скважин программа моделирует аналогично наземным, за исключением присутствия бурового райзера.

Для морских скважин с подводным ПВО - Здесь измеренная глубина по стволу подводной части ПВО равна измеренной глубине по стволу райзера. Вы можете выбрать необходимые линии дросселирования и/или глушения путем проверки и указания их размеров.

3) Данные закрытия скважины. Эти данные используются для вычисления объема газа, который был получен при проявлении. Рбк закр скв = избыточное давление в бурильных трубах после закрытия скважины; Ркп закр скв= избыточное давление в обсадной колонне после закрытия скважины.

4) Данные насоса. Введите данные подачи бурового насоса, описывающие его эффективную подачу за каждый ход. Нажмите [Помощь], чтобы открыть специальное окно расчета объема подачи насоса (см. рисунок), если производительность насоса неизвестна.

Медленная скорость циркуляции – это скорость подачи жидкости во время глушения скважины. Снятие давлений прокачки на пониженной подаче (обычно при 30\45 ходах) каждые 100-200 метров проходки или при смене параметров раствора. Давление прокачки на пониженной подаче также имеет критическое значение для выбора способов глушения.

5) Тип моделирования.

Рз=Рпл+Запас. Эта опция используется для контроля скважин и основана на поддержании постоянного Рз (забойного давления). Предыдущие пользователи данного модуля просили добавить окно выбора запаса безопасности, чтобы можно было вручную настраивать глушение на репрессии или с незначительной депрессией. При использовании данной опции введите необходимое числовое значение запаса безопасности в окно ниже. Если необходимо производить глушение на репрессии, то введите отрицательное значение (знак минус перед значением).

Использование Рбк при глушении. Многие инженеры считают, что при стандартном глушении давление в бурильных трубах будет равно ДЦБТ (давлению циркуляции в бурильных трубах), если Рз равно пластовому давлению. Однако, поскольку существуют потери давления на трение в затрубе и в бурильных трубах, а также потому, что скважина может являться невертикальной, это предположение неверно. При стандартном расчёте глушения, если давление бурильной трубы брать как ДЦБТ, Рз при закачке раствора глушения в скважину изменится и поднимется выше пластового давления. При таком подходе обычные методы контроля скважин всегда безопасны.

6) Расчетная точка / башмак обсадной колонны. Опция предоставлена для указания любой интересующей Вас точки в плане определения давлений (Lc) по стволу скважины, где давление можно тщательно отслеживать при управлении скважиной во время глушения. Исторические данные параметров давления / эквивалентной плотности циркуляции по ряду конкретных точек скважины, включая забой, башмак обсадной колонны, колонну бурильных труб, штуцер выводятся в графики, а интересующая Вас глубина может быть указана Вами.

Для расчёта необходима глубина башмака последней спущенной обсадной колонны. Глубина башмака обсадной колонны необходима для того, чтобы давление и эквивалентная плотность циркуляции могли быть легко рассчитаны на этой глубине для выбранной процедуры контроля скважин. Обратите внимание, что давление всегда проверяется на забое скважине.




7) Данные поверхностных объёмов БР. Введите необходимые данные по объему жидкости. Объем промывочной жидкости на поверхности (включающий объемы в активной ёмкости и наземной обвязке) используются для расчета необходимого количества мешков барита, а также прочих добавок.

8) Испытание пласта на приёмистость. Испытание пласта на приёмистость (опрессовка цементного кольца) позволяет нам определить максимальное давление гидроразрыва пород под башмаком последней спущенной колонны и обычно проводится сразу после бурения ЦКОДА и башмака спущенной и зацементированной колонны перед началом бурения новой секции. После бурения 3-5 метров нового ствола инструмент поднимают назад в башмак, закрывают скважину и постепенно нагнетают БР в скважину с постоянным инкрементом в единицу времени (обычно 20 литров\0,1 баррель за 2 минуты). Нагнетание происходит до того момента, пока инкремент падения давления за единицу времени не уменьшится на большую величину. По этому тесту мы можем определить при каком давлении начнётся поглощение (фильтрация) жидкости в пласт и даже значение гидроразрыва породы, следовательно, по результатам этого теста мы можем рассчитать максимальную плотность бурового раствора, которую мы можем использовать, чтобы не порвать пласт под башмаком последней спущенной колонны во время глушения скважины.

24.1.7 Страница «Параметры»

1) Модель реологии. Выберите ту модель реологии бурового раствора, которая лучше всего описывает используемую промывочную жидкость. Предоставляются три модели промывочной



жидкости. (Дополнительная теоретическая дискуссия представлена в разделе 28.12.) Модели реологии включают:

1. Ньютоновские жидкости— это жидкости, в которых напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Примерами таких жидкостей являются вода, воздух, азот, глицерин и жидкое масло. Эти жидкости характеризуются единственным параметром — вязкостью.

Примечание: для того, чтобы указать ньютоновскую жидкость в модулировании выброса, выберите модель Бингама и установите предел текучести = 0.

Большинство буровых растворов являются неньютоновскими, с напряжением сдвига не прямо пропорциональным скорости сдвига. Жидкости являются разжижаемыми при сдвиге, если при более высоких скоростях сдвига наблюдаются более низкие значения их вязкости, чем при низких скоростях сдвига.

2. Пластическая модель жидкости Бингама. Жидкости, для которых применима пластическая модель Бингама, относятся к наиболее часто используемым БР. Эти жидкости не проявляют текучести, пока приложенное к ним напряжение сдвига не превысит определенное минимальное значение, называемое пороговым напряжением сдвига. Эти жидкости характеризуются двумя параметрами — пластической вязкостью и пределом текучести. Поскольку эти постоянные определены в пределах заданных скоростей сдвига от 500 до 1000/sec, данная модель характеризует жидкости в более высоком диапазоне скоростей сдвига.

3. Степенная модель жидкости. Эта модель используется для разжижаемых при сдвиге или псевдопластических буровых жидкостей. Соотношение между напряжением сдвига и скоростью сдвига является экспоненциальной функцией, т. е. представляет собой прямую линию при построении на логарифмической шкале. Две постоянные, n и K, определяются по данным для любых двух скоростей. (См. раздел 28.12 для определения этих констант.)

На высоких скоростях сдвига как модель Бингама, так и степенная модель жидкости достаточно хорошо характеризуют типичный буровой раствор. Различия между моделями наиболее выражены при низких скоростях сдвига.

Выбор конкретных реологических параметров, зависит от выбранной Вами модели реологии. Текстовые обозначения меняются автоматически с учетом текущей модели.

2) Свойства бурового раствора, используемого на момент проявления. Введите параметры, описывающие буровой раствор, который находился в скважине во время проявления.

3) Тип бурового раствора. Выберите либо буровой раствор на водной основе, либо на углеводородной основе. Для БР на углеводородной основе однопузырьковая двухфазовая модель потока не используется. См.. раздел 0 для более подробного обсуждения.

4) Двухфазовые модели потока. Четыре модели включены в Drill NET для расчета гидравлики двухфазового потока смеси выброшенного из пласта газа и первоначального БР. Они описаны более подробно в разделе 25.15.7. Выбор модели многофазовой корреляции зависит от опыта и интуиции. Различные входные параметры, необходимые для моделей Беггса-Брилла, Хасана-Кабира, и Хагедорна-Брауна невозможно измерить, и их значение приблизительно оценивается пользователем. Однопузырьковая модель дает наиболее высокое давление на штуцере, и, в большинстве случаев, представляет собой наихудший из вариантов развития событий.

Прекрасным инструментом помощи при выборе модели является окно «Анализ чувствительности» (см.

раздел 21.3.4). Это окно выводится на экран нажатием пиктограммы , оно показывает краткие итоги по всем четырем двухфазовым моделям. Это позволяет Вам оценить, насколько критическим является выбор модели в Ваших конкретных условиях.

5) Свойства раствора глушения. Введите параметры раствора, который будет закачан с тем, чтобы заглушить скважину и откачать притоки из пласта. Для того, чтобы программа выдала расчетные параметры раствора глушения, нажмите кнопку [Оценка], находящуюся ниже поля [Вес БР].




Предоставляемые программой расчетные параметры основаны на геометрии скважины, описании ствола скважины, параметрах бурильных труб, текущем весе БР, и данных глушения.

Вы можете добавить к расчетному значению веса раствора глушения небольшой запас до начала расчета результатов контроля скважины.

6) Данные по притоку газа. Опишите пластовый газ, который проявляется в скважину. Если свойства газа неизвестны, нажмите кнопку [По умолчанию], что позволяет автоматически ввести типичные для параметров газа и пластов значения. Обратите внимание, что для многофазовых корреляций необходимы значения поверхностного натяжения.

Скорость проходки при бурении используется для расчета скорости открытия нового продуктивного пласта в ствол скважины (что умножает объем выброса).

24.2 Окно результатов Результаты моделирования выбросов приводятся в рамках двух вкладок:

1. Резюме - отображает значения ключевых параметров гидравлики для контроля над скважиной

2. Графики / таблицы - типичное для программы DrillNET отображение результатов, позволяющее выводить на экран индивидуальные графики, либо несколько графиков сразу (см. общее обсуждение в разделе 3.3)


24.3.1 Табло результатов расчетов Окно результатов загружается автоматически после завершения расчетов (после ввода необходимых входных параметров и нажатия кнопки ). Во время расчета результатов на экране появляется табло результатов расчетов (справа). Данное окно дает Вам возможность ознакомиться с основными параметрами процесса контроля над скважиной при замедлении скорости притока газа, какие значения скоростей притока газа ожидаются при вымывании притоков из скважины, а также с некоторыми другими инженерными параметрами. Обратите внимание, что во второй строке отображается затраченное время, что помогает при соотнесении относительных временных шкал.

24.3.2 Пиктограммы панели инструментов Анимация контроля над скважиной. Открывает окно анимации (см. раздел 24.3.3) для просмотра

моделирования многофазовой операции закачивания жидкости для осуществления контроля над скважиной. (Доступна только после окончания расчета результатов.)

Анализ чувствительности для двухфазовых моделей потоков. Открывает окно анализа чувствительности (см. раздел 24.3.40), используемого для сравнения четырех двухфазовых моделей потоков. (Доступен только после окончания расчета результатов.)



24.3.3 Анимационное окно Анимационное окно является вторичным окном результатов и используется для просмотра параметров моделирования закачки для вымывания газового проявления из скважины.

1) График анимации. Местонахождение фронтов вытеснения флюидов при производстве многофазовой операции по контролю скважины отображается в течение всей операции.

2) Ручной контроль за шагом анимации. Моделирование операции по контролю скважины можно осуществлять автоматически или вручную. Ручное управление позволяет Вам сосредоточиться на деталях в той или иной точке в течение операции. В стандартной анимации контроля над скважиной данный процесс разбивается на интервалы в одну минуту в течение проявления и на соответствующие промежутки времени во время процесса глушения.

Нажмите чтобы перейти к следующему шагу по времени

для возврата к предыдущему шагу по времени

чтобы перейти к концу операции

чтобы вернуться к началу

Для корректировки скорости процесса значения в окне Шаг по времени, могут быть скорректированы. Например, если ввести значение 0,5 в окне Шаг по времени, каждое нажатие кнопки будет продвигать операцию вперед на 0,5 часа.

Выберите [Старт], чтобы начать анимацию с момента поступления притока в ствол скважины. В ходе моделирования в Вашем распоряжении появятся кнопки [Пауза] и [Стоп], позволяющие остановить моделирование в любом, интересующем Вас моменте. После нажатия кнопки [Пауза] анимация может быть продолжена с той же самой точки нажатием кнопки [Продол.].

3) Анимация движения жидкостей. Цветовое обозначение присвоено каждой жидкости для показа ее движения в скважине во время анимации. Цвет, присвоенный жидкости, не может быть изменен пользователем.




4) Табло дисплея анимации. В табло внутри окна анимации отображаются значения каждого критически важного параметра моделирования. Значения каждого шага по времени обновляются вместе с графиками. Для более тщательного анализа в любой интересующей вас точке процесса контроля скважины нажмите кнопку [Пауза] либо воспользуйтесь ручным управлением, что позволит Вам «заморозить» отображаемые на экране данные.

24.3.4 Окно «Анализ чувствительности» Окно «Анализ чувствительности» является вторичным окном показа результатов и используется для сравнения четырех двухфазовых моделей потока. Модель потока, используемая при производстве основных расчетов, выбирается на странице «Операции». Результаты, показанные на этой странице, позволяют одновременно сравнивать все четыре модели (три модели в случае использования растворов на углеводородной основе). Данное окно очень полезно для оценки того, насколько важным является выбор

модели в Ваших конкретных условиях. Это окно выводится на экран нажатием пиктограммы после завершения расчетов и их загрузки в окне результатов.

Выберите, какой параметр отображается на оси У. При выборе каждого конкретного параметра график чувствительности видоизменяется автоматически.

Выберите опцию "Четыре модели" для отображения результатов всех четырех двухфазовых моделей потока (см. разделы 28.23.8). Если вы выберите опцию «Три модели», однопузырьковые модели будут удалены. Однопузырьковая модель дает наиболее высокое давление на штуцере и, в большинстве случаев, представляет собой наихудший из вариантов развития событий.


225525. БАЗЫ ДАННЫХ ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ

25.1 База данных “Галакси” База данных “Галакси” облегчает работу с большими объемами данных по бурению и заканчиваю скважин. База данных (ранее выпущенная для использования с другим ПО Маурера) разработана на платформе Microsoft Access и предназначена для хранения данных по скважинам и по проектам. Структура БД “Галакси” является расширяемой, что облегчает доступ к данным из других внешних баз данных с помощью нашего переходного модуля Data Transfer Module.

25.1.1 Преимущества Использование БД “Галакси” не является обязательным. Тем не менее, она может оказаться очень полезной для быстрого импорта данных, полученных с месторождения в цифровой форме. БД “Галакси” имеет следующие преимущества:

1. Возможно хранение всех данных пользователя в одном наборе данных с предварительно заданной структурой. Такой набор данных значительно проще поддерживать и редактировать, чем отдельные файлы проектов DrillNET (*.XML).

2. Все данные в панели БД “Галакси” организованы и отображаются в виде древовидной структуры навигатора. (Доступ к стандартным файлам проектов DrillNET осуществляется из обычного окна открытия файла без какого-либо указания связей между ними.)

3. Скважины в БД могут иметь несколько траекторий (геометрий), связанных с каждым из объектов скважин. Это создает удобство выполнения инженерного анализа и сравнения его результатов для различных траекторий в одной записи скважины.

25.1.2 Локальная или основная база данных "Галакси" База данных "Галакси" может быть построена как локальная или основная база данных. По умолчанию эта база данных организуется как локальная. Вариант задания организации базы данных вызывается перемещением по цепочке Опции БД Галакси.

Основная база данных может быть настроена на использование только сервера SQL. Методика настройки системы SQL Server 2005 подробно рассматривается ниже.

1. Зарегистрируйтесь как администратор на сервере, на котором установлена программа сервера SQL.

2. Пройдите по маршруту Start All Programs Microsoft SQL Server 2005 SQL Server Management Studio (Старт Все программы Microsoft SQL Server 2005 SQL Server Management Studio).

3. Слева в окне Object Explorer разверните цепочку server Databases (Сервер Базы данных).

ГЛАВА 25: БАЗЫ ДАННЫХ ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ


4. Выберите правой кнопкой "мыши" пункт меню "Базы данных" и выберите "Новая БД", тем самым раскрыв окно, в которое следует ввести с клавиатуры наименование базы данных, например, "DrillNet". Выберите нужный путь доступа и создайте файлы данных и регистрации. В рассматриваемом примере все файлы данных на сервере SQL создаются в папке E:\MSSQL\Данные.

5. Нажмите экранную кнопку OK для создания базы данных.

6. Подсветите обозначение функции вызова новой базы данных в окне Object Explorer и нажмите экранную кнопку “New Query” ("Новый запрос"), расположенную непосредственно над окном Object Explorer.




7. При этом в правой части экрана появится новое окно. Теперь пройдите по цепочке File Open File (Файл Открыть Файл), найдите ту область, куда вы скопировали файл Create_Galaxy3_SQLServer.sql, и откройте его. Нажмите экранную кнопку функции [Выполнить] (красный восклицательный знак) для исполнения программы. Если ошибки отсутствуют, в нижней рамке появится сообщение "Command(s) completed successfully" ("Команды исполнены успешно").

8. Проверьте результаты создания объектов, выбирая таблицы "мышью".



9. Прикладная программа DrillNet рекомендует аутентифицироваться в среде Windows, поэтому, действуя в качестве администратора системы на сервере базы данных SQL, пройдите, нажимая правую кнопку "мыши" по цепочке DrillNet Security users (DrillNet Защита Пользователи) и выберите вариант New User ("Новый пользователь"). Ниже приведен пример добавления сотрудника с именем Jay fu в состав пользователей. Используйте "fu" в качестве имени пользователя, "PETRIS\fu" – в качестве регистрационного идентификатора пользователя для аутентификации в среде Windows, а для обозначения функционального отношения к базе данных выберите вариант "db_owner". Нажмите кнопку OK для "создания" пользователя этой базы данных.




10. Этим завершается создание основной базы данных на сервере SQL для программы Drillnet. На следующем шаге осуществляется организация соединения в программе DrillNet. Откройте программу Drillnet и пройдите по цепочке Опции ДБ “Галакси” Конфигурация.

11. При этом откроется новое окно "Конфигурация ДБ “Галакси”", в котором нужно ввести имя сервера, выбрать вариант "Интегрированная защита пользователя" и ввести наименование базы данных. В нашем примере в качестве наименования базы данных используется "drillnet". Ниже показано изображение, получаемое на экране при правильном выборе вариантов.



12. Нажмите экранную кнопку "Пробное соединение" для проверки параметров соединения. При успешном соединении на экране появится окно "Успешное соединение с Галакси". При неудачном соединении появится сообщение об ошибке.

25.1.3 Управление БД “Галакси” Просмотр имеющихся в БД скважин осуществляется в панели БД “Галакси” (над панелью "Технологические модели"). Если эта панель не видна (см. рис.), следует выбрать "БД Галакси" в меню "Вид". Древо навигатора можно разворачивать и сворачивать, нажимая кнопку “мыши” на названиях скважин.

Активация данных по скважинам

Чтобы открыть скважину в БД “Галакси”, следует нажать кнопку “мыши” на ее названии в панели БД “Галакси”. При этом открывается окно "Данные скв." для этой скважины (см. ниже). В этом окне вводится информация, описывающая местоположение скважины и буровую. Имеется пять страниц-вкладок. На страницах со второй по пятую представлены трехмерные графические изображения проектных траекторий для этой скважины, вид сверху и разрез (все проекты показаны вместе), а также табличные данные (следует выбрать каждый из проектов по очереди из выпадающего списка).

Для редактирования проекта скважины следует выбрать проект, указанный ниже названия скважины в обзорном древе на панели БД “Галакси”. При этом открывается окно проекта для выбранной скважины. Данное окно позволяет вводить данные по геометрии, трубам, стволу и породе, относящиеся к данному проекту.




Это окно ввода устроено так же, как и окна для технологических моделей. Описание этих окон см. в разделе 3.2.

Данные геометрии, ствола и породы могут импортироваться из БД “Галакси” непосредственно на страницы ввода технологических моделей. На страницах "Геометрия", "Ствол" или "Порода" следует нажать правую кнопку “мыши” на таблице данных для открытия меню "Редактирование". Для заполнения таблицы данными следует выбрать команду импорта из БД “Галакси”.

Сохранение в БД Галакси

Важно помнить, что информация БД “Галакси” (сохраненная в БД Access) отличается от данных проекта DrillNET (сохраненных в отдельный файл *.XML). Во избежание ошибок, пиктограммы управления

файлами на панели инструментов ( и ) работают только для проектов DrillNET. Таким образом, они не будут активны при открытой БД “Галакси”. Для сохранения введенной в БД “Галакси” информации следует выбрать "БД Галакси" "Сохранить…" из меню Файл. После этого можно выбрать название существующего проекта скважины (для перезаписи) или ввести новое название проекта скважины (для создания новой записи).

Создание новых скважин

Для создания новых скважин следует выбрать "БД Галакси" "Сохранить…" из меню Файл. Во всплывающем окне следует ввести новое название в поле "№ скв." и новое название проекта в поле "Проект". Для закрытия окна следует нажать кнопку [Да]. После этого новая



скважина будет отображаться на панели БД “Галакси”.

Добавление проектов к существующим скважинам

Для добавления новых проектов к существующим скважинам следует выбрать "БД Галакси" "Сохранить…" из меню Файл. Во всплывающем окне следует выбрать нужный номер скважины и ввести новое название проекта в поле "Проект". Для закрытия окна следует нажать кнопку [Да].

Удаление скважин

Для удаления скважины или проекта из БД следует открыть окно "Управление БД Галакси" (см. рисунок). Чтобы удалить скважину и все связанные с ней проекты, следует выбрать номер скважины и нажать кнопку [Удалить]. Чтобы удалить одиночный проект, сохранив данные скважины, следует выбрать название проекта.

25.1.4 Импорт данных из предыдущих версий “Галакси” Данные, ранее сохраненные в предыдущих версиях БД “ГАЛАКСИ”, можно легко перенести в БД скважин DrillNET с помощью простой утилиты (MTIDBTran.exe). Данный файл устанавливается в тот же каталог, что и БД скважин (расположение по умолчанию: C:\Program Files\Petris).

25.2 База данных труб Имеется обширная интерактивная база данных о размерах и других параметрах ОК и НКТ. Дн, Дв и характеристики материалов для широкого диапазона труб могут напрямую импортироваться в таблицы данных DrillNET. БД также является настраиваемой и позволяет пользователям добавлять собственные бурильные трубы и ОК.

Доступ к данным по трубам

Для доступа к интерактивной БД следует нажать правую кнопку “мыши” на таблицах данных на страницах "Трубы" или "Ствол". Затем следует выбрать "Импорт из БД труб…" из выпадающего меню. Перед доступом к БД следует установить курсор в любое место строки, куда необходимо импортировать данные (т. е. нажать кнопку “мыши” на ячейке в строке). В БД труб (см. ниже) выбрать "Класс труб" и "Дн БТ" из выпадающих меню. После этого просмотреть имеющиеся записи и выбрать нужную. Нажать [Примен.] для экспорта данных из выбранной строки в редактируемую таблицу ввода DrillNET. Будут перезаписаны только соответствующие строки в таблицах ввода. Вся информация, введенная в другие столбцы (наименования, длины, примечания и т. д.), останется неизменной после импорта данных из БД.




Если необходимо просмотреть или напечатать таблицу целиком, следует нажать кнопку [Копир. табл.] и вставить данные в Excel.

Редактирование таблицы труб

Редактор БД труб используется для добавления, удаления или изменения отдельных записей в таблице выбора. Доступ к редактору осуществляется путем нажатия кнопки [Редактор БД…] в нижнем левом углу.

Могут редактироваться все ячейки с белым фоном. Для копирования и вставки записей, добавления или удаления целых строк следует нажать правую кнопку мыши на таблице. Возможно копирование данных из другого источника (например, из рабочего листа Excel) и вставка в диапазон ячеек. Следует расположить курсор в самой левой ячейке и выбрать "Вставить" из выпадающего меню.

Возможно также добавление в БД новых классов труб. Для добавления в список новой таблицы следует выбрать "Доб. табл." из меню редактирования. Также возможно удаление целых классов труб, включая



поставляемые с программой стандартные таблицы. Например, для удаления таблицы ГНКТ следует выбрать из списка "ГНКТ". После этого следует выбрать "Удал. табл." из меню редактирования. Следует помнить, что удаление таблицы необратимо. При необходимости следует создать резервную копию исходной базы данных в другой папке.

Меню БД

Меню БД в редакторе БД труб содержит функции для открытия других версий БД труб и сохранения изменений. Меню включает следующие команды:

1. "Открыть…" позволяет открывать другие версии БД труб. Открывать и редактировать можно только файлы БД с именем "Looktbl.mdb". Эта опция может использоваться для редактирования других специальных версий БД, которые находятся в процессе создания или предназначены только для специальных применений. Дополнительное обсуждение см. ниже в разделе "Управление дополнительными БД пользователя".

2. "Сохранить" производит постоянное сохранение всех изменений, внесенных в БД после открытия редактора БД труб. После сохранения изменений их отмена невозможна.

3. "Закрыть" закрывает текущую БД и сбрасывает данные из редактора.

4. "Выход" закрывает редактор БД труб с возвратом в DrillNET. При этом будет выведен запрос о сохранении изменений (если в БД имеются еще не сохраненные изменения).

Меню редактирования

Меню Редактирование в редакторе БД труб содержит ряд функций для редактирования отдельных записей в одной из таблиц труб, а также добавления в БД и удаления из БД таблиц целиком. Меню включает следующие команды:




4. "Очист." удаляет содержимое выделенных ячеек.

5. "Вст. стр." вставляет пустую строку непосредственно над строкой, в которую установлен курсор.

6. Команда "Удалить строку(ки)" удаляет все строки таблицы, в которых есть выделенные ячейки. При этом не имеет значения, сколько ячеек выделено в строке — одна, несколько или все.

7. "Доб. табл." добавляет новую таблицу в список слева. После этого можно добавить в таблицу данные и сохранить ее. Эта команда доступна только при нажатии кнопки мыши на списке.

8. "Удал. табл." удаляет выбранную таблицу БД из списка. Эта команда доступна только при нажатии кнопки мыши на списке.

Управление дополнительными БД пользователя

В некоторых случаях пользователям бывает удобно поддерживать несколько копий БД труб DrillNET. Например, может потребоваться создать одну или несколько сокращенных БД для конкретных проектов, или начать модифицировать БД для использования в будущем, или по другим причинам.




Наиболее прямым подходом к работе с модифицированной БД является размещение копии стандартной БД ("C:\Program Files\Petris\Looktbl.mdb") в другом каталоге (но с тем же именем файла). После этого можно открыть редактор БД труб и отредактировать пользовательскую версию БД, выбрав "Открыть…" из меню БД. После внесения всех требуемых изменений в течение одной или нескольких сессий редактирования следует сохранить БД. При запуске DrillNET программа будет по-прежнему осуществлять доступ к исходной версии БД, сохраненной в каталоге Petris (см. примечание ниже).

Наконец, когда пользовательская БД будет готова к использованию в DrillNET, ее следует скопировать в каталог Petris (с именем "Looktbl.mdb").

i ПРИМЕЧАНИЕ

Функция DrillNET "Импорт из таблицы Lookup…" (в выпадающем меню при редактировании таблиц данных труб и ствола) всегда осуществляет доступ к файлу

"C:\Program Files\Petris\Looktbl.mdb"

Это имя и путь не могут быть изменены пользователем. Для доступа к данным из другой пользовательской таблицы поиска следует заменить используемый по умолчанию файл новой версией, размещенной в том же каталоге и имеющей то же имя. Если при этом необходимо сохранить исходный файл БД, то его следует переименовать (например, "Looktbl default.mdb") перед переносом пользовательского файла БД.

! ПРЕДОСТЕРЕЖЕНИЕ

Редактировать файлы БД DrillNET следует только с помощью редактора БД труб DrillNET, другие программы (включая MS Access) использовать нельзя. Эти программы могут изменить структуру БД, при этом их дальнейшее использование с DrillNET станет невозможным.

25.3 Мои растворы Для удобства процесса ввода данных предусмотрены три специальных БД. В них сохраняются данные пользователя, описывающие БР (данный раздел), стандартные КНБК ("Мои КНБК", раздел 25.4) и данные усталостного разрушения ("Мои кривые усталости", раздел 25.5). Пользователи могут вводить и сохранять часто используемые наборы данных для немедленного доступа из всех проектов DrillNET.

БД "Мои растворы" может открываться из любой модели гидравлики для быстрого ввода данных реологии. Следует нажать правую кнопку мыши на нужной строке и выбрать "Мои растворы…" из выпадающего меню. При этом будет открыто окно "Мои растворы" (см. ниже). Другой метод - это нажать на пиктограмму

. Для ввода нужных данных реологии следует выбрать раствор из списка, просмотреть данные и нажать "Примен." для импорта этих данных в текущую строку таблицы гидравлики.



Редактирование БД "Мои растворы"

Для изменения данных, добавления или удаления растворов из БД "Мои растворы" следует нажать кнопку [Редактор БД] в нижнем левом углу окна "Мои растворы". При этом откроется редактор БД (см. ниже).

После этого следует ввести все имеющиеся данные. Для описания реологии можно ввести (1) данные вискозиметра Фанна, или (2) константы реологии, или (3) и то, и другое. Неизвестные или ненужные параметры можно не вводить. Если при импорте свойств раствора из БД в DrillNET отсутствует какой-либо критичный параметр, то его, разумеется, придется ввести в DrillNET вручную.




25.4 Мои КНБК Для удобства процесса ввода данных предусмотрены три специальных БД. В них сохраняются данные пользователя, описывающие БР ("Мои растворы", раздел 25.3), стандартные КНБК (данный раздел) и данные усталостного разрушения ("Мои кривые усталости", раздел 25.5). Пользователи могут вводить и сохранять часто используемые наборы данных для немедленного доступа из всех проектов DrillNET.

БД "Мои КНБК" может открываться из любой модели для быстрого ввода данных БК. Следует нажать правую кнопку “мыши” на нужной строке в таблице труб или ствола и выбрать "Мои КНБК…" из выпадающего меню. При этом будет открыто окно "Мои КНБК" (см. ниже). Для импорта данных труб из БД "Мои КНБК" следует выбрать позицию из списка, просмотреть данные и нажать "Применить экв. трубы" для импорта данных, отображаемых в таблице наверху. Концепция "эквивалентных труб" позволяет сэкономить место и уменьшить количество ошибок путем сведения большого количества компонентов КНБК к небольшому числу эквивалентных компонентов, каждый из которых имеет усредненный набор параметров.

Редактирование БД "Мои КНБК"

Для изменения данных, добавления или удаления КНБК из БД следует нажать кнопку [Редактор БД] в нижнем левом углу окна "Мои КНБК". При этом откроется редактор БД (см. ниже).



БД "Мои КНБК" используется для хранения и вызова данных по размерам для таблиц труб. Хотя данная БД называется "Мои КНБК", она может использоваться для хранения набора секций для любых данных по БК.

Ввод простых КНБК

Если данные о конструкции КНБК достаточно просты для их использования в исходной версии (т. е. без преобразования в эквивалентные секции труб), то данные КНБК следует вводить напрямую в верхнюю таблицу ("Экв. Трубы").

Преобразование сложных КНБК в эквивалентные трубы

Реальные конструкции КНБК часто включают множество компонентов, поэтому их ввод в DrillNET по строкам (особенно многократный) может быть трудоемким. Кроме того, в большинстве ситуаций конкретные данные по размерам большинства компонентов КНБК не оказывают ощутимого влияния на гидравлические/механические расчеты.

Одной из специальных функций БД "Мои КНБК" является, наряду с хранением данных пользователей, обеспечение возможности преобразования подробных описаний КНБК в одну или несколько "эквивалентных" секций КНБК. Это позволяет свести КНБК до конструкции из нескольких простых секций, которые сохраняются в БД. Это преобразование в эквивалентные секции выполняется в окне редактора.

Для преобразования сложного набора данных КНБК в более простой список из небольшого числа эквивалентных секций необходимо следующее:

1. Ввести полные сводные данные по КНБК в нижнюю таблицу, при этом верхняя таблица пока остается пустой.

2. Проанализировать секции КНБК и определить наилучший способ разделения компонентов КНБК на несколько групп (каждая группа будет представлять несколько последовательных строк данных).

3. Для каждой группы следует выделить все входящие в нее строки данных и нажать кнопку [Доб. выделенные строки как новую секцию].

4. Программа преобразует выделенные компоненты в одну секцию трубы с простой геометрией (с суммарной длиной и средневзвешенными остальными характеристиками) и поместит данные в верхнюю таблицу.




После завершения этого процесса для всех групп исходные данные КНБК будут преобразованы в набор данных со значительно более простой геометрией, готовый для экспорта в таблицу "Трубы".

25.5 Мои кривые усталости Для удобства процесса ввода данных предусмотрены три специальных БД. В них сохраняются данные пользователя, описывающие БР ("Мои растворы", раздел 22.3), стандартные КНБК (Мои КНБК, раздел 22.4) и данные усталостного разрушения (данный раздел). Пользователи могут вводить и сохранять часто используемые наборы данных для немедленного доступа из всех проектов DrillNET.

"Мои кривые усталости" — это интерактивная БД данных усталости для бурильной трубы. Эта информация необходима для модели ресурса бурильной колонны (см. раздел 13). В инженерных приложениях, используемых для анализа операций с высокой усталостью металла, характеристики материалов обычно описываются кривой усталости, также называемой кривой Велера. Она представляет собой зависимость величины циклического напряжения (S), которому подвергается труба, от соответствующего числа циклов до отказа (N).

В DrillNET данные по усталости выбираются из выпадающего списка в таблице ввода "Трубы" (столбец 9, см. рисунок). Для просмотра данных усталости следует открыть БД "Мои кривые усталости" (см. ниже). Для этого следует нажать правой кнопкой мыши на таблице "Трубы" и выбрать "Мои кривые усталости…" из меню «Редактирование».

Редактирование БД "Кривые усталости"

БД "Кривые усталости" содержит семь стандартных наборов данных усталости для БТ, включая сталь, титан, алюминий и бериллиевую медь. Эти наборы данных защищены (заблокированы) и не могут быть изменены пользователем. Тем не менее, можно добавлять любое количество новых наборов данных. Они также будут отображаться в выпадающем списке для выбора в таблице "Трубы".

Для добавления данных кривой усталости следует нажать кнопку [Редактор БД] в нижнем левом углу окна "Мои кривые усталости". При этом откроется окно БД кривых усталости (см. ниже). Для ввода первого из новых наборов данных следует нажать [Новый] в нижнем левом углу. Цвет фона для ячеек данных изменяется на белый. После этого можно ввести нужные данные. Важно, как будет называться набор данных. Введенное название будет отображаться в выпадающем списке для выбора этого материала в таблице "Трубы".



Для сохранения новых или измененных данных кривой усталости следует выбрать другой набор данных в верхнем левом углу. После этого будет отображен запрос о сохранении изменений. После сохранения данных следует повторно выбрать новый набор данных для просмотра нового (обновленного) графического отображения. Убедившись в полноте и правильности набора данных, следует закрыть окно БД, нажав кнопку [Закрыть] в нижнем правом углу.

25.6 База данных по пользовательским средствам инклинометрии ("Мои инструменты")

В другой специальной базе данных пользователя "Мои инструменты" (My Survey Tools) хранится информация, характеризующая погрешность измерений, осуществляемых с помощью приборов для измерения искривления скважины. Эта информация требуется при проведении расчетов на сближение и пересечение скважин (см. главу 8.1.2). Пользователи могут вводить и сохранять любое число наборов данных по разным приборам инклинометрии.

В программе DrillNET наборы данных "Погрешности инструментов" выбираются из раскрывающегося меню на странице "Траектории" (см. подраздел 8.1.2) в таблице ввода данных (колонка 10, см. иллюстрацию). Для просмотра характеристик погрешности измерений откройте базу данных "Мои инструменты" (см. ниже). Доступ в нее возможен выбором варианта "Мои инструменты" в меню Инструменты или выбором пиктограммы при помощи кнопки "мыши".




1) Название инструмента. Для задания параметров, характеризующих неопределенность результатов измерений для целого ряда инструментов, имеется база данных инструментальных средств инклинометрии. Выберите наименование инструмента из списка "Инструменты" в левой части окна. В текстовом окне "Спецификация" будут выведены текст и примечания, способствующие идентификации каждого конкретного инструмента.

Если вы хотите ввести обозначенный прибор в систему в качестве средства инклинометрии для новых траекторий и проектов, сделайте выбор с помощью отметки в поле выбора приборов по умолчанию ("Инст. умолч.). Впоследствии вы можете выбрать другой прибор: задание прибора по умолчанию – это лишь отправная точка.

2) Параметры точности средств инклинометрии. Для описания неопределенности результатов инклинометрии предусмотрены три типа погрешностей. Данные можно вводить для любого типа погрешности либо для всех трех одновременно. База для их определения рассмотрена ниже.

1. Конус погрешностей. Модель для этого типа погрешностей предполагает существование сферы равномерной ошибки вокруг каждого результата инклинометрии. Этот тип имеет в качестве эмпирической основы промысловые данные или сравнение результатов проверки параметров, характеризующих положение забоя ствола скважины и вычисленных по данным, полученным при помощи разных приборов. Размер сферы на каждой глубине вычисляется по следующей формуле:

1000

глубина Измеренная раинклинометьпогрешностнаблюденииющемпредшествуприсферыРадиус

Начальная погрешность в зоне проводки скважины определяется ошибкой проводки скважины в сочетании с ее радиусом. Коэффициент ошибки средства инклинометрии считается постоянным и применяется на всем интервале ствола.

2. Систематическая погрешность. Модель с данным типом погрешности, основанная на работе Вульфа и Де Вардта (Wolff and de Wardt; 1981viii), представляет собой статистическую трактовку распределения ошибок, вызываемых внутренними и внешними факторами влияния. Как было показано, основные причины ошибок, от одного результата инклинометрии к другому носят систематический характер (т.е. ошибки возникают устойчиво в одном направлении вектора). Источники случайных погрешностей игнорируются, поскольку они считаются незначительными и взаимно компенсируются при большом числе измерений отклонений ствола. Математические методы, которые применяли Вульф и Де Вардт, стали стандартными



для отрасли, тем не менее, некоторые типичные значения коэффициентов ошибки и весовых коэффициентов неприменимы для современных инклинометрических приборов (например, для измерения во время бурения и прецессионных гироскопов).

В модели систематической погрешности используются шесть коэффициентов, в том числе:

Относительная погрешность по глубине: Это погрешность, которая возникает при измерении глубины по стволу. Погрешность определения глубины накапливается из погрешностей измерений при учете труб, ошибки за счет растяжения при спуске инструмента на трубах и ошибок глубинных замеров при помощи канатной установки в случае спуска инструмента на канате.

Несоосность системы "прибор – ствол": Эта погрешность связана с установкой инструмента в центре ствола или обсадной трубы. Несоосность влияет на оба параметра: зенитный угол и угол азимута – и определяется из рассогласования между осью датчика и центратором инструмента.

Фактическая погрешность определения зенитного угла: При измерении зенитного угла возникают погрешности, Они могут вызываться влиянием обусловленных силой тяжести факторов на оборудование для спуска труб и зависят от зенитного угла.

Погрешность по азимуту: Отсчет азимутального угла происходит с погрешностью. Для магнитных приборов она определяется магнитным склонением, а для гироскопов - визированием.

Ошибка от намагниченности бурильной колонны: Намагниченность бурильной колонны может вызывать погрешность определения магнитного азимута. Эта погрешность возрастает при повышении зенитного угла и приближении азимутального угла к направлению на восток (или запад).

Поправка гирокомпаса: Погрешности в отсчетах азимута по гироскопу, вызываемые дрейфом карданова подвеса, экспоненциально возрастают при повышении зенитного угла.

3. Таблица погрешностей измерения зенитного угла ("ЗУ/сетка погрешностей"). Некоторые инженеры считают, что коэффициенты систематической погрешности и весовые коэффициенты в недостаточной мере характеризуют современные полупроводниковые магнитные измерительные приборы и прецессионные гироскопы. Таблица погрешностей измерения зенитного угла ("ЗУ/сетка погрешностей") может применяться в целях описания моделей ошибок для более сложных забойных приборов. Значения погрешностей измерения зенитного угла для каждого диапазона значений зенитного угла можно получить от изготовителей и ввести в соответствующие таблицы.

Редактирование базы данных по средствам инклинометрии

Для базы данных пользователя по средствам инклинометрии предусмотрены 11 стандартных групп данных, которыми охватывается определенный ассортимент приборов для инклинометрии. Пользователь может по своему желанию изменять существующие характеристики погрешностей и добавлять или удалять группы данных. В таком случае все новые группы данных появятся в раскрывающемся списке, предлагаемом для выбора на странице "Траектории".

Для корректировки или добавления информации о средствах инклинометрии вызывают "мышью" режим [Редактор БД], используя экранную кнопку в нижнем левом углу диалогового окна "Мои инструменты" (см. выше). Эта операция раскрывает окно "Редактор БД" (см. ниже). Выбрав вариант [Новая] в нижнем левом углу диалогового окна, вводят первую новую группу данных. Наименование прибора должно быть предельно коротким и позволяющим отображать его в заголовках колонок, используемых в окнах, посвященных анализу сближения и пересечения стволов.




Для изъятия текущего прибора из базы данных следует выбрать «мышью» функцию [Удалить].

Для сохранения новых или скорректированных данных типа "Инструменты" выбирают "мышью" другую группу данных, показанную в верхнем левом углу. В таком случае программа предложит ответить на вопрос о сохранении изменений. После подтверждения верности и полноты данных пользователем он должен закрыть окно редактора базы данных, выбрав функцию [Закрыть], обозначенную в нижнем правом углу.

viii Wolff, C.J.M, and J.P. de Wardt, 1981: “Borehole Position Uncertainty – Analysis of Measuring Methods and Derivation of Systematic Error Model,” SPE 9223, JPT, December.


226626. УТИЛИТЫ И НАСТРОЙКИ ПРОГРАММ

26.1 Бесплатные утилиты DrillNET DrillNET включает ряд полезных утилит для расчетов, эти утилиты предназначены для инженеров-бурильщиков. Эти бесплатные утилиты доступны всегда, независимо от состояния лицензий на программу. Утилиты аналогичны ряду наиболее популярных инструментов из широко используемого пакета ПО Petris Driller’s Toolkit™. Текущая версия DrillNET включает 10 бесплатных утилит (см. рисунок).

Оказывая поддержку предприятиям нефте- и газодобывающей отрасли при решении инженерных задач в течение более 25 лет, MTI собрал большое число инструментов для проектирования бурения, широко используемых в отрасли. Многие из них входят в состав простой в использовании платформы Driller’s Toolkit™. Этот ресурс позволяет повысить эффективность работы наших клиентов как на буровой, так и в офисе. Он предоставляется в виде отдельной программы для настольных и карманных компьютеров.

Запуск утилиты

Для доступа к бесплатным утилитам DrillNET следует переместиться наверх списка технологических моделей. Эта панель устроена аналогично навигатору Windows Explorer. Модели сгруппированы по категориям с кнопками или рядом с каждым заголовком. Для открытия категории и отображения всех доступных опций следует нажать . Для закрытия категории следует нажать ..

Для открытия списка подгрупп утилиты следует выбрать "УТИЛИТЫ". После этого следует открыть заголовок нужной подгруппы для отображения названия отдельных утилит. Для открытия утилиты следует нажать кнопку мыши на ее названии.

Бесплатные утилиты имеют простой, интуитивно понятный интерфейс. В окне утилиты следует ввести данные в текстовые поля с белым фоном. После ввода всех данных производится расчет и отображение результатов, как правило - в текстовых полях или таблицах с желтым фоном.

Пример бесплатной утилиты — Изгиб трубы

Ниже показан пример утилиты (МЕХАНИКА ТРУБЫ Изгиб трубы). Утилита рассчитывает пределы синусоидального и винтового изгиба для трубы в прямой секции скважины. (Обсуждение пределов изгиба представлено в разделе 28.9.3) После ввода всех входных данных (для перемещения между полями можно использовать клавишу Tab) следует нажать кнопку [Расчет] для отображения критических изгибающих нагрузок в правой части окна.

ГЛАВА 26: УТИЛИТЫ И НАСТРОЙКИ ПРОГРАММ


При нажатии кнопки [Пример] в поля вводятся данные по умолчанию для быстрой демонстрации работы утилиты.

Пример бесплатной утилиты — ТНЗУ & ТНАзУ

Ниже показана утилита ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРАЕКТОРИИ "ТНЗУ & ТНАзУ". Данный инструмент используется для исследования общих соотношений и взаимозависимостей между ТНЗУ, ТНАзУ и ориентацией рабочей поверхности инструмента (УУО). Утилита позволяет оценить максимальный ТНАзУ, который может быть достигнут при заданном УУО или ЗУ.

26.2 Утилита "2М планировщик" "2М планировщик" — это бесплатная утилита, которая может использоваться для создания простых геометрий теми клиентами, которые не располагают лицензией на модель проектирования траекторий (раздел 7). С помощью 2М планировщика можно быстро создавать двухмерные геометрии (с постоянным азимутом) для использования при планировании и анализе. Эта утилита доступна только со страницы "Геометрия" (вторая вкладка в большинстве моделей) путем нажатия на пиктограмму .




1) Опции 2М планировщика. Предусмотрены три основных типа траектории: (1) интервал набора и интервал стабилизации — танг. профиль (простая наклонная или горизонтальная скважина), (2) интервал набора и интервал спада (S-профиль) и (3) два последовательных интервала набора — J-профиль (скважина с увеличенным отходом и тангенциальным интервалом). Необходимые геометрические параметры для плана скважины изменяются в зависимости от выбранной опции. Траектория скважины, показанная на графическом изображении, определяет геометрические параметры текущей модели..

2) Начальная и конечная точки ("Старт" и "Цель") 2М планировщика. Следует указать точки старта и цели траектории. Предусмотрены две опции формата: (1) Lв (фактическая вертикальная глубина) и расстояния С/Юг и В/З и (2) Lв с горизонтальным смещением и азимутальным направлением (полярные координаты).

3) Параметры 2М планировщика. После определения положения цели необходимо ввести ряд основных геометрических параметров. Очевидно, что существует бесконечное число траекторий скважин, соединяющих точку старта на поверхности и цель. Для получения практического решения необходимо определить большинство геометрических параметров.

Для траектории с набором и стабилизацией необходимо указать три параметра из числа следующих: (1) ЗУ1 (от поверхности до точки начала искривления), (2) L1, (3) ТНЗУ1, (4) ЗУ2 (от конца кривой до полной глубины по стволу) и/или (5) L2.

Для траекторий с набором и спадом и с двумя последовательными наборами следует указать шесть параметров из числа следующих: (1) ЗУ1 (от поверхности до точки искривления), (2) L1, (3) ТНЗУ1, (4) ЗУ2 (тангенциальная секция), (5) L2, (6) ТНЗУ2 (вторая изогнутая секция), (7) ЗУ3 (от конца кривой до полной глубины по стволу) и/или (8) L3.



4) Таблица расчетной геометрии 2М планировщика. После ввода всех требуемых геометрических параметров следует нажать кнопку [Расчет]. Рассчитанная геометрия будет отображена в таблице геометрии. Таблица геометрии 2М планировщика включает в себя только важнейшие точки, определяющие траекторию, т. е. точки изменения ЗУ и/или ТНЗУ. Дополнительные точки геометрии могут быть добавлены при ее экспорте на страницу "Геометрия".

5) Опции вывода результатов 2М планировщика. После расчета геометрии она готова к экспорту обратно на страницу "Геометрия" для использования в анализе. Полезно "дополнить" геометрию таким образом, чтобы ее точки были равномерно распределены по всей траектории. Следует указать шаг по Lc между точками геометрии для прямых и искривленных секций. Дополнительные точки будут добавлены после нажатия кнопки [Примен.]

По умолчанию шаг между добавляемыми точками составляет 100 футов t.

6) Кнопки управления 2М планировщика. После ввода всех входных геометрических параметров следует нажать [Расчет]. Если возможно, будут вычислены значения двух неизвестных параметров и отображена новая геометрия. В случае получения удовлетворительных результатов следует нажать кнопку [Примен.] для добавления дополнительных точек геометрии и экспорта результатов на страницу "Геометрия". Кнопка [Пример] вводит набор входных данных по умолчанию для обучения использованию утилиты. Кнопка [Отмена] закрывает 2М планировщик без экспорта данных.

Ошибка "Нельзя построить траекторию по введенным параметрам"

Часто бывает так, что введенный набор параметров (включая длины интервалов скважины, ТНЗУ и ЗУ) не позволяет получить решение. В этом случае после нажатия кнопки [Расчет] будет выведено сообщение об ошибке. Обычно после некоторого размышления становится ясно, почему построение скважины с заданными параметрами невозможно (например, указанная длина наклонного/горизонтального интервала не соответствует интервалу набора азимутального угла). При возникновении таких ошибок следует тщательно представить себе профиль скважины и выяснить, почему решение математически невозможно. После этого следует соответствующим образом изменить один или несколько параметров и выполнить повторный расчет.

Примечание. В модели проектирования траекторий предусмотрена другая полезная утилита (Мастер проектирования траектории, см. раздел 7.2.2), которая помогает определить причину невозможности расчета траектории скважины.

26.3 Утилита "Извилистость" Утилита "Извилистость" предоставляет простой метод корректировки вновь созданной геометрии (которая является полностью гладкой) для более точного представления реальной геометрии скважин. Эта утилита доступна только со страницы "Геометрия" и вызывается путем нажатия на пиктограмму ..

Общие сведения

При проектировании скважин большое значение имеет инженерный анализ эксплуатационных параметров, таких как износ ОК, моменты и осевые нагрузки и т. д. Такой анализ помогает выявить возможные проблемы и отыскать наилучшие методы их минимизации. Одним из недостатков анализа на этапе планирования является использование гипотетических геометрий, построенных математически на основании геометрических соображений (точка начала изгиба, ТНЗУ, профиль траектории и т. д.) Таким образом, получаются идеальные гладкие кривые. Напротив, реальные скважины имеют резкие отклонения и другие неровности траектории, которые увеличивают момент, осевую нагрузку и износ ОК. При вводе в технологические модели идеальных гладких траекторий, предсказанные значения оказываются более низкими (иногда значительно), чем реально ожидаемые для типичных скважин.

В программе используется простая методика, первоначально разработанная компанией Exxon и позволяющая модифицировать данные геометрии таким образом, чтобы они лучше соответствовали




реальным скважинам. Добавление извилистости скважины означает, что зенитному и азимутальному углам сообщается небольшая амплитуда периодических изменений (волнообразных колебаний) с заданным периодом (или заданной длиной цикла).

Амплитуда извилистости (максимальное значение синусоидального отклонения в градусах) выбирается в соответствии с местными условиями. Д-р Рассел Холл (Russell Hall) из Массачусетского технологического института (первоначально разработавший алгоритм износа ОК) рекомендует в качестве типовой начальной точки значение амплитуды 0,7º. После задания амплитуды извилистости исходные данные геометрии модифицируются путем добавления соответствующих синусоидально изменяющихся отклонений к каждой точке геометрии. Эти модифицированные данные затем могут быть экспортированы на страницу "Геометрия" и использованы для прогнозирования момента, осевой нагрузки и износа ОК, в большей мере соответствующим условиям эксплуатационных скважин.

1) Таблица данных извилистости траектории. Первоначально отображаемые в этой таблице данные копируются со страницы "Геометрия". После добавления извилистости к ЗУ и азимуту скорректированные значения будут отображены для просмотра в этой таблице. Редактирование данных в таблице невозможно. Для изменения какой-либо точки геометрии следует вернуться на страницу "Геометрия" (нажать [Примен.] или [Отмена]).

При нажатии на таблице правой кнопки мыши отображаются опции для копирования, предварительного просмотра, печати и отображения таблицы в отдельном окне.

2) График извилистости. Влияние добавления извилистости на геометрию немедленно отображается на графике извилистости. Показаны исходная (нескорректированная) и скорректированная геометрии.




Для вывода команд меню редактирования следует нажать правую кнопку мыши в любом месте графика. Команды этого всплывающего меню описаны в разделе 3.4.

3) Параметры зон извилистости. Траектория может быть разделена на зоны числом до пяти (пример: (1) от поверхности до точки начала искривления, (2) первый интервал с набором, (3) первый тангенциальный интервал, (4) второй интервал с набором, (5) второй тангенциальный интервал…) Каждой зоне могут быть присвоены различные значения амплитуды и/или периода распределенной извилистости. Lс к. т. последней зоны всегда должна быть равна максимальной глубине траектории.

Если геометрия скважины представляет собой комбинацию измеренных и запланированных данных, то извилистость следует добавлять только к запланированным секциям. Для этого следует ввести амплитуду 0 для зон с измеренными данными геометрии; эти зоны не будут изменяться при добавлении извилистости.

Следует выбрать общий метод модификации геометрии — Синусоид. или Случайный. Синусоидальная извилистость добавляет периодическое синусоидально меняющееся отклонение к ЗУ и азимуту. Случайная извилистость добавляет "случайное" отклонение (т. е. основанное на более сложной форме колебаний) к ЗУ и азимуту.

Амплитуда извилистости

Ампл. — это максимальное отклонение, добавляемое к данным геометрии. По информации компании Exxon, в расчетах использовалась амплитуда извилистости, равная 1. Д-р Рассел Холл из Массачусетского технологического установил, что типичное значение амплитуды составляет 0,7. Недавно появились сообщения об опыте использования поворотно-управляемых систем. Компания Schlumberger (Luo et al., 2003) сообщала, что бурение с использованием поворотно-управляемых систем характеризуется амплитудами 0,35 в обсаженном и 0,5 в открытом стволе.

Период извилистости

Период — это длина одного цикла синусоиды отклонения, накладываемого на геометрию. Это значение обычно больше, чем расстояние между контрольными точками траектории. Заметим, что при выборе периода извилистости необходимо избегать возникновения следующей проблемы. Если данные нескорректированной геометрии берутся на равных интервалах и период извилистости таков, что глубина каждой контрольной точки траектории составляет n·/2 (где n — целое число), то после расчета данные геометрии останутся неизменными (синусоидальная функция извилистости будет в точности равна нулю в каждой точке, не оказывая, таким образом, влияния на данные).

Это означает, что период извилистости не должен принимать значения, равные расстоянию между контрольными точками траектории, умноженному на 2/n (2, 1, 2/3, 1/2 и т. д.) Рекомендуется, чтобы значение превышало длину интервала между точками геометрии не менее, чем в пять раз.

Вставка точек геометрии используется в том случае, когда интервалы между значениями глубин слишком велики для использования обоснованного периода извилистости. Для добавления точек к имеющейся геометрии следует выбрать "Вст. т-ки". По умолчанию шаг между добавляемыми точками составляет 100 футов.

4) Кнопки управления извилистостью. Внизу окна "Извилистость" имеется ряд кнопок управления. Кнопка [Расчет] производит корректировку исходных данных геометрии. Скорректированные данные отображаются в таблице данных геометрии и на графике извилистости. Кнопка [Возврат] восстанавливает исходные данные исследования. Команда [Просмотр] открывает окно предварительного просмотра, отображающего таблицу и график геометрии. Кнопка [Примен.] экспортирует скорректированные данные геометрии на страницу "Геометрия". Кнопка [Отмена] закрывает окно "Извилистость" без изменения данных геометрии.




26.4 Окно "Схема ствола"

Специальное окно "Схема ствола" предназначено для просмотра БК и ОК/открытого ствола, введенных на страницах "Трубы" и "Ствол". Схема отображает относительный диаметр и глубину ствола и БК, помогая контролировать отсутствие ошибок. Это окно открывается путем нажатия на пиктограмму в любое время после ввода входных данных или выбора "Схема ствола" из меню Вид.

Из выпадающего списка в верхней части окна "Схема ствола" можно выбрать несколько различных опций просмотра (только ствол, только БК и т. д.).

Редактирование рисунка

Для вывода команд меню редактирования следует нажать правую кнопку мыши в любом месте схемы. Меню содержит команды сохранения, печати, копирования и добавления текстовых полей к схеме. Команды всплывающего меню описаны в разделе 3.4.



26.5 Окно выбора единиц измерения

1) Меню окна системы единиц измерения. Меню "Файл" используется для открытия и сохранения пользовательских систем единиц измерения.

1. Команда "Открыть" используется для открытия имеющихся на компьютере пользовательских файлов единиц измерения. Пользовательские системы единиц сохраняются в файлах *.UNI и обычно размещаются в корневом каталоге C:\Program Files\Petris для легкого доступа из всех программ Petris.

2. С помощью команды "Сохранить" сохраняется текущая пользовательская система единиц с внесенными изменениями. Если в используемые по умолчанию английскую систему единиц или систему СИ вносились какие-либо изменения путем выбора других опций из одного или нескольких выпадающих списков или изменения формата отображения десятичных дробей, то новую пользовательскую систему необходимо сохранить для использования в будущем.

3. Команда "Сохранить как…" используется в случае создания новой комбинации единиц и необходимости их сохранения в отдельный файл вместо перезаписи предыдущей пользовательской системы единиц.

4. Команда "Отмена" восстанавливает все параметры настройки системы единиц в состояние когда окно было первоначально открыто.

5. Команда "Примен. и возврат" закрывает окно единиц измерения и применяет введенные в нем настройки ко всем окнам и печати DrillNET.

6. Команда "Отменить" закрывает окно единиц измерения без сохранения или использования любых изменений настроек системы единиц




измерения.

2) Опции отображения чисел. Для отображения больших чисел с разделителями групп разрядов (1,000,000 вместо 1000000 и т. д.) следует выбрать опцию "Показать разделитель тысяч" под таблицей. Используемый символ соответствует текущим глобальным настройкам. Для изменения глобальных настроек формата чисел следует выбрать Настройки Панель управления Язык и региональные стандарты Региональные параметры [Настройка…].

Чтобы скрыть незначащие нули во всех отображаемых числах, следует выбрать опцию "Вывод только значащих цифр" под таблицей. При выборе этой опции будут отображаться только ненулевые части чисел после запятой. Максимальное число отображаемых десятичных разрядов устанавливается в столбце "Формат" таблицы единиц измерения.

Таблица единиц измерений. В таблице единиц измерения отображаются физические параметры и текущие назначения единиц измерения для каждой из величин. Эту часть таблицы напрямую редактировать невозможно (на что указывает желтый цвет фона). Возможные опции для каждой из величин выбираются из выпадающего списка во втором столбце ("СМ").

Таблица формата отображения величин. Здесь можно настроить количество десятичных разрядов для каждого из параметров. Число нулей после десятичной запятой для каждой из величин будет использовано в качестве стандарта для полей ввода и при печати. Для изменения формата отображения следует добавить или удалить нужное число нулей после десятичной точки.

Можно установить вывод только значащих цифр, выбрав соответствующую опцию под таблицей. При этом будут отображаться только необходимые (не равные нулю) цифры.

Кнопки выбора системы единиц измерения. Эти кнопки предназначены для выбора всей системы единиц измерения, отображаемой в таблице и используемой на экранах, графиках и при печати в DrillNET.

Имя выбранной пользовательской системы единиц отображается над таблицей единиц измерения ("MyCustom.uni" на приведенном выше рисунке).

26.6 Окно "Опции вывода" Доступ к окну "Опции вывода" осуществляется из меню Опции. Это окно отображается не для всех технологических моделей. Если это предусмотрено моделью, при выборе опции открывается окно выбора параметров и настроек для окон результатов текущей технологической модели.



Сверху показан пример окна "Опции вывода" для модели гидравлики при нормальной циркуляции. Возможен выбор или отмена различных параметров для необходимой настройки таблиц и графиков результатов.

26.7 Окно "Основные опции" Страница "Вид"

Чтобы отключить окно-заставку, отображаемое в течение короткого времени при каждом открытии программы, следует выбрать самую верхнюю опцию.

Раздел "Открыть" на этой странице может использоваться для выбора (отображения) или отмены выбора (скрытия) частей окна DrillNET (называемых "панелями"). Он выполняет ту же функцию, что и команда меню Вид "Панели". Можно скрыть любую неиспользуемую панель, сняв соответствующий флажок, что позволяет увеличить доступное место на экране. Панели также могут закрываться вручную путем нажатия

в правом конце заголовка панели.

Размеры панелей могут изменяться путем перетаскивания их границ с помощью мыши. Подробнее см. раздел 3.1.




Страница "Ввод"

Раздел "Трубы" на этой странице используется для выбора предпочтительного порядка ввода данных в таблицу параметров труб. По умолчанию принят порядок ввода от забоя к устью, т. е. долото вводится в строку 1. При этом остальная длина БТ, необходимая для точного соответствия длине скважины, указывается в последней строке. Если необходимо, можно выбрать опцию 2 для ввода от устья к забою, при этом долото указывается в последней строке таблицы.

Данные ствола, описывающие ОК, хвостовик и геометрию открытого ствола, всегда вводятся от устья к забою в соответствии с принятой в отрасли практикой.

Раздел "Порода" содержит опции для ввода данных на странице ввода "Порода", отображаемой для большинства моделей на основе гидравлики. Если данные порового давления и давления гидроразрыва



отсутствуют или не представляют интереса, то данную опцию можно отключить, при этом страница "Порода" отображаться не будет.

Страница "Графики"

Страница "Графики" позволяет настраивать формат стандартных графиков результатов, отображаемых в DrillNET. Можно изменять:

Шрифт, размеры и стили текста (вкладка "Шрифт")

Расположение условных обозначений, линий координатной сетки и цвета заполнения графиков (вкладка "Фон")

Отображение символов на линиях тренда (вкладка "Стиль")

Страница "Результаты/Отчеты"

На странице "Результаты/Отчеты" устанавливаются глобальные опции для печати всех отчетов. В поле "Логотип компании" можно выбрать графическое изображение, выводимое при печати. Для логотипов хорошо подходят метафайлы Windows (*.wmf), содержащие участки белого цвета, поскольку сквозь них видны цвета фона (т. е. они являются прозрачными).




В поле "Геометрия" можно указать, следует ли выводить данные геометрии при печати отчетов (часто эти данные занимают несколько страниц).

26.8 Мастер отчетов MS Office Мастер отчетов MS Office представляет собой удобную утилиту для быстрого создания документа Word, рабочего листа Excel и/или презентации PowerPoint с результатами из DrillNET. Он предоставляет готовый источник материалов для профессионально выполненных отчетов, которые при необходимости можно модифицировать или копировать/вставлять в другие документы.

Мастер отчетов открывается после расчета результатов в любой технологической модели путем выбора команды "Создать отчет в MS Office…" из меню Файл. При этом отображается показанное ниже диалоговое окно.

Следует выбрать один или несколько форматов вывода: "Отчет в Microsoft Word" (включающий таблицы ввода/результатов и графики результатов), "Отчет в Excel" (включающий таблицы ввода/результатов) и/или "Презентация в Microsoft PowerPoint" (включающая графики результатов).

Заметим, что отчеты Office не сохраняются автоматически. При создании отчета новый документ остается открытым на рабочем столе. Необходимо перейти к документу Word, рабочему листу Excel или презентации PowerPoint, просмотреть их и при необходимости сохранить.


227727. ЛИЦЕНЗИИ НА ПРОГРАММУ

27.1 Просмотр статуса лицензий В программе DrillNETincludes предусмотрены варианты, позволяющие обрабатывать широкий спектр технологических моделей. Эти модели описаны в разделе 4. В зависимости от выбора, сделанного пользователем при приобретении этого программного продукта, полученная им копия программы DrillNET может не содержать действующую лицензию на каждую модель. Действующие модели обозначены черным текстом в списке области "Технологические модели".

Для просмотра подробных данных по статусу лицензий и датам окончания их действия следует открыть Помощь "Лицензия…". В окне "Лицензир." перечислены все технологические модели, их статус и даты истечения срока действия.

За помощью в получении кодовых ключей к новым или дополнительным лицензиям на программу DrillNET следует обращаться в местное представительство компании Petris.

Так же как и в случае проверки информации о лицензии при выборе варианта "Помощь", можно просматривать подробную информацию о номерах версий модулей, может также быть рассмотрена. Если выбрать "мышью" варианты "Помощь" “О программе …”, на экране появится представленное ниже изображение. Общий номер версии программы DrillNET указывается вблизи верхней части окна, рядом с

ГЛАВА 27: ЛИЦЕНЗИИ НА ПРОГРАММУ


наименованием программы - “DrillNET”. В таблице можно видеть номера версий для всех технологических моделей комплекса DrillNET. Обращаясь за технической помощью, желательно сообщать Общий номер версии, а также номер версии того модуля, по которому есть вопросы.

27.2 Заимствование лицензионных ключей Функцию заимствования лицензий ввели в программу, начиная с версии 9.2 FLEXlm. Эта функция предназначена для предоставления пользователям возможности временного переноса лицензий с сервера лицензий на другое автоматизированное рабочее место (АРМ). В качестве такого другого АРМ может служить, например, портативный компьютер, не подключенный к компьютерной сети и установленный в месте, удаленном от главного сервера лицензий.

Срок заимствования лицензии может выбираться при приобретении этого функционального модуля, причем имеются два варианта возвращения лицензии: она может быть возвращена на главный сервер лицензий после истечения срока заимствования или пользователь, заимствовавший лицензию, может лично вернуть лицензию, возвратившись на базовый объект и физически подключивший свой компьютер к сети, в которой работает главный сервер лицензий.

Для использования функции заимствования (BORROW) файл лицензии должен содержать запись, похожую на нижеприведенный пример:

FEATURE CEMENT petris 1.5 10-oct-2009 1 BORROW SIGN="0263 6F73 17D0

7655 8E86 3606 D5CA E88C AF18 F1CF 1100 88B9 8123 3BC9 958A

AC22 314C 629D 3733 6D05 32C3"

Для использования функции заимствования лицензия FLEXlm должна быть настроена в режиме сервера лицензий, подробно описанном в источнике "Руководство по установке программы DrillNET 1.x", глава 3, "Задание конфигурации системы сервера лицензий".

При прогоне программы DrillNET на узле сервера лицензий вы можете проверить, какие лицензии могут быть заимствованы пользователями, выбрав для этого вариант Помощь Лицензия.

Вызвав это окно, вы можете проверить модули, охваченные имеющимися у вас лицензиями пользователя, число имеющихся у вас лицензий, число лицензий, которые можно заимствовать, и число лицензий, уже заимствованных на данный момент.

Если, работая в узле сети заказчика (т.е. в любом узле, кроме сервера лицензий), вы хотите заимствовать лицензионные ключи для выполнения работ изолированно от обычно используемой сервера сети и сервера лицензий, выберите вариант Помощь Лицензия…




Выберите вариант "Заемная лицензия…".

Выберите те модули, для которых вы хотите заимствовать лицензионные ключи, и дату их возврата (из раскрывающихся календарных списков), а затем нажмите экранную кнопку "Подтв. заем".

При успешном заимствовании лицензий в колонке "Сейчас занято" будет показано число лицензий, заимствованных на данный момент. Кроме того, теперь можно будет выбрать вариант "Возврат лицензии..." и вернуть на сервер лицензионные ключи, когда они не будут нужны.



Для возврата лицензионного ключа выберите функцию "Возврат лицензии..." и подлежащие возврату лицензионные ключи и нажмите кнопку "Подтв. возврат" для возврата лицензии на сервер лицензий.

Если лицензионные ключи возвращаются не вручную, их действие будет автоматически прекращено после наступления даты и времени возврата, которые были выбраны при заимствовании лицензии.

27.3 Права пользователя на заимствование лицензий Заимствование лицензии FLEXlm не может осуществляться пользователем программы DrillNET, принадлежащим к категории "Пользователь с ограниченными правами". Пользователь должен иметь права администратора или быть причисленным к категории обычных пользователей. Вариант заимствования может быть реализован в том случае, если учётная запись пользователя, задействованная в процессе установки программы DrillNET, совпадает с записью, которая была введена в действие при загрузке и прогоне этой программы.


228828. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

28.1 Прогнозирование пластового давления Значение внутрипорового давления, действующего во флюиде, который содержится в разбуриваемом пласте, представляет собой один из наиболее важных параметров, учитываемых инженером-буровиком при проектировании и проходке глубокой скважины. Соображения безопасности требуют поддержания давления в стволе скважины (на любой глубине) в пределах между значением давления пластовых флюидов, встречающимся естественно, и максимальным значением давления в стволе, которое порода пласта может выдержать без разрыва.

Инженер-буровик должен сделать заключение о возможности появления аномально высоких пластовых давлений. Если они возможны, требуется оценить глубину, на которой давление флюида будет отличаться от нормального давления, и амплитудные значения давления. Этой проблеме уделяется особенно большое внимание, отражающее как важность такого анализа, так и трудности, испытываемые при выявлении метода получения точной информации этого рода, когда она срочно нужна.

Когда обломочный материал выносится реками в море и оседает из взвешенного состояния, образующиеся отложения сначала рыхлы и не уплотнены, имея относительно высокую пористость и проницаемость. Морская вода, смешивающаяся с этими отложениями, продолжает гидравлически сообщаться с морем и находится под гидростатическим давлением. После отложения осадочных материалов сила тяжести твердых частиц оказывается приложенной к точкам соприкосновения между частицами, а осажденные твердые вещества не влияют на гидростатическое давление в жидкости под ними. Поэтому гидростатическое давление жидкости, заключенной в пустотах отложений, зависит только от плотности жидкости. С увеличением глубины отложений, обусловленным продолжением процесса осаждения, ранее осевшие частицы породы подвергаются повышающейся нагрузке силой, действующей через точки соприкосновения между частицами. Повышение нагрузки вызывает переориентацию частиц и сокращение промежутков, ведущее к образованию более плотно сжатых и менее пористых отложений. В процессе уплотнения вода непрерывно вытесняется из сокращающегося порового пространства.ix Когда давление в порах пласта приблизительно равно теоретическому гидростатическому давлению для данной глубины, измеренной по вертикали, пластовое давление считается нормальным. Нормальное поровое давление для данного региона выражается, как правило, в виде градиента гидростатического давления. Типичные значения градиента давления для некоторых районов, в которых велись крупные буровые работы, указаны ниже.

Градиент давления (фунт-сила/кв. дюйм-фут)

Эквивалентная плотность воды (г/см3)

Западный Техас 0,433 1,000

Побережье Мексиканского залива 0,465 1,074

Северное море 0,452 1,044

Малайзия 0,442 1,021

Дельта реки Маккензи 0,442 1,021

Западная Африка 0,442 1,021

Бассейн Анадарко 0,433 1,000

Скалистые горы 0,436 1,007

Калифорния 0,439 1,014

Нормальное поровое давление должно соответствовать градиенту гидростатического давления столба пресной или минерализованной воды. Нормальное давление на любой глубине, измеренной в британских единицах, можно получить из выражения:

ГЛАВА 28: ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ


P = 0,0519ρD,

где P давление (фунт-сила/кв. дюйм);

ρ плотность жидкости (фунт/галлон);

D глубина (футы).

Если пластовая жидкость – это пресная вода с плотностью 8,35 фунта/галлон, то мы можем ожидать, например, что нормальное пластовое давление на глубине 10 000 футов составит 4334 фунт-силы/кв. дюйм. Если по любой причине это давление превысит указанное расчетное значение, такое давление будет рассматриваться как аномально высокое.

В нефтяной промышленности расчетное пластовое давление измеряют, как правило, в фунт-силах на кв. дюйм (psi), но преобразуют в эквивалентную плотность бурового раствора, измеряемую в фунтах на галлон (ppg), и тем самым упрощают определение массы бурового раствора, требующейся для предотвращения истечения жидкости или газа и возникновения выброса или выхода ствола скважины из строя.

28.1.1 Причины создания аномально высокого давления

Во многих случаях встречается пластовое давление, значение которого превышает нормальное значение для данной глубины. Понятие аномально высокое пластовое давление используется для описания пластовых давлений, повышенных по сравнению с нормальным давлением. Встречается также и аномально низкое пластовое давление, которое описывается понятием субнормальное пластовое давление.

Аномально высокие давления, т.е. давления, превышающие нормальное значение, способны заметно осложнять бурение. Аномально высокое давление вызывается множеством причин, любая из которых может потребовать применения каких-то способов изолирования или ограничения действия в пределах пласта, реализуемых путем обсаживания зоны, ставшей причиной аномалии, или увеличения массы бурового раствора, используемого в процессе бурения как средство сдерживания влияния аномально высоких давлений.

Одна из основных и наиболее изученных причин аномально высокого давления заключается в недоуплотнении. Если в процессе отложения пород достаточно быстрое высвобождение (дренирование) флюидов, содержащихся в порах, оказывается невозможным вследствие низкой проницаемости перекрывающей породы, пласт становится недоуплотненным и создается аномально высокое пластовое давление.

Вторичная причина аномально высокого давления определяется обстановкой осадконакопления. Процесс дренирования и вытеснения внутрипоровой воды может дополнительно вызываться миграцией углеводородов, диагенезом глин и тепловыми воздействиями. Такие механизмы снятия нагрузки способны приводить к появлению аномально высокого давления в процессе образования пустот, поскольку увеличивающийся объем порового флюида сдерживается минеральным скелетом горной породы. Сброс может вызываться тектоническими событиями или эрозией.

Еще одной причиной аномально высокого давления может быть боковая миграция флюидов вдоль плоскостей разлома или через систему связанных между собой пористых коллекторов и трещин в структурную ловушку, где давления в верхней части ловушки вполне могут достигать аномально высоких значений.

Восходящий поток флюидов из коллектора глубокого залегания в пласт, находящийся на меньшей глубине, может приводить к развитию аномально высокого давления в пласте неглубокого залегания. Когда наблюдается такое явление, пласт неглубокого залегания считают находящимся в напряженном состоянии. Это состояние может вызываться миграцией флюидов вдоль линии разлома, их поступлением извне обсадной колонны в смежной скважине или потоком из глубокой части смежной скважины в пласт менее глубокого залегания. Во всех случаях результаты могут быть катастрофическими – многие серьезные ситуации неуправляемого фонтанирования возникали тогда, когда внезапно встречался пласт неглубокого залегания, находящийся в напряженном состоянии. Такая схема развития событий особенно часто встречается в пластах над залежами.




28.1.2 Вычисление пористости

Поровая вода расширяется с ростом глубины отложений и температурой, в то время как под действием возрастающей геостатической нагрузки поровое пространство сокращается. Поэтому нормальное пластовое давление может поддерживаться только в том случае, если существует путь прохождения флюида, имеющий проницаемость, достаточную для беспрепятственного вытеснения пластовой воды. Пока поровая вода может вытесняться со скоростью, соответствующей естественной скорости уплотнения, поровое давление остается равным гидростатическому давлению. Но если путь прохождения воды перекрыт или резко ограничен, возрастающее геостатическое давление вызовет повышение давления в поровой воде сверх гидростатического давления. Кроме того, объем порового пространства остается повышенным по сравнению с нормой для данной глубины отложений. Нормальная потеря проницаемости вследствие уплотнения мелкозернистых осадочных пород, например, сланцевых глин или обезвоженных материалов, может приводить к образованию непроницаемого слоя, который способствует развитию аномально высокого давления. Объемная плотность на данной глубине связана с плотностью зерен ρg, плотностью порового флюида ρη и коэффициентом пористости φ следующим соотношением:x

Изменение объемной плотности с глубиной залегания вызывается преимущественно изменением пористости осадочных пород при уплотнении. Значения плотности зерен распространенных минералов, встречающихся в осадочных отложениях, имеют небольшой разброс и, как правило, могут считаться сохраняющими характерное среднее значение, что верно также и для плотности порового флюида. Коэффициент пористости может быть выражен через среднюю объемную плотность следующим образом:

С помощью этого соотношения средние значения объемные плотности, считанные с каротажных диаграмм, можно легко выразить через средний коэффициент пористости для любых принятых значений плотности зерен и флюида. Если построить зависимость среднего коэффициента пористости от глубины на полулогарифмической бумаге, получается, как правило, достаточно линейная характеристика. Эта характеристика может быть описана следующим выражением:

,

где φ0 – поверхностная пористость, K – постоянный коэффициент снижения пористости и Ds – глубина ниже поверхности осадков.

28.1.3 Методы оценки порового давления

Большинство методов выявления и оценки аномально высоких пластовых давлений основано на том обстоятельстве, что пласты с аномально высоким давлением, как правило, менее уплотнены и имеют повышенную пористость по сравнению с аналогичными пластами, где на той же самой глубине залегания действует нормальное давление. Поэтому любой результат измерений, который отражает изменения в пористости пласта, можно использовать также и для обнаружения аномально высокого давленияxi. Как правило, параметр, который зависит от пористости, измеряется и отображается на диаграмме как функция глубины.

В случае нормальных пластов параметр, зависящий от пористости, должен иметь легко распознаваемую динамику изменения (“нормальную динамику”) в силу возрастания пористости с увеличением глубины отложений и уплотнения. Отклонение от нормальной характеристики изменения давления свидетельствует о вероятном переходе в область аномально высокого давления. Верхняя часть области аномально высокого давления принято называть переходной зоной. Выявление глубины, на которой возникает такое отклонение, имеет решающее значение, поскольку, прежде чем безопасным образом проходить бурением проницаемые зоны с чрезмерным давлением, скважину необходимо укрепить обсадной колонной.

Для количественной оценки пластового давления по диаграммам, отображающим изменение зависящего от пористости параметра с глубиной, используются два основных метода. Один метод опирается на



предположение о том, что похожие пласты, которые имеют одно и то же значение параметра, зависящего от пористости, находятся под действием одного и того же напряжения в скелетной породе. Поэтому на определенной глубине напряженное состояние скелетной породы в пласте с аномально высоким давлением равноценно напряженному состоянию скелетной породы в пласте менее глубокого залегания с нормальным давлением (вследствие чего получается то же самое измеренное значение параметра, зависящего от пористости). Однако, ввиду отличающихся характеристик обстановки сжатия и геологических характеристик, закономерность нормальной тенденции в разных зонах пласта не наблюдается.

Второй метод вычисления пластового давления с помощью параметра, зависящего от пористости, основан на эмпирических соотношениях. Эмпирические соотношения считают, как правило, более точными по сравнению с допущением о равнозначности напряжений в скелетной породе на глубинах, на которых получают равные значения параметра, зависящего от пористости. Применение эмпирического метода осложняется тем, что, прежде чем выводить эмпирическое соотношение, требуется располагать большим объем информации об исследуемом районе. На практике такие соотношения имеются в готовом виде только для хорошо освоенных районах или получаются при исследовании разведочных скважин.

Методы выявления и оценки аномально высокого пластового давления делятся на следующие категории: (1) прогностические методы, (2) методы, используемые в процессе бурения, и (3) методы подтверждения. При первоначальном проектировании поисковых скважин требуется учитывать информацию о пластовом давлении, полученную прогностическим методом. Первичные оценки уточняются в процессе буровых работ, а после проходки заданного интервала и перед спуском обсадной колонны проводят повторную проверку результатов оценки пластового давления, применяя различные методы оценки пластового давления.

Результаты оценки пластового давления, полученные перед бурением, опираются преимущественно на (1) сопоставление с имеющимися параметрами близлежащих скважин и (2) данные сейсморазведки.

28.1.4 Результаты измерения объемной плотности

Непрерывное исследование обломков горных пород пласта в процессе бурения может дать ценную информацию о толщах пород. При наличии информации, полученной на ранее пробуренных скважинах, ее можно использовать для оценки порового давления в пластах, которые проходятся бурением новых скважин в том же районе и могут иметь такие же или похожие характеристики. Значения объемной плотности разбуренной породы можно определять множеством способов, включая (1) ртутный насос, (2) рычажные весы для определения плотности бурового раствора или (3) столб жидкости переменной плотности. Независимо от применяемого способа, конечный результат представляет собой приблизительное значение объемной плотности обломков сланцевых глин, извлеченных из разных интервалов скважины.

Плотность сланцевых глин – это параметр, зависящий от пористости и часто отображаемый в виде функции глубины с целью оценки пластового давления. Когда объемная плотность выбуренной породы, состоящей исключительно из сланцевых глин, падает заметно ниже нормальной характеристики изменения давления для сланцев, это указывает на аномально высокое давление. В одном из методов определения пластового давления используется построенная опытным путем поправочная кривая, называемая кривой Боутмэнаxii, которая графически отображает градиент пластового давления (измеряемый в фунт-силах/кв. дюйм на фут) в виде функции разности плотностей сланцевых глин (ρshn - ρsh), измеряемой в г/см3. Математическая модель нормальной динамики уплотнения для объемной плотности обломков сланцевых глин может быть выведена подстановкой степенной функции пористости, которая определяется выражением

,

в качестве величины пористости в соотношении

.

После перегруппировки членов эта замена дает следующее выражение:

,




где ρshn - плотность сланцевых глин, находящихся под нормальным давлением. Плотность зерен породы, состоящей только из сланцевых глин, равна 2,65. Средняя плотность флюида в порах ρη может быть найдена из справочных таблиц, а константы φ0 и K можно определить с помощью измерения объемной плотности обломков сланцевых глин, предпринятого в пластах с нормальным давлением. На практике нормальную характеристику изменения определяют визуально и экстраполируют математически с целью отыскания значений параметров φ0�, K и “нормальных значений” объемной плотности обломков на нужной глубине. Затем, исходя из ожидаемой нормальной плотности, вычисляют разность плотностей сланцевых глин, чтобы получить значения аномально высокого давления из соотношения Боутмэна.

28.1.5 Модифицированная d-экспонента

При бурении в зоне перехода от нормального к аномальному высокому давлению изменение свойств породы и производительности бурового долота часто служат источником многочисленных косвенных признаков изменения давления пласта. Для выявления этих изменений ведут осуществляемые с помощью наземных приборов непрерывный контроль и регистрацию параметров режима бурения во взаимосвязи с производительностью бурового долота. Кроме того, дополнительно контролируют многие параметры, связанные с буровым раствором и обломками породы, вымываемыми из скважины.

Если случайно допустить падение давления в скважине ниже порового давления в проницаемом пласте, это падение может привести к выбросу и притоку пластовых флюидов в скважину. В такой ситуации, когда организуются операции по борьбе с проявлениями в скважине, давление в бурильной колонне при закрытом устье прямо и точно указывает на давление в пласте.

Изменения в режиме работы бурового долота можно обнаруживать посредством измерений, предпринимаемых на поверхности, причем к наиболее распространенным измеряемым параметрам относятся: (1) механическая скорость бурения (проходки), (2) нагрузка на крюк, (3) частота вращения ротора и (4) крутящий момент. Контролем охватываются также и свойства бурового раствора, поскольку они влияют на скорость проходки. Обеспечиваемая буровым долотом скорость проходки, как правило, заметно изменяется в зависимости от типа пласта и в принципе имеет тенденцию к снижению с увеличением глубины в пласте данного типа. Однако, когда встречается зона с аномально высоким давлением, этот нормальный характер изменения оказывается иным. Непосредственно над зоной перехода к более высокому градиенту пластового давления часто встречается известковая порода, скорость бурения которой может быть ниже нормального значения. Такие пласты считаются имеющими крайне низкую проницаемость и вызывающими запечатывание пласта давлением и, соответственно, появление аномально высоких градиентов давления. Такие запечатывающие слои могут иметь мощность от нескольких футов до нескольких сотен футов. Непосредственно под этой покрывающей породой с аномально высоким давлением происходит обращение нормальной характеристики скорости проходки и может наблюдаться увеличение скорости с глубиной.

На механическую скорость бурения могут влиять многочисленные параметры режима бурения, а не только тип пласта и поровое давление в пласте, и к таким дополнительным параметрам, в частности, принадлежат: (1) тип бурового долота, (2) диаметр долота, (3) диаметр струйных насадок долота, (4) износ бурового долота, (5) осевая нагрузка на долото, (6) частота вращения ротора, (7) тип бурового раствора, (8) плотность бурового раствора, (9) эффективная вязкость бурового раствора, (10) содержание твердой фазы и фракционный состав бурового раствора, (11) давление нагнетания насоса и (12) подача насоса. Изменение параметров, влияющих на скорость проходки, может маскировать влияние изменяющейся литологии или возрастающего порового давления в пласте. Поэтому во многих случаях обнаружение изменений пластового давления на основе только результатов измерения механической скорости бурения затруднено и требует совместного использования других показателей в прогнозировании пластового давления.

Когда применяются шарошечные долота с фрезерованными зубьями, явление износа зубьев может влиять на скорость проходки в течение каждого рейса долота. Когда прочие параметры режима бурения не изменяются, влияние износа вооружения долота может быть частично компенсировано определением ожидаемой нормальной характеристики изменения на основе данных о работе долота, полученных при предшествующей эксплуатации в пластах с нормальным давлением. В некоторых случаях износом зубьев может вызываться снижение скорости проходки с увеличением глубины в переходной зоне, протекающее в заметно замедленном – по сравнению с прогнозами – темпе. Изменения других параметров режима бурения



могут проявляться аналогичным образом и ошибочно интерпретироваться как повышение давления. В частности, обнаружение изменения порового давления с помощью данных о скорости проходки затрудняется сменой типа бурового долота.

Предложенные эмпирические модели процесса вращательного бурения должны математически компенсировать эффект изменений в более важных параметрах, влияющих на скорость проходки. Одни из первых эмпирических моделей опубликовали Бингам (Bingham)xiii и Бургонь (Bourgoyne)xiv. В модели первого автора скорость проходки R нормируется с учетом влияния изменения нагрузки на долото (W), частоты вращения ротора (N) и диаметра бурового долота (db) путем вычисления d-экспоненты, которая определяется следующим выражением:

= ,

где R измеряется в фут/ч, N – в мин-1, W – в килофунт-силах и db – в дюймах.

Выражение для d-экспоненты можно использовать для выявления перехода от нормального к аномально высокому давлению при условии поддержания неизменной плотности бурового раствора. Этот метод требует построения графической характеристики параметра d, полученной в виде функции глубины в данном типе пласта пород с малой проницаемостью. В качестве типа породы почти всегда выбирают сланцевую глину, и параметры режима бурения, полученные в породах других типов, можно просто исключить из расчета. В пластах с нормальным давлением d-экспонента растет с глубиной, но после внедрения в пласты с аномально высоким давлением возникает отклонение от нормальной характеристики изменения давления, проявляющееся в форме замедления роста d-экспоненты с глубиной. Во многих случаях наступает полное обращение характеристики изменения, т.е. d-экспонента фактически уменьшается с глубиной.

В 1971 г. Рем (Rehm) и Мак-Клендон (McClendon)xv предложили коррекцию d-экспоненты, учитывающую влияние изменений плотности бурового раствора, а также изменений нагрузки на долото, его диаметра и частоты вращения ротора. Для вычисления этой скорректированной d-экспоненты использовали выражение:

= ,

где ρn – плотность бурового раствора, соответствующая нормальному градиенту порового давления в пласте; ρe - эквивалентная плотность бурового раствора у бурового долота в процессе промывки.

Скорректированную d-экспоненту часто используют для количественной оценки градиента порового давления в пласте, а также для выявления аномально высокого пластового давления качественным методом. В дополнение к принципу эквивалентного напряжения в минеральном скелете породы, разработаны многочисленные эмпирические соотношения.

При построении графической зависимости, предназначенной для количественной оценки порового давления в пласте, Рем и Мак-Клендон рекомендуют использовать линейные шкалы значений как глубины, так и скорректированного показателя dmod. Прямолинейная нормальная характеристика изменения давления, имеющая точку пересечения (dmod)0 и крутизну m, предполагается описываемой следующим выражением:

По данным авторов, значение крутизны m достаточно постоянно (m = 0,000038 фут-1) при изменении геологического возраста. Для наблюдаемого отклонения характеристики dmod и градиента пластового давления gp было представлено следующее эмпирическое соотношение:

5,

где (dmod)n – значение dmod, определенное по нормальной характеристике изменения давления на интересующей глубине. В этом выражении параметр gp указывается в единицах измерения эквивалентной плотности бурового раствора, т.е. в фунтах на галлон.




При построении графической зависимости, предназначенной для количественной оценки порового давления в пласте, Замора (Zamora)xvi рекомендует использовать линейную шкалу глубины и логарифмическую шкалу значений показателя dc. Прямолинейная нормальная характеристика изменения давления, имеющая точку пересечения (dmod)0 и показатель степени m, предполагается описываемой следующим выражением:

Как указывает Замора, крутизна нормальной характеристики изменения давления варьируется лишь несущественно и без явной связи с местонахождением или геологическим возрастом объекта и имеет значение m, равное 000039 фут-1. Для наблюдаемого отклонения на графической характеристике dmod и градиента пластового давления gp:Замора использовал нижеследующее эмпирическое соотношение

,

где gn - нормальный градиент давления для данного района.

28.1.6 Измерение параметров с помощью приборов, спускаемых на кабеле

Выбор момента времени, когда, прежде чем продолжать бурение на большей глубине, требуется прекратить бурение и зацементировать обсадную колонну в скважине, представляет собой решение, важное как для технического, так и для экономического успеха проекта бурения скважины, перспективность которой не ясна. Если установить обсадную колонну слишком высоко, для достижения плановых глубин впоследствии может потребоваться дополнительная незапланированная колонна, влекущая за собой повышение затрат. Если же не спустить обсадную колонну на нужную глубину, результатом может стать подземный выброс, делающий необходимыми перекрытие притока нефти в скважину и ее ликвидацию.

Прежде чем спускать обсадную колонну, необсаженный ствол скважины, как правило, исследуют обычными каротажными приборами, спускаемыми на каротажном кабеле или канате и позволяющими документально зафиксировать параметры разбуриваемого пласта в период, предшествующий спуску обсадной колонны. Для оценки пластового давления разработаны эмпирические методы, основанные на использовании некоторых параметров, которые зависят от пористости и измеряются с помощью каротажных зондов. Параметром пласта, зависящим от пористости и получаемым, как правило, из каротажных диаграмм с целью оценки порового давления в пласте, служит одна из двух величин: (1) интервальное время пробега или (2) проводимость.

Кривые порового давления, построенные путем использования параметров пласта, зависящих от пористости и полученных из результатов каротажа, содержат только точки, снятые в “чистых” сланцевых глинах. К критериям, которые могут быть применимы при выборе более чистых сланцевых глин из каротажных данных, в частности, принадлежат:

1. Минимальные базисные значения естественных потенциалов с практически отсутствующими флуктуациями.

2. Максимальные значения результатов гамма-каротажа.

3. Максимальные значения проводимости (минимальные значения удельного сопротивления) при малом и постоянном расхождении между показаниями изыскательских приборов с малым и большим радиусом исследования.

4. Максимальные значения интервального времени пробега.

5. Использование значений, полученных в сланцевых глинах с мощностью пласта не менее 20 футов.

Во многих случаях в сланцевых глинах пластов неглубокого залегания с нормальным давлением трудно найти достаточное число точек, позволяющее определить нормальную характеристику изменения давления на основе данных из единственной скважины. Полезным ориентиром в процессе интерпретации небольших имеющихся объемов информации о нормальном давлении в беспримесных сланцевых глинах данной



скважины служат опубликованные усредненные характеристики изменения давления, приуроченные к районам интенсивных буровых работ и полученные на большом числе скважин.

28.1.7 Удельное сопротивление Приборы скважинного каротажа, измеряющие проводимость породы или ее удельное сопротивление (величина, обратная проводимости), применяются почти на всех разбуриваемых скважинах. Поскольку такие данные почти всегда получают без затруднений, проводимость – это самый распространенный зависящий от пористости параметр, используемый в оценке пластового давления по каротажным диаграммам. Понятие "пластовый коэффициент" (formation factor)xvii FR применяется, как правило, для обозначения отношения удельного сопротивления водонасыщенной породы R0 к удельному сопротивлению воды RW. Пластовый коэффициент xviii может быть выражен также через отношение проводимостей xix.

Соотношение между пластовым коэффициентом F и пористостью Φ определяется эмпирическим выражением

,

в котором показатель степени m изменяется в диапазоне от 1,4 до 3,0. На практике, когда отсутствуют данные лабораторных исследований, используют, как правило, среднее значение 2,0.

Проводимость породы C0 или R0 изменяется в зависимости от литологии, минерализации воды и температуры, а также от пористости породы. Для исключения изменений, обусловленных литологией, используют только значения, получаемые в практически беспримесных сланцевых глинах. Сланцевых глин с примесью известняка избегают, поскольку экспериментально получаемая проводимость в значительной мере зависит от известняковой фракции. Влияние изменений минерализации и температуры может быть учтено в вычислении пластового коэффициента, если использовать верное базисное значение проводимости CW или удельного сопротивления RW воды при данных температуре и степени минерализации на рассматриваемой глубине.

На проводимость или удельное сопротивление породы вблизи ствола скважины существенно влияет также буровой раствор. Хотя сланцевые породы относительно непроницаемы для фильтрата бурового раствора, изменение свойств сланцев наступает, как правило, вследствие химического взаимодействия между промывочной жидкостью и материалом стенок скважины. Интервалы ствола, состоящие из сланцев с высокой водовосприимчивостью, дают разные показания каротажной диаграммы в рейсах каротажного прибора, предпринимаемых в разные периоды времени. Это осложняющее влияние можно предельно ослабить применением каротажного прибора с большим радиусом исследования.

Математическая модель нормальной динамики уплотнения для определения пластового коэффициента в сланцевых глинах может быть выведена подстановкой степенной функции пористости, которая описывается выражением

,

подставляемым в выражение

.

После перегруппировки членов эта подстановка дает следующее выражение:

Константы and K необходимо выбирать, исходя из данных о проводимости, полученных в пластах с нормальным давлением в рассматриваемом районе.




Но на практике, поскольку проводимость CW или удельное сопротивление RW воды меняется с глубиной и их определение затруднено, предполагают, что они неизменны, а проводимость при нормальной динамике уплотнения осажденных пород описывается выражением:

,

в котором и . Конечно, значения K1 и K2 должны быть выбраны путем аппроксимации данных о проводимости или удельном сопротивлении в пластах с нормальным давлением.

Для вычисления пластового давления на основе отношения измеренного значения проводимости (удельного сопротивления) к их “нормальному” значению, определенному для экстраполированной нормальной характеристики изменения, используются соотношения, зависящие от особенностей района работ. Проводимость сланцев, лежащая значительно выше значений на экстраполированной нормальной характеристике, указывает на присутствие аномально высокого давления.

Хотман (Hottman) и Джонсон (Johnson)xx предложили одно из первых эмпирических соотношений, устанавливающих связь между измеренным пластовым давлением в проницаемых песчаниках и удельным сопротивлением сланцев в смежных слоях, в то время как Мэтью (Matthew) и Келли (Kelley)xxi, xxii опубликовали аналогичные соотношения для побережья Мексиканского залива в южной части штата Техас и штата Луизиана.

28.1.8 Интервальное время пробега При проектировании эксплуатационных скважин особое внимание обращают на данные, полученные ранее в процессе бурения в этом районе. Когда речь идет о поисковых скважинах, имеющаяся в распоряжении информация может ограничиваться одними лишь данными сейсморазведки. Для оценки порового давления в пласте на основе данных сейсморазведки требуется определить зависимость средней скорости распространения звука от глубины. Для удобства, как правило, отображают величину, обратную скорости, т.е. интервальное время пробега, или время пробега сейсмоволны (ВПС).

Измеренный параметр ВПС (τ) – это параметр, который зависит от пористости и изменение которого в

зависимости от пористости описывается следующим выражением:

,

где τma - интервальное время пробега в минеральном скелете породы, а τη - интервальное время пробега в поровом флюиде. Поскольку в жидкостях время пробега больше, чем в твердых веществах, измеренное время пробега в скальной породе растет с увеличением пористости.

При построении диаграмм для параметров, зависящих от пористости, в виде функции глубины с целью оценки порового давления в пласте желательно использовать математическую модель, позволяющую экстраполировать характеристику изменения нормального пластового давления (получаемую в осадочных породах неглубокого залегания) до более значительных глубин, где пласты находятся под аномально высоким давлением. Поскольку во многих случаях исходят из предположения о линейной, экспоненциальной или степенной зависимости, характеристику изменения нормального пластового давления можно построить в виде прямой линии на диаграммной бумаге с прямоугольными координатными сетками или с полулогарифмическим или логарифмическим масштабом по обеим осям координат. В некоторых случаях приемлемая прямолинейная характеристика изменения не наблюдается при любом из этих методов и требуется прибегать к более сложной модели.

Математическая модель нормальной динамики уплотнения для определения интервального времени пробега может быть выведена подстановкой степенной функции пористости, которая определяется выражением xxiii.

,

подставляемым в выражение

.



После перегруппировки членов эта замена дает следующее выражение:

.

Существующая при нормальном давлении взаимосвязь между средним измеренным временем пробега τ и глубиной D усложняется в силу того факта, что время пробега волны в минеральном скелете τma также изменяется с изменением пористости. Эта изменчивость обусловлена влиянием уплотнения на время прохождения волны в минеральном скелете сланцев. Значения параметра могут колебаться от 167 мкс/фут для неплотного сланца до 62 мкс/фут для сильно уплотненных сланцев. Кроме того, изменения свойств пласта с глубиной могут повлечь за собой также и изменения времени пробега волны в минеральном скелете и постоянных нормального уплотнения и K. Эти осложнения можно устранить, если располагать достаточным объемом данных для нормального давления.

Эта методика оценки пластового давления по данным об интервальном времени пробега, полученным при сейсморазведке (например, методика Пеннебекераxxiv), по существу идентична, поскольку в ней используются каротажные данные об интервальном времени пробега. Основное отличие состоит в том, что результаты каротажа скважины содержат данные, которыми характеризуются только пласты сланцевых пород, а на основе результатов сейсморазведки невозможно определить литологию с точностью, достаточной для этого, и поэтому требуется использовать среднее интервальное время пробега для всех присутствующих пластов.

Как установлено, на соотношение между нормальным давлением и значениями интервального времени пробега и глубины влияет геологический возраст осадочных сланцевых пород. Более древние осадочные породы, уплотнение которых протекало в течение более длительного времени, отличаются смещением нормальной характеристики изменения давления вверх. Соответственно, в случае менее древних осадочных пород нормальная характеристика изменения давления смещается вниз.

Заметное снижение интервального времени пробега в сланцевых породах над зоной с нормальной характеристикой изменения давления вблизи интересующего пласта указывает на присутствие аномально высокого пластового давления. Хотман и Джонсонxxv предложили одно из первых эмпирических соотношений между измеренными пластовыми давлениями в проницаемых песчаниках и смежных сланцевых глинах, которое еще широко используется в настоящее время на участках побережья Мексиканского залива в штате Луизиана. Мэтьюс (Mathews) и Келли (Kelly)xxvi, xxvii опубликовали аналогичные соотношения для простираний в зонах разломов Frio, Wilcox и Vicksburg у побережья Мексиканского залива в штате Техас, а авторами более недавних публикаций разработаны аналогичные соотношения для районов Северного и Южно-Китайского морей.

28.1.9 Графики Пеннебейкера Графики Пеннебейкераxxviii обычно применяют для определения порового давления в пласте по результатам определения скорости методом общей глубинной точки. График Пеннебейкера отражает соотношение между глубиной и скоростью распространения сейсмической волны (выраженной интервальным временем пробега в микросекундах на фут). В методе Пеннебейкера предполагается степенная зависимость интервального времени пробега от глубины при нормальном характере изменения уплотнения пород. При логарифмическом масштабировании скорость распространения в глинах (время пробега) при нормальном характер изменения уплотнения пород представляет собой почти прямую линию. Любое отклонение (или изменение скорости) от этой нормальной линии уплотнения в глинах может указывать на недостаточное уплотнение пород или аномально высокое давление. Необходимо отметить, что крупные литологические изменения также могут приводить к изменениям скорости, не связанным с каким-либо аномально высоким давлением, и для ограничения ошибки расшифровки при использовании этого метода необходимо всегда пользоваться всеми имеющимися в распоряжении геологическими данными.

На основе многочисленных поверочных исследований скважин в различных районах было замечено, что избыток давления прямо пропорционален отклонению скорости от нормального базового уровня. Поэтому основное назначение графика Пеннебейкера заключается в создании возможности для определения




нормального базового уровня давления на графике в целях количественной оценки глубины и избытка давления при явлениях инверсии скоростей.

Для удобства отображается, как правило, величина, обратная скорости, или интервальное время пробега. Наблюдаемое интервальное время пробега t – это зависимый от пористости параметр (т.е. параметр, который изменяется с изменением пористости φ). Поскольку времена пробега в жидкостях больше, чем в твердых телах, то наблюдаемое время пробега в породах возрастает с увеличением пористости.

При построении графика изменения зависящего от пористости параметра с глубиной, предпринимаемое для определения порового давления в пласте, желательно использовать математическую модель для экстраполяции нормальной характеристики изменения давления (наблюдаемой в мелкозалегающих осадочных породах) на большие глубины, где пласты находятся под аномально высоким давлением. Часто принимается линейная, экспоненциальная или степенная зависимость, позволяющая построить нормальную характеристику изменения давления в виде прямой в декартовых, полулогарифмических или логарифмических координатах. В некоторых случаях приемлемая прямолинейная характеристика не будет получаться при применении любого из этих подходов и требуется использование более сложной модели.

В соответствии с методом Пеннебейкера, аномально высокие давления могут прогнозироваться путем их привязки к изменениям скорости, определяемой по методу общей глубинной точки.

По наблюдениям Пеннебейкера, интервальное время пробега (τ = τma(1 - φ) + τηφ) не только имеет степенную зависимость от глубины залегания пласта, но также должно компенсироваться литологией, которая, в свою очередь, зависит от предыстории процесса сжатия. Для использования в алгоритме определения пластового давления было предложено и принято соотношение, привязанное к глубине, на которой интервальное время пробега составляет 100 мкс/фут. Фактически набор соотношений используется также для прогнозирования давления перекрывающих пород и давления гидроразрыва пласта.

В соответствии с корреляцией Пеннебейкера, градиент давления гидроразрыва пласта может быть вычислен по следующей формуле:

,

где: pff - давление гидроразрыва, pf - поровое давление, σob - вертикальная нагрузка от перекрывающих пород, Fσ - фактический коэффициент нагрузки на вмещающую породу.

Пеннебейкер установил связь коэффициента нагрузки на вмещающую породу K и градиента горного давления Og с глубиной залегания. Эти значения используются совместно с градиентом порового давления (получаемого из стандартного графика Пеннебейкера) для вычисления градиента давления гидроразрыва. Для калибровки соотношений опять же используется предыстория процесса уплотнения.

28.2 Модель устойчивости ствола скважины

Моделирование характеристики устойчивости ствола скважины обычно состоит из двух этапов:

1. Анализ перераспределения напряжённых состояний вокруг ствола скважины

2. Прогнозирование устойчивости ствола скважины

28.2.1 Основные допущения Как правило, предполагают, что: (1) напряжения вблизи ствола скважины возникают в плоском деформированном состоянии, т.е. составляющая



деформации вдоль оси ствола z постоянна для всей рассматриваемой области и равна такой же составляющей в дальней зоне z0, и (2) пласт (при наличии или отсутствии порового флюида) однороден и изотропен.

Система координат и транспонирование напряженного состояния в условиях пласта

Здесь показана используемая при расчете система координат. Ось z параллельна оси ствола скважины, а ось х лежит в горизонтальной плоскости. Символом обозначен угол наклона ствола (зенитный угол), а - азимутальный угол.

Прежде чем устанавливать распределение напряжений вокруг наклонного ствола скважины, необходимо транспонировать тензор напряжений в пласте относительно системы координат ствола скважины. Транспонированные напряженные состояния описываются следующими выражениями:

xx = Hmax sin2 + Hmin cos2

yy = cos2(Hmaxcos2 + Hminsin2) + vsin2

zz = sin2(Hmaxcos2 + Hminsin2) + vcos2

xy = cos sin cos(Hmax – Hmin)

yz = sin cos(v – Hmaxcos2 – Hminsin2)

zx = sin sin cos(Hmin – Hmax)

Линейная пороупругая модель

Для нахождения распределения напряжений в окрестностях скважины используются известные основные уравнения, включая уравнения равновесия, уравнения совместимости и уравнения состояния. На основе этих уравнений можно получить точные аналитические решения в случае линейных упругих моделей.

Известно, что в линейных упругих моделях максимальные основные напряжения имеют место в стенках ствола скважины, откуда и начинается процесс разрушения. Поэтому рассматривается только напряжённое состояние у стенок ствола.

Идеальная глинистая корка

Полные составляющие напряжений и порового давления в стенках ствола скважины можно записать в следующем виде (McLean and Addis, 1990):

r = pw

fwxyyyxxfyyxx pph1

2112sin22cos)(2p

fwxyyyxxzzz pph1

212sin22cos)(2

)sincos(2 zxyzz

zr = 0

r = 0

(pf) вблизи ствола = pf + h(pw – pf),

где:

)(1

)(0

fw

fw

ppдепрессиипри

ppрепрессииприh

(ось x лежит в горизонтальной плоскости)




Проницаемая глинистая корка

Предполагается, что течение флюида через поровые пространства подчиняется закону Дарси. Полные составляющие напряжений в стенке ствола скважины описываются следующими выражениями (Hsiao, 1988):

r = pw

fwBxyyyxxfyyxx pp1

212sin22cos)(2p

fwBxyyyxxzzz pp1

212sin22cos)(2

)sincos(2 zxyzz

zr = 0

r = 0

где B - параметр пороупругости Биота:

материала омежпоровог упругости модуль объемный

скелета твердогоупругости модуль объемный1B

28.2.2 Критерии разрушения

Критерии разрушения при растяжении

Критерием разрушения при растяжении служит просто наличие превышения прочности породы над минимальным эффективным напряжением (при условии положительного направления сжатия). При этом разрушение наступает, когда соблюдается следующее условие:

Tf3 p ,

где T – прочность породы на растяжение.

Критерий разрушения при сжатии

Для описания разрушения породы при сжатии используется критерий Мора-Кулона. Этот критерий может быть выражен через основные напряжения:

0f3f1 Ctanpp

или 0f Stanp ,

где - константа, а C0 – предел прочности породы при одноосном сжатии. Величины и C0 вычисляются по следующим формулам:

sin1

sin1tan

sin1

cosS2C 0

0

где и S0 – это внутренний угол трения и прочность сцепления частиц породы, соответственно.



28.2.3 Взаимодействие бурового раствора с глинами Выявляя связь между механическими и химическими аспектами взаимодействия бурового раствора с глинами, соотношение между осмотическим давлением, создаваемым разностью химических потенциалов, и изменением порового давления вблизи ствола скважины описывают следующим выражением:

shale

mud

woнаблюдfстволавблизиf a

a

V

RTpp ln)()( .

Эту разность можно ввести в исходные уравнения для чисто механических нагрузок с целью определения полного профиля напряженного состояния.

28.2.4 Условные обозначения в формулах устойчивости ствола скважины

За направление сжатия принято положительное направление.

- (полное) вертикальное напряжение / давление в пласте, создаваемое вышележащими породами

Hmax - (полное) максимальное горизонтальное напряжение в пласте

Hmin - (полное) минимальное горизонтальное напряжение в пласте

zxyzxy

zzyyxx

,,

,, - (полные) напряжения в пласте в глобальных декартовых координатах ствола скважины

zyzr

zr

,,

,, - (полные) напряжения в местных цилиндрических координатах ствола скважины

1 - наибольшее (полное) основное напряжение

2 - промежуточное (полное) основное напряжение

3 - наименьшее (полное) основное напряжение

-pf - эффективное напряжение / напряжение в скелете породы пласта

- нормальное напряжение

0 - эффективность полупроницаемого тонкого поверхностного слоя

- напряжение сдвига

pw - давление в скважине

pf - поровое давление в дальней зоне пласта

(pf)вблизи ствола - поровое давление вблизи ствола скважины

- угол наклона ствола скважины

- азимутальный угол ствола скважины

T - прочность породы на растяжение

- коэффициент Пуассона породы

- коэффициент трения в породе по Мору-Кулону

C0 - прочность породы на одноосное сжатие

- внутренний угол трения породы




S0 - прочность сцепления частиц породы

B - параметр пороупругости породы по Биоту

R - универсальная газовая постоянная

T - температура

Vw - парциальный молярный объем воды

amud - активность воды в буровом растворе

ashale - активность воды в глинах

28.3 Модель проектирования траекторий скважин Терминология проектирования скважин

+В/-З Восточные или западные координаты (отрицательные значения соответствуют отклонению к западу).

+С/-Ю Северные или южные координаты (отрицательные значения соответствуют южным координатам).

АзУ или азимут Используется для определения направления в данной точке. Истинному северу соответствуют азимутальные углы 0° и 360°.

Кривой переводник Короткий элемент БК типа УБТ, один из торцов которого скошен на небольшой заданный угол относительно оси переводника и который используется совместно с забойным двигателем для его отклонения от нормального направления.

ТНЗУ или темп набора зенитного угла

Темп изменения ЗУ траектории скважины между точками считывания данных. Измеряется в тех же единицах, что и интенсивность искривления (ИИ). ТНЗУ может быть положительным или отрицательным, отражая увеличение или уменьшение угла, соответственно.

АзУ ГС Направление или азимут горизонтального смещения.

Расстояние ГС Расстояние горизонтального смещения.

Радиус кривизны Длина радиуса, соответствующего данной дуге искривления.

Наклон пласта Угол между плоскостью напластований и горизонтальной плоскостью, измеренный в вертикальной плоскости, перпендикулярной направлению простирания пласта.

ИИ, ТНЗУ КНБК, общий ТНЗУ

Интенсивность искривления. Темп изменения сочетания ЗУ и АзУ траектории скважины между точками считывания данных. Стандартные единицы измерения – °/100 футов (или °/30 м).



Горизонтальная проекция

Часть рабочей схемы, отображающая вид сверху или горизонтальную проекцию скважины или скважин.

Горизонтальное смещение

Расстояние по горизонтали от данной точки в скважине до воображаемой вертикальной линии, опущенной из начальной точки на поверхности; называется также отходом.

Угол наклона или зенитный угол (ЗУ)

Угол между осевой линией ствола скважины и вертикальной осью. По определению, за нулевой ЗУ принимается направление к центру Земли. Этот угол может измеряться в градусах в десятичной системе или в градусах, минутах и секундах. Максимальное значение ЗУ равно 180°; значения ЗУ всегда положительны.

Lс Измеренная глубина от пола буровой установки, измеряемая в пробуренной скважине по буровой колонне (БК) или талевому канату.

Набор параметров простирания нефтяного месторождения

Набор параметров, указывающих направление при истинном направлении на север или юг в качестве опорного направления и отклонение в градусах к востоку или западу от истинной оси С-Ю, служащей в качестве вторичного направления. Набор параметров имеет следующий вид: [(основное направление) (число градусов) (вторичного направления)]. Примеры: (С 33° В) и (Ю 67° З). Максимальное число градусов равно 90 в любом вторичном направлении. При превышении этого числа основное направление изменяется, и вторичное направление также определяется заново.

Ориентирование Процесс установки отклоняющего инструмента в заданное радиальное положение в стволе скважины.

Горизонтальная проекция профиля скважины

Вид траектории скважины, если взгляд направлен прямо вниз; вид сверху (аналогия с маршрутной картой). Истинный север всегда считается находящимся вверху диаграммы, а восток – справа.

Вид в разрезе Вид траектории скважины сбоку при проецировании на вертикальную плоскость в заданном азимутальном направлении. Графическое представление зависимости смещения траектории скважины в азимутальном направлении от фактической вертикальной глубины (Lв). Азимут отсчитывается от точки на поверхности.

Точка наблюдений Точка считывания данных инклинометрии. Интервал наблюдений - это расстояние между точками наблюдений. Результат инклинометрии - это одна точка считывания данных. Траектория скважины описывается всеми точками считывания данных, и поэтому замер углов траектории скважины (инклинометрия) включает в себя все исследованные точки считывания данных.

Данные инклинометрии

ЗУ и направление ствола скважины на глубине Lc инклинометра. Эти три параметра составляют точку считывания данных инклинометрии.




Прямолинейный участок

Прямолинейный (неискривленный) интервал наклонной скважины с постоянным ЗУ, как правило, следующий за участком набора кривизны.

ОТБИ Угол ориентации торца бурильного инструмента. Угол ОТБИ равен нулю, когда рабочая поверхность инструмента ориентирована вверх в направлении расположенной выше части ствола. Угол ОТБИ, равный–180° или +180°, означает, что рабочая поверхность инструмента ориентирована вниз в направлении ниже расположенной части ствола.

TI Флаг вставки. Точка наблюдений инклинометрии (вставка) имеет новые, точные координаты для параметров Lв, С-Ю и В-З.

Развертка цилиндра проложения траектории

Точное графическое представление, построенное под прямыми углами к траектории скважины на данной глубине и показывающее положение ствола относительно расчетной траектории или других скважин.

ТНАз или темп набора азимута

Темп изменения азимута траектории скважины между точками считывания данных. Измеряется в тех же единицах, что и интенсивность искривления (ИИ). ТНАз положителен, если поворот происходит по часовой стрелке, и отрицателен для поворота против часовой стрелки.

Lв Фактическая вертикальная глубина. За положительное направление принимается направление вниз.

Вертикальное сечение, вертикальная проекция или вид в разрезе

Часть рабочей схемы, отображающая один вид ствола скважины в проекции на вертикальную плоскость в заданном азимутальном направлении (как правило, используется проектный азимут) от данного места расположения до проектной глубины.

Азимутальный уход искривлённой скважины (отклонение влево или вправо)

Тенденция постепенного изменения азимута скважины в направлении против часовой стрелки или по часовой стрелке, соответственно.

28.4 Модель контроля напряжений обсадной колонны

28.4.1 Принципы проверки параметров обсадной колонны на соответствие требованиям

Проверка параметров обсадной колонны на соответствие требованиям может включать в себя широкий набор расчетов и оценку влияния множества факторов. Проверкой на соответствие требованиям с помощью программы DrillNET охватываются три основных вида напряжений, действующих в обсадной колонне: разрыв (разрывающее напряжение), смятие (сминающее напряжение) и растяжение (растягивающее напряжение).

Напряжения в обсадной колонне

Во время выброса при закрытых противовыбросовых превенторах (ПВП) обсадная колонна считается находящейся под действием разрывающего напряжения. Как правило, выброс происходит на открытом



участке стволе (ниже последнего установленного башмака) и, по большей части, во время бурения (следовательно, вблизи забоя). Разрывающее напряжение возникает под действием давления, направленным изнутри вовне.

Сминающие напряжения воздействуют на ОК в обычных режимах бурения при открытых ПВП. Сминающее напряжение создается под действием давления, направленным извне внутрь. Растягивающее напряжение – это нагрузка, приложенная к обсадной колонне и обусловленная ее собственным весом. Любую часть колонны можно рассматривать как подвешенную к той ее части, которая расположена выше. Самая нижняя часть колонны (близкая к забою) не испытывает растягивающего напряжения. Напротив, это напряжение максимально в верхней части, которая нагружена весом всей колонны.

Из этих трех основных видов напряжений растягивающее напряжение значительно менее важно, чем два других. Большинство схем проверки ОК на соответствие требованиям сосредоточено, как правило, на разрывающем и сминающем напряжениях. Следует помнить, что растяжение обусловлено весом, а разрыв и смятие — давлением. При расчете на разрыв и смятие вычисляются отдельно внутреннее и внешнее давления. Принцип направленности внутрь и вовне неприменим к расчетам на растяжение. Применительно к растяжению используется величина эффективного или действующего растяжения, получаемая из веса колонны с учетом потери веса в растворе и влияния изгиба.

Прочность ОК

Изготовители обсадных труб указывают номинальные значения прочности прокатываемых ими труб (на разрыв, смятие и растяжение). Значения прочности на разрыв и растяжение обычно указываются отдельно для тела обсадной трубы и для трубных соединений. Если значения прочности тела обсадной трубы и трубных соединений различны, в программе DrillNET в качестве меры предосторожности используется меньшее из двух значений.

Сопоставление напряжения и прочности

Любая проверка ОК на соответствие требованиям должна обязательно включать в себя однозначное сопоставление действующего в обсадной колонне напряжения с ее прочностью. В принципе, прочность ОК проверяется на соответствие требованиям при всех трех видах напряжений, т.е. на превышение действующих напряжений значением прочности труб. Задача заключается в определении необходимого запаса прочности. Ни одна компания не исходит непосредственно из номинальных параметров прочности, заявленных изготовителем трубы. Большинство компаний, стремясь обеспечить безопасность, не ограничивается простым требованием о том, чтобы прочности была выше действующего напряжения. Вместо этого они требуют, чтобы показатель прочности был больше действующего напряжения не менее чем, например, в 1,2 раза. Этот множитель называется расчетным коэффициентом запаса (или безопасности). Для случая растяжения большинством компаний применяются более высокие коэффициенты запаса, например, 1,7 или 1,8. Никто не использует коэффициенты менее 1,0, поскольку это означало бы, что проектировщик считает прочность ОК заниженной.

Если коэффициенты запаса превышают 1,0, то график зависимости номинальной прочности от действующего напряжения бесполезен. Вместо этого необходимо сравнивать пониженное значение прочности с напряжением либо полное номинальное значение прочности - с повышенным напряжением. Сравнение полного номинального значения прочности с действующим напряжением может ввести инженера в заблуждение, создав у него впечатление, что прочность данной ОК достаточна в определенных условиях, хотя на самом деле ее разрушение возможно.

Отношение значения прочности к напряжению (где под значением прочности понимается полное номинальное значение прочности, а под напряжением — действующее напряжение) называется коэффициентом запаса прочности. Сравнив указанное понятие коэффициента запаса прочности с приведенным выше определением расчетного коэффициента запаса, можно сформулировать следующее окончательное утверждение: ОК считается прошедшей проверку на соответствие требованиям, если ее коэффициент запаса прочности под напряжением превышает требуемый расчетный коэффициент запаса.

Другие концепции прочности

В программе DrillNET вводятся две поправки, учитывающие факторы влияния на прочность ОК: (1) влияние двухосного напряженного состояния на сопротивление разрыву и смятию и (2) влияние температуры




(повышенной) на разрыв, смятие и растяжение. Дополнительные пояснения по выводу этих поправок приводятся в разделе 9.3.1.

Влияние двухосного напряженного состояния

В соответствии с теоретической моделью двухосного напряженного состояния (см. раздел 0), ниже "нейтральной точки" (глубины, на которой растяжение в буровом растворе равно нулю) поправки для смятия и разрыва могут оказаться даже больше, чем номинальная прочность. Некоторые специалисты считают, что такое увеличение прочности в действительности не происходит. По этой причине большинство инженеров не учитывает влияние растяжения на разрыв.

В программе DrillNET влияние нейтральной точки не учитывается. В некоторых особых случаях, например, при учете влияния изгиба на растяжение, вычисление нейтральной точки оказался бы невозможным, поскольку в этих случаях можно получить несколько нейтральных точек или не получить ни одной такой точки. Предположим, например, что колонна входит в интервал резкого искривления ствола в состоянии минимального превышения теоретического предела текучести. В этом случае растяжение в БР (бывшее близким к нулю) снова скачком сдвигается вправо, а нейтральную точку невозможно определить. Если бы ОК входила в интервал резкого искривления ствола непосредственно под нейтральной точкой, то линия растяжения в БР могла бы пересечь ось Y графика дважды, что означало бы наличие нескольких нейтральных точек.

Помимо изложенного выше, можно указать, что вычисление скорректированной прочности на разрыв и смятие с учетом двухосного напряженного состояния потребовало бы также вычисления отдельного набора коэффициентов запаса прочности. При этом пришлось бы рассматривать не одно значение прочности, а два: полное номинальное значение прочности и значение прочности с поправкой на влияние двухосного напряженного состояния. ОК могла бы успешно пройти проверку с учетом номинального значения прочности, но не пройти проверку при учете скорректированного значения прочности.

Если учитывать влияние двухосного напряженного состояния на прочность, коэффициент запаса (отношение номинального значения прочности к действующему напряжению) можно вычислить по формуле:

(скорректированное значение прочности) / (действующее напряжение)

По-прежнему остается справедливым, что коэффициент запаса прочности, вычисленный с использованием скорректированного значения прочности, должен превышать расчетный коэффициент запаса. Расчетный коэффициент запаса – это параметр, характерный для ОК, и сказанное выше в отношении скорректированных показателей прочности на него не влияет. Два рассчитанных выше коэффициента запаса прочности следует сравнивать с одним и тем же расчетным коэффициентом запаса.

28.4.2 Выполнение проверки обсадной колонны на соответствие требованиям

Первый этап проверки ОК на соответствие требованиям - это построение профиля проверки. Этот процесс позволяет программе DrillNET определить часть профиля ОК, подверженную воздействию механического напряжения. Если проверяемая колонна представляет собой хвостовик, то программа может включить в профиль проверки колонну, спущенную на предыдущем этапе (см. следующий раздел).

После этого программа добавляет к этому профилю таблицу, полученную в результате расчета показателей запаса прочности. Затем в результирующую таблицу добавляются все остальные действующие факторы, влияющие на напряженное состояние, например, флюиды внутри трубы (влияющие на напряжение смятия) и, при необходимости, флюиды снаружи трубы (влияющие на напряжение смятия и разрыва). Для расчета напряжения при растяжении строится отдельная таблица. Например, данные об отклонении, необходимые для расчета влияния изгиба на растяжение, не требуются для расчета напряжения смятия и разрыва. Таблица данных, лежащая в основе расчета напряжения при растяжении, представляет собой результат объединения профиля проверки ОК и профиля отклонения.



Построение профиля проверки

Профиль проверки — это профиль ОК, находящейся под действием напряжения в данном цикле проверки. Если на соответствие требованиям проверяется обсадная колонна, то формирование профиля ОК не требуется, поскольку сама ОК служит воплощением профиля проверки. Если колонна представляет собой хвостовик, то ситуация меняется. Хвостовик будет отображаться колонной в нижней части профиля проверки, и программа DrillNET будет выполнять поиск других колонн выше хвостовика. Если хвостовик соединен непосредственно с надставкой, то ситуация аналогична случаю обычной ОК: профиль проверки будет состоять из хвостовика и находящейся непосредственно над ним надставки. Если хвостовик не имеет надставок, то программа DrillNET включит в профиль проверки одну или несколько колонн, спущенных на предыдущем этапе или в предшествующий ствол скважины (только для участка выше подвески хвостовика). Таким способом можно построить типичный ступенчатый профиль проверки.

Выявление обсадных колонн, относящихся к данному профилю проверки, представляет собой обратный процесс, начинающийся с колонны, которую необходимо проверить, и продолжающийся в направлении вверх. Поиск заканчивается при обнаружении ОК или непосредственно присоединенной надставки. При обнаружении хвостовика без надставок поиск продолжается путем проверки ОК, спущенных на предыдущем этапе. При обнаружении дополнительных надставок это правило изменяется в зависимости от условия проверки:

1. При проверке эксплуатационной колонны любая надставка рассматривается как непосредственно присоединенная надставка, т.е. она включается в профиль проверки, а поиск прекращается.

2. При промежуточной проверке дополнительные надставки могут быть выпущены из проверки и не обязательно включаются в профиль проверки. Согласно правилу, дополнительная надставка пропускается в том случае, если порядковый номер ее рейса больше, чем у проверяемой колонны, т.е. тогда, когда она была спущена хронологически после проверяемой колонны.

Надставка всегда связана с хвостовиком и всегда спускается после соответствующего хвостовика. Это означает, что при проверке промежуточного хвостовика, сверху которого установлена дополнительная надставка, эта надставка всегда будет пропускаться при построении профиля проверки. Часть профиля проверки над подвеской хвостовика не будет дополнительной надставкой. Напротив, профиль проверки выше подвески хвостовика будет включать в себя часть колонны, спущенной на предыдущем этапе. Это, как правило, ясно видно из контрольных диаграмм, показывающих, что прочность ОК резко изменяется в зоне над подвеской хвостовика.

Порядковый номер рейса обычно не вводится в явном виде, поскольку чаще всего он не требуется. Если профиль ОК состоит из двух ОК и хвостовика (с надставкой или без нее), то нет никакой необходимости указывать порядок, в котором эти колонны были спущены в скважину. Однако возможны и более сложные случаи. Рассмотрим такой случай: введена ОК и два промежуточных хвостовика, причем над первым хвостовиком установлена дополнительная надставка. В этом случае возможна одна из указанных ниже последовательностей спуска:

1. ОК + хвостовик (на втором этапе) + надставка + хвостовик (на третьем этапе)

2. ОК + хвостовик (на втором этапе) + хвостовик (на третьем этапе) + надставка

Это означает, что инженер, возможно, принял решение о спуске второго хвостовика перед спуском надставки. В этом случае, выполняя проверку второго хвостовика, программа не сможет принять необходимое решение самостоятельно. При этом на экране будет отображено всплывающее окно, предлагающее задать порядковые номера операций спуска для рассматриваемых колонн. В варианте 1, охарактеризованном выше, надставка (даже помеченная как дополнительная) была бы включена в профиль проверки, и поиск был бы на этом закончен. В варианте 2 она была бы пропущена, и поиск закончился бы с профилем проверки, состоящим из двух хвостовиков и устьевой колонны обсадных труб (трехступенчатый профиль).

Программа DrillNET открывает окно с информацией о порядковом номере операции спуска (“Run Sequence Number”) всякий раз, когда встречается неопределенная ситуация. (Следует отметить, что это окно не появляется, если в нем нет потребности.)




28.4.3 Расчет показателей запаса прочности ОК Расчет запаса прочности заключается в основном в проверке выбранных глубин установки башмаков. Помимо этих глубин, необходимые данные включают в себя градиенты давления в пласте и градиенты давления в буровом растворе. Результатом такой проверки становится набор показателей (запас по давлению ограничителя дебита, степень равновесия при бурении и дифференциальное давление, совокупно называемые "показателями запаса прочности"). Целесообразно отметить, что в данной проверке не используются характеристики ОК (размеры, весовые параметры, сорта стали, типы резьбы). Единственный существенный в данном случае параметр ОК - глубина установки башмака.

Расчет показателей запаса прочности не имеет особого значения для проверки напряжений в ОК. На самом деле он служит промежуточным этапом проверки. Результаты расчета показателей запаса описаны ниже.

Запас по давлению ограничителя дебита (Рдр)

Запас по давлению на штуцере (на глубине Lв) =

= (мин. градиент гидроразрыва в стволе) — (градиент давления БР на Lв) х (Lв мин. давления гидроразрыва в скважине)

Общее число и глубины нижних точек этапов бурения определяются на основе параметров башмаков. Во многих случаях число этапов бурения равно числу башмаков. Но если последний башмак не установлен в нижней точке траектории, то, возможно, существует еще один этап бурения. Структура стволов скважин делит траекторию скважины на интервалы, каждый из которых рассматривается отдельно. Программа вычисляет давление гидроразрыва (градиент давления гидроразрыва с разбивкой по глубине Lв) на каждом интервале на каждой глубине Lв. Она выполняет поиск значения глубины, где давление гидроразрыва минимально (глубина, на которой зарегистрировано минимальное значение давления гидроразрыва). Следует отметить, что градиент давления гидроразрыва, при котором получается минимальное давление гидроразрыва, не обязательно совпадает с минимальным градиентом гидроразрыва в стволе скважины. Таким образом, получены минимальный градиент давления гидроразрыва и глубина Lв, на которой давление гидроразрыва минимально. Для каждого значения глубины минимальный градиент давления сравнивается с градиентом давления бурового раствора, имеющимся на каждой глубине Lв; затем результат умножается на значение глубины Lв, где давление гидроразрыва минимально, после чего получается значение давления. Затем строится график зависимости этого давления от глубины на всем этапе.

Запас по давлению ограничителя дебита очень близок к принципу, используемому в режиме "Размещение башмаков" (Shoe Advisor; см. раздел 9.3.2) для задания значений глубины установки башмаков. В вычислении запаса по давлению ограничителя дебита явным образом используются градиенты давления БР и гидроразрыва (поправки и расчетные коэффициенты запаса не требуются).

Дифференциальное давление

дифференциальное давление (на глубине Lв) = = ((макс. градиент давления БР в скважине) – (градиент порового давления на глубине Lв)) х Lв

Как и в случае с запасом по давлению ограничителя дебита, участки траектории, отнесенные к разным этапам бурения, рассматриваются отдельно. Программа отыскивает максимальный градиент давления БР на каждом этапе. В отличие от запаса по давлению ограничителя дебита, в этом случае не сохраняется запись глубины, на которой действует максимальное значение.

Степень равновесия при бурении

Степень равновесия при бурении (на глубине Lв) = (градиент давления БР на глубине Lв) – (градиент порового давления на глубине Lв) х Lв

Степень равновесия при бурении представляет собой результат очень простого сравнения градиентов давления БР и порового давления на разных глубинах вдоль траектории.



Замечания по расчету показателей запаса

Следует отметить, что во многих случаях градиенты давления БР вычисляются с использованием постоянного значения репрессии вдоль всей траектории. В этом случае разность между градиентом давления БР и градиентом порового давления на этой траектории будет постоянной (и равной величине репрессии). Давление, соответствующее степени равновесия при бурении, будет представлено прямой линией, наклон которой определяется величиной репрессии.

Целесообразно построить на одной диаграмме кривые дифференциального давления и степени равновесия при бурении, поскольку, как правило, между ними можно беспрепятственно установить взаимосвязь, а кривая дифференциального давления имеет "ступеньки" и пересекается с кривой степени равновесия при бурении на глубинах, соответствующих нижним точкам стволов. С другой стороны, эти расчетные характеристики теряют некоторые различия (и даже перекрывают друг друга) при использовании введенных вручную градиентов давления БР, которые постоянны на каждом из этапов бурения (в этом случае градиент давления БР совпадает с максимальным градиентом давления БР).

Из трех рассмотренных показателей запаса значительно более важен запас по давлению ограничителя дебита. Однако в последние несколько лет наблюдается постепенное снижение значимости и роли расчета показателей запаса.

28.4.4 Контрольные вычисления параметров обсадной колонны

Градиенты давления гидроразрыва

Градиенты давления гидроразрыва можно вычислять следующим образом:

градиент давления гидроразрыва = K х (градиент геостатического давления) + (1 – K) х (градиент порового давления)

Градиенты давления бурового раствора

Градиенты давления БР можно вычислить следующим образом:

градиент давления БР = градиент порового давления + репрессия

Расчет показателей запаса

Запас давления на штуцере (на глубине Lв) = ((мин. градиент давления гидроразрыва в скважине) – (градиент давления БР на глубине Lв)) х (глубина Lв в точке с мин. давлением гидроразрыва в скважине)

где "мин. градиент давления гидроразрыва" — градиент, дающий минимальное давление гидроразрыва.

Дифференциальное давление (на глубине Lв) = ((макс. градиент давления БР в скважине) – (градиент порового давления на текущей глубине Lв)) х Lв

Степень равновесия при бурении (на глубине Lв) = (градиент давления БР на текущей глубине Lв) – (градиент порового давления на текущей глубине Lв) х Lв

Давления разрыва и смятия для кондуктора

С надводным устьем С подводным устьем

Внутреннее давление смятия

В любой точке от устья до глубины установки башмака: Зависит от уровня жидкости

Внешнее давление разрыва и смятия

На устье: Нуль (отсутствие давления) Гидростатическое давление морской воды1

На глубине установки башмака: Давление БР Гидростатическое давление морской воды2




Внутреннее давление разрыва

На устье:

1) задать фиксированное значение (например, рабочее давление устьевого ПВП); 2) вычислять как давление гидроразрыва на башмаке за вычетом давления, создаваемого столбом притекающего флюида от башмака до устья3

На глубине установки башмака: Давление гидроразрыва у башмака

1. (глубина воды) х (градиент порового давления на морском дне)

2. (Lв башмака — воздушный зазор) х (градиент порового давления на морском дне)

3. К полученному давлению может быть применено процентное отношение; если оно ниже заданного порогового значения, то давление может быть задано равным пороговому значению.

Внешние давления разрыва и смятия могут быть вычислены также на основе внешних параметров состояния флюида.

Давления разрыва и смятия для промежуточной колонны


Внутреннее давление смятия

В любой точке от устья до глубины установки башмака: Зависит от уровня жидкости

Внешнее давление смятия

В любой точке от устья до глубины установки башмака:

Давление БР у башмака1. Степень внутренней минерализации, если учет "эффекта пластичности породы" разрешен, давление гидроразрыва2


На устье: Давление разрыва у башмака (см. ниже) за вычетом давления, создаваемого столбом приточного флюида высотой от башмака до устья3

На глубине установки башмака: Давление гидроразрыва у башмака; если в действие введен метод "выброс - поровое давление" разрешено, давление гидроразрыва сравнивается с давлением выброса у башмака и используется меньшее из значений давления4

Внешнее давление разрыва

В любой точке от устья до глубины установки башмака: Поровое давление5

Поровое давление (на морском дне учитывать только глубину воды)6

1. Давление БР у башмака - это давление на каждой глубине Lв вдоль колонны, полученное путем умножения значения этой глубины Lв на градиент давления БР у башмака обсадной колонны. Следует отметить, что при проверке на соответствие требованиям ОК или хвостовика, спущенных на предыдущем этапе, программа DrillNET вычисляет это давление в зоне над подвеской хвостовика, используя градиент давления БР на предшествующем башмаке. В результате, как правило, образуется смещение по горизонтали для внешнего давления смятия на высоте подвески хвостовика.

2. Давление гидроразрыва — это давление на каждой глубине Lв, полученное путем умножения значения Lв на градиент давления гидроразрыва. Даже при выявлении содержания солей давление гидроразрыва используется только при разрешенном учете "эффекта пластичности породы".

3. К полученному давлению может быть применено процентное отношение. В условиях работы промежуточной колонны нижний порог давления отсутствует.

4. В методе "выброс - поровое давление" предполагается, что выброс произошел в каком-то месте ниже башмака. Вводится глубина Lп выброса и вычисляются давление выброса и поровое давление на данной глубине Lп. Затем давление выброса у башмака вычисляется по следующей формуле: (давление выброса на глубине Lп) – (Lп – (глубина Lв башмака)) х (градиент давления приточного флюида). Наименьшее из двух значений: давления выброса у башмака и давления гидроразрыва у башмака - принимается за внутреннее давление разрыва у башмака.

5. Поровое давление — это давление на каждой глубине Lв, полученное путем умножения значения Lв на градиент порового давления на данной глубине Lв.

6. Внешнее давление разрыва на морском дне вычисляется по следующей формуле: (глубина воды) х (градиент порового давления на морском дне) - вместо выражения Lв х (градиент порового давления на глубине Lв).

С другой стороны, внешние давления разрыва и смятия можно вычислить, исходя из внешних параметров состояния флюида.

В отличие от случая кондуктора, большинством методов вычисления параметров разрыва и смятия для промежуточных колонн предусматривается исследование глубин между устьем скважины и точкой установки башмака. Это справедливо, например, при учете высоты столба жидкости. Внешнее давление разрыва может охватывать весь профиль градиента порового давления. Из-за эффекта пластичности породы внешнее давление смятия может охватывать, по меньшей мере, некоторые участки профиля градиента давления гидроразрыва. При наличии хвостовика действие внешнего давления смятия требует оценки



глубины установки подвески хвостовика. БР у башмака над подвеской хвостовика обычно отличается от БР у башмака хвостовика (это будет раствор у предыдущего башмака, если только в профиль не включена надставка, закрывающая предыдущую колонну). Внутреннее давление разрыва вычисляется обособленно по двум простым значениям для глубины установки башмака ОК и устья скважины.

При этом следует игнорировать внутреннего давления смятия и вычисленные параметры смятия и разрыва для кондуктора, учитывая только два значения глубины: устья и башмака ОК.

Давления разрыва и смятия для эксплуатационной колонны

В отношении внутреннего давления смятия, внешнего давления смятия и внешнего давления разрыва эксплуатационной колонны действуют те же правила, что и для промежуточной колонны.



На устье: Поровое давление в коллекторе за вычетом давления пластовой жидкости в коллекторе1

Поровое давление в коллекторе за вычетом давления, создаваемого столбом приточного флюида высотой от башмака до устья2

На глубине установки башмака:

(давление на устье) + (градиент давления пакерной жидкости) х (Lв башмака – Lв верха ОК)

1. (градиент порового давления коллектора – градиент давления пластовой жидкости) х (Lв коллектора)

2. (градиент порового давления коллектора) х (Lв коллектора) – (градиент давления пластовой жидкости) х (Lв нижней точки ствола скважины – Lв верха ОК)

Влияние двухосного напряженного состояния

Ниже описаны этапы вычисления скорректированного значения прочности. Сначала следует вычислить растяжение в БР путем вычитания потери веса в БР из растяжения в воздухе. Затем следует рассмотреть влияние изгиба.

Для учета влияния изгиба при анализе влияния двухосного напряженного состояния следует вычислить растяжение в БР для определения сопротивления смятию и разрыву в соответствии с двумя разными правилами. Это необходимо, поскольку мы предполагаем, что в результате изгиба снизится сопротивление ОК как смятию, так и разрыву. Влияние двухосного напряженного состояния на прочность ОК проявляется противоположным образом в отношении сопротивления смятию и сопротивления разрыву, а именно: чем больше растяжение, тем меньше прочность на смятие и тем больше прочность на разрыв. Для учета дополнительного ослабляющего влияния на прочность ОК, вызванного изгибом, необходимо: (1) дополнить влияние растяжения в БР влиянием изгиба при учете влияния двухосного напряженного состояния на сопротивление смятию; (2) вычесть показатель влияния изгиба из растяжения в БР при учете влияния двухосного напряженного состояния на сопротивление разрыву.

Этот процесс можно кратко описать следующим образом: Допустим, ТА — растяжение в воздухе. Тогда растяжение в буровом растворе (ТМ) определяется следующим выражением:

ТМ = ТА + коэффициент потери веса,

где коэффициент потери веса имеет отрицательное значение.

Две дополнительные величины: TMcoll (TM для смятия) и TMburst (TM для разрыва) - определяются следующим образом:

TMcoll = TM + показатель влияния изгиба;

TMburst = TM – показатель влияния изгиба,

где показатель влияния изгиба всегда имеет неотрицательное значение. Для каждого значения Lс по длине колонны от башмака до ее верха следует брать значение ТМ и делить его на сопротивление колонны растяжению. Обозначим результаты xcoll и xburst. Для каждой глубины Lc вычисляем поправочные коэффициенты:




Fcorrсмятие = 2

xx34 coll2

coll

Fcorrразрыв = 2

xx34 burst2

burst

Наконец, для каждого значения глубины вдоль колонны умножим номинальную прочность обсадной колонны на соответствующий поправочный коэффициент:

(скорректированная прочность на смятие) = = Fcorrсмятие х (номинальная прочность на смятие)

(скорректированная прочность на разрыв) = = Fcorrразрыв х (номинальная прочность на разрыв)

Коэффициенты запаса прочности

Коэффициенты запаса прочности в модели контроля напряжений обсадной колонны определяются следующим образом:

(номинальная прочность) / (действующее напряжение)

При использовании скорректированного значения прочности (например, при учете влияния двухосного напряженного состояния) коэффициенты запаса прочности определяются выражением

(скорректированное значение прочности) / (действующее напряжение)

Влияние температуры на параметры прочности ОК

Выше пороговой температуры степень влияния вычисляется следующим образом:

(скорректированная прочность) = = [1 – (коэффициент снижения х ΔТ)] х (номинальная прочность),

где ΔТ — соответствующее превышение температуры над пороговым значением для каждого значения глубины.

28.4.5 Условные обозначения и терминология в моделировании обсадных колонн

В модели контроля напряжений обсадной колонны термины "обсадная колонна" и "секция обсадной колонны" синонимичны и могут обозначать полноразмерную ОК, хвостовик или надставку. Понятие "секция обсадной колонны" может вызывать путаницу, особенно при рассмотрении характеристик ОК. Читатель может предположить, что речь идет о какой-то части обсадной колонны. Говоря о полных колоннах (ОК, хвостовиках, надставках), мы будем преимущественно использовать термин "колонна".

Если ОК собирается из труб нескольких типов, мы будем говорить, что она состоит из нескольких "сегментов". Сегментом ОК называется непрерывная часть ОК, обладающая однородными свойствами. ОК всегда содержит не менее одного сегмента.

Стволы и этапы бурения

Часть скважины, пробуренная долотом данного диаметра, называется "этапом бурения" или "стволом". Следует заметить, что в эти понятия не входит категория времени. Используемое здесь определение этапа (интервала) бурения имеет чисто геометрический смысл. Если не учитывать задачи бурения, решение которых требует зарезки боковых стволов, то между числом этапов бурения и числом башмаков ОК существует однозначное соответствие (1:1). Каждый этап бурения проходится с целью спуска ОК в ствол, и внизу каждой ОК устанавливается башмак ОК. Единственное исключение из этого правила - это эксплуатационный ствол, т.е. законченный этап бурения без ОК (необсаженный ствол) ниже последнего башмака ОК. В этом случае число этапов бурения на единицу больше числа башмаков ОК.



Кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны

Операции проверки ОК на соответствие требованиям обычно выполняются по одной из трех различных схем, называемых "правилами проверки" или условиями. Этими схемами предусматривается учет совокупности факторов влияния механических напряжений, обычно возникающих при спуске кондуктора, промежуточной ОК или эксплуатационной ОК.

Правило проверки кондуктора обычно распространяется на первую ОК в профиле ОК (т.е. на кондуктор). Правило проверки промежуточной колонны применяется для второй, третьей и прочих колонн вплоть до предпоследней. Правило проверки эксплуатационной колонны предназначено специально для последней колонны. В программе DrillNET пользователь может применить любое из правил к любой колонне. Типичный пример: правило проверки эксплуатационной колонны может быть применено к предпоследней колонне, позволяя провести тест эксплуатационного режима.

Надставки

Надставки — это ОК, спущенные сверху хвостовика. Исходя из экономических или эксплуатационных соображений, инженер может принять решение о спуске хвостовика, а не полной ОК. Позднее может быть принято решение о спуске еще одной колонны выше хвостовика (от подвески хвостовика до ПВП) с целью его удлинения. Такая колонна называется надставкой. Таким образом, надставка представляет собой необычную колонну, поскольку не имеет башмака ОК. Кроме того, она спускается не в открытый ствол, а через уже установленную колонну. Спуск надставки не требует бурения. Как следствие, при наличии надставок однозначное соответствие (1:1) между числом башмаков ОК и числом стволов не сохраняется. Однако очевидно, что надставка связана с хвостовиком, а каждый хвостовик, в свою очередь, связан со стволом. Поэтому можно говорить о "надставке, спущенной на этапе или в ствол". Так будет обозначаться надставка, связанная с хвостовиком, спущенным на данном этапе или в данный ствол.

В программе DrillNET надставки могут быть определены как "непосредственно присоединенные" или "дополнительные". Непосредственно присоединенная надставка спускается в скважину вскоре после хвостовика, а дополнительная — в более позднее время. Различие между непосредственно присоединенной и дополнительной надставками существенно при проверке ОК на соответствие требованиям. При проверке полная колонна, состоящая из хвостовика и непосредственно присоединенной надставки, всегда ведет себя идентично полной ОК. То же самое справедливо и в случае дополнительной надставки, но только для эксплуатационной колонны. Для промежуточной колонны дополнительная надставка, скорее всего, будет игнорироваться при проверке.

Кондуктор

Кондуктор — это ОК самого большого диаметра, первой спускаемая в скважину и самая близкая к поверхности. Обычно она забивается в грунт ударной бабой. Большинство инженеров, видимо, согласится с тем, что кондуктор нельзя считать истинно обсадной колонной, так как бурение под него не производится. Хотя для кондуктора могут быть заданы критерии проверки, программа DrillNET не содержит функций проверки для кондукторов. В программе кондуктор отображается только на схемах.

Терминология проектирования обсадных колонн

ВРС: Расстояние от роторного вкладыша под ведущую трубу на буровой установке до среднего уровня моря (возвышение роторного стола).

Первая технологическая колонна (кондуктор):

Колонна труб большого диаметра, рассчитанная на относительно низкое давление и устанавливаемая в неглубоко залегающих пластах. Во-первых, первая технологическая колонна защищает континентальные водоносные слои с пресной водой. Во-вторых, она обеспечивает ограниченную герметичность, позволяя установить отклонитель или, возможно, ПВП, присоединяемый сверху кондукторной колонны после ее успешного закрепления цементированием. В-третьих, она обеспечивает конструкционную прочность, что позволяет подвешивать остальные ОК внутри кондуктора.




Промежуточная ОК: ОК, обычно устанавливаемая после кондуктора и перед эксплуатационной ОК. Промежуточная ОК защищает от обрушения непрочных пластов и пластов с аномально высоким давлением и позволяет использовать БР различной плотности, необходимой для регулирования условий в расположенных ниже пластах.

Эксплуатационная ОК: ОК, которая устанавливается с перекрытием интервала коллектора и внутри которой размещаются основные компоненты оборудования для заканчивания скважины.

Градиент давления гидроразрыва:

Давления, требующиеся для создания разрывов в породе на данной глубине.

Градиент порового давления:

Давление подповерхностных пластовых флюидов, обычно выражаемое через плотность флюида, который требуется иметь в стволе для уравновешивания порового давления. Нормальный градиент может потребовать плотности 9 фунтов на галлон (1080 кг/м3), а высокий градиент — 18 фунтов на галлон (2160 кг/м3) или более.

Удельный вес БР: Масса на единицу объема бурового раствора. Удельный вес указывается в фунтах на галлон (ppg), кг/м3, г/см3 (и называется также плотностью) или в фунтах/куб. фут (lb/ft3). Путем изменения удельного веса БР осуществляется регулирование гидростатического давления в стволе и предотвращается нежелательный приток в скважину. Кроме того, давление, создаваемое весом БР, предотвращает смятие ОК и обрушение необсаженного ствола. Избыточный удельный вес БР может вызывать потерю циркуляции из-за развития трещин в незащищенном пласте.

Градиент давления БР: Результат пересчета удельного веса БР в единицы измерения градиента давления (фунт-сила/кв. дюйм на фут).

Репрессия: Величина, на которую давление в стволе превышает давление флюида в пласте. Это избыточное давление необходимо для предотвращения притока пластовых флюидов (нефти, газа, воды) в скважину.

Депрессия: Величина, на которую внутреннее давление флюидов во вскрытом скважиной пласте превышает давление в стволе скважины, воздействующее на пласт. При достаточной пористости и проницаемости породы пластовые флюиды поступают в ствол. По мере приближения к режиму депрессии скорость бурения, как правило, увеличивается.

Запас увеличения скорости при подъёме:

Небольшое приращение удельного веса БР сверх значения, необходимого для уравновешивания давления пласта в целях компенсации влияния снижения давления вследствие поршневого эффекта при подъеме из скважины.

Запас на выброс: Разность между удельным весом БР и давлением, создаваемым столбом БР дополнительно к предполагаемому устьевому давлению. Если запас на выброс недостаточен, то при возникновении мощного притока возможен подземный выброс.

Башмак ОК: Нижняя часть ОК, включая цемент вокруг нее, или оборудование, спускаемое снизу ОК.

Этап (интервал) Часть нефтяной скважины, разбуренная долотом данного диаметра.



Разрыв

p = давление гидроразрыва + + запас прочности

Нормальное давление

Газ

Газопроявление

бурения:

Запас по давлению ограничителя дебита:

Процентное увеличение дебита (определенного при проектировании этапов), учитывающее режимы дросселирования.

Дифференциальное давление:

Как правило, это разность между давлениями флюида снаружи и внутри трубы или сосуда, работающего под давлением, или между давлениями до и после препятствия на пути движения потока, или между давлениями в двух точках на пути движения флюида, например, в двух точках внутри трубы или по разные стороны пакера.

Давление разрыва: Теоретическое избыточное внутреннее давление, при котором наступит разрушение звена ОК. Значение давления разрыва требует обязательного учета при многих операциях управления режимом работы скважин и действиях в чрезвычайных ситуациях и представляет собой важный фактор при проектировании скважины.

Давление смятия: Давление, при котором происходит катастрофическая деформация трубы под действием перепада давления, направленного снаружи внутрь. Расчетное давление смятия для идеально круглой трубы относительно высоко. Но при наличии даже небольшой овальности трубы возможно значительное снижение дифференциального давления, при котором происходит ее смятие.

Влияние изгиба: Приращение напряжения растяжения, возникающее при проводке ОК через резкий изгиб (искривленную часть ствола). Из-за наличия кривизны внешняя стенка ОК подвергается дополнительному напряжению.

28.4.6 Основные принципы проектирования ОК Как правило, каждая ОК рассчитывается таким образом, чтобы она могла выдерживать наиболее тяжелые режимы нагрузки, предвидимые в процессе установки ОК и в течение срока службы скважины. Рассматриваемые режимы нагрузки включают в себя разрыв, смятие и растяжение. В некоторых ситуациях необходимо учитывать также другие виды нагрузок (например, изгиб или скручивание трубы). Поскольку режимы нагрузки способны изменяться с глубиной, часто можно создать менее дорогостоящую конструкцию ОК, используя в одной обсадной колонне несколько сочетаний погонного веса, марок материала и типов муфт.

Функции обсадных колонн, необходимых для безопасного бурения до заданной глубины, отличаются от функций эксплуатационных колонн. Аналогично, режимы бурения, применимые для кондукторной колонны, отличаются от режимов для промежуточных ОК и хвостовиков. Поэтому разные типы ОК будут отличаться критериями определения расчетных нагрузок. Критерии могут зависеть также от условий в скважине и ее назначения. Ниже представлены общие критерии проектирования для кондукторной колонны, промежуточной ОК, промежуточной ОК с хвостовиком и эксплуатационной ОК.

Кондукторная колонна

При проектировании кондукторной колонны режим нагружения внутренним давлением, используемый для расчета на разрыв, основан на предполагаемых граничных условиях режимов работы скважины при выкачивании большого объема выброшенного флюида. Режим максимального внешнего давления, используемый при расчете на смятие, основан на постановке задачи значительной потери циркуляции. Режим нагрузки осевым растяжением основан на допущении о прихвате ОК при спуске в скважину до операций цементирования.

Расчет на разрыв




Расчет на разрыв должен обеспечивать превышение давления гидроразрыва пласта у башмака ОК до достижения давления разрыва ОК (см. иллюстрацию). Таким образом, в этом расчете гидроразрыв пласта играет роль защитного механизма, сбрасывающего давление и позволяющего предотвратить разрыв ОК на устье и создание опасной ситуации для бурильщиков.

Расчетное давление у башмака ОК равно давлению гидроразрыва в сумме запасом, допускающим небольшое превышение давления закачки над давлением гидроразрыва. Давление внутри ОК вычисляется в предположении о том, что весь БР уходит из ОК в подвергшийся разрыву пласт, а внутри ОК остается только пластовый газ. Внешнее давление (противодавление снаружи ОК, помогающее ей сопротивляться разрыву) принимается равным нормальному поровому давлению пласта в данном районе. Положительное влияние наличия цемента или БР повышенной плотности снаружи ОК не учитывается из-за возможности плохого сцепления цемента на отдельных участках и ухудшения свойств раствора со временем. Кроме того, запас предназначен для получения дополнительного запаса надежности на случай возможного повреждения ОК при перевозке труб и работах с ними в условиях промысла.

Модель контроля напряжений в обсадной колонне предоставляет пользователям гибкий выбор. При проверке давления разрыва модель может использовать нормальное поровое давление пласта в качестве давления снаружи ОК, если не указан флюид, находящийся снаружи ОК. (Разумеется, этот флюид можно задать, выбрав "мышью" вариант "Внешние флюиды" на вкладке "Разрыв (наруж.)" страницы "Обсадная колонна".)

Расчет на смятие

При расчете на смятие исходят либо из наиболее тяжелой предполагаемой потери циркуляции (поглощения раствора), либо из наиболее значительной сминающей нагрузки, ожидаемой при спуске ОК. В обоих случаях максимально возможное внешнее давление, стремящееся вызвать смятие ОК после ее установки и цементирования, обусловлено буровым раствором, находящимся в скважине.

При этом игнорируется положительное влияние наличия цемента и возможного ухудшения свойств БР, но учитывается отрицательное влияние осевого растяжения на расчетное давление смятия. Кроме того, можно принимать во внимание положительное влияние давления внутри ОК, учитывая максимально возможное понижение столба БР внутри нее. Как правило, в целях повышения запаса безопасности к расчетному режиму нагрузки применяется коэффициент запаса.

Если зона значительной потери циркуляции обнаруживается рядом с нижней точкой следующего интервала скважины, а выше зоны потери циркуляции отсутствуют другие проницаемые пласты, то высота столба жидкости (БР) в скважине может снижаться до тех пор, пока забойное давление не станет равным поровому давлению в зоне поглощения раствора. Приравняв гидростатическое давление БР поровому давлению зоны потери циркуляции, получаем:

0,052 х [(Lв зоны поглощения) – (высота столба БР)]

= 0,052 х (градиент порового давления в зоне поглощения) х (Lв зоны поглощения)

Минимальная высота столба жидкости в ОК при ее установке в скважину зависит от методов работы на буровой. Как правило, ОК заполняется буровым раствором после сборки и спуска в скважину всех звеньев ОК; при этом внутреннее давление в ОК поддерживается приблизительно равным внешнему давлению ОК. Однако в некоторых случаях ОК спускается с обратным клапаном или частично незаполненной с целью уменьшения максимальной нагрузки на крюк до достижения забоя. Если предполагается применение такого метода, требуется сравнить максимальную глубину столба БР в ОК с глубиной, вычисленной с помощью приведенного выше выражения, и использовать в расчетах на смятие

F

2. Должна выдерживать воздействие минимальной силы растяжения

БР

1. Должна выдерживать собственный вес с запасом

Для учета потери веса использовать метод давления/площади

Растяжение

Смятие

БР

Потеря циркуляции

Пустой объем

Смятие



Разрыв

Газ

БР

Pmax

PmaxP

Градиентдавления БР на

глубинеследующей ОК

0,465 фунт-силы/кв. дюйм на фут

Градиент давления газа

Внешнее давление

Нормальное давление пласта

Буровой раствор

Газ

Внутреннее давление

большее из этих двух значений.

Расчет на растяжение

В расчете на растяжение надлежит учитывать осевое напряжение, существующее при (1) спуске ОК, (2) цементировании, (3) посадке ОК на шлипсы клинового захвата и (4) последующих буровых и эксплуатационных операциях в течение срока службы скважины. Для большинства ОК расчетная нагрузка определяется на основе наиболее тяжелых режимов, которые могут возникнуть при спуске ОК. Предполагается, что возможен прихват ОК вблизи ее нижней части и что для ее высвобождения потребуется минимально допустимый дополнительный натяг (сверх веса колонны, подвешенной в БР). Поскольку используется минимальный коэффициент запаса, расчетная нагрузка будет определяться максимальной нагрузкой, полученной при применении большего из двух значений: коэффициента запаса либо усилия дополнительного натяга. Как правило, минимальным усилием дополнительного натяга регламентируется выбор конструкции верхней части ОК, а минимальным коэффициентом запаса — ее нижней части.

После завершения расчета ОК рекомендуется проверить также предполагаемые максимальные осевые напряжения при цементировании, посадке ОК и последующих буровых операциях, чтобы убедиться в том, что расчетная нагрузка не будет превышена.

При расчете комбинированной колонны с компонентами, отличающимися толщиной стенок, наиболее точный учет влияния потери веса достигается применением метода зональных давлений. Для вычисления гидростатического давления на каждом стыке между секциями с различной толщиной стенок используются параметры БР, находящегося в скважине при спуске ОК.

В направленных скважинах к осевому напряжению, возникающему за счет веса ОК и гидростатического давления жидкости, необходимо добавлять дополнительное осевое напряжение в теле трубы и соединительных элементах, вызываемое изгибом. Для определения частей ОК, подвергающихся изгибу при спуске труб, следует использовать план строительства направленной скважины. Нижняя часть ОК должна пройти через все изогнутые участки ствола, в то время как ее верхние секции могут вообще не подвергаться изгибу.

Промежуточная ОК


Общая методика, изложенная для кондукторной колонны, применяется также для промежуточной ОК. Однако в некоторых случаях выполнение требований расчета на разрыв, определяемых показанными на иллюстрации условиями нагружения, оказывается чрезвычайно дорогостоящим, особенно тогда, когда у имеющихся буровых установок результирующее высокое рабочее давление превышает рабочее давление устьевых блоков ПВП и штуцерных манифольдов. В этом случае эксплуатационное предприятие может допустить незначительное повышение риска потери скважины и выбрать менее значительную расчетную нагрузку. Расчетную нагрузку по-прежнему выбирают, исходя из ситуации подземного выброса, который происходит при выкачивании выбрасываемого газа. Однако допустимый уход БР из ОК ограничивается максимальным количеством, при котором вызывается достижение рабочего давления устьевого блока ПВП и штуцерного манифольда. Если необходимо сохранить имеющийся состав устьевого оборудования, нецелесообразно рассчитывать ОК на рабочее давление, более высокое, чем рабочее давление этого оборудования.

Если нагрузку на устье, создаваемую давлением разрыва, выбирают, исходя из рабочего давления устьевого оборудования Pmax, то внутреннее давление на промежуточных глубинах должно определяться, как показано на иллюстрации.

Предполагается, что верхняя часть ОК заполнена буровым раствором, а нижняя — газом. Глубина расположения границы раздела между буровым раствором и газом Dm определяется соотношением




Pmax = Pi – 0,052 х (уд. вес БР) х Dm – 0,052 х (плотность газа) х (Dlc - Dm)

где Pi — давление закачки напротив зоны потери циркуляции, Dlc — глубина зоны потери циркуляции. Значение Dm вычисляется по следующей формуле:

Dm = (Pi – Pmax)/(0,052 х (уд. вес БР — плотность газа)) – (плотность газа) х Dlc/(уд. вес БР – плотность газа)


Расчет на смятие для промежуточной ОК выполняется так же, как и для кондукторной колонны (см. предыдущий раздел).


Расчет на растяжение для промежуточной ОК выполняется так же, как и для кондукторной колонны (см. предыдущий раздел).

Промежуточная ОК с хвостовиком

Критерии нагрузки для расчета на разрыв промежуточной ОК, на которую впоследствии будет опираться хвостовик, должны основываться на градиенте давления гидроразрыва ниже хвостовика. При расчете на разрыв промежуточная ОК и хвостовик считаются единой конструкцией. Все остальные критерии проектирования промежуточной ОК идентичны ранее описанным.

Если в программе DrillNET колонна представляет собой промежуточную ОК с хвостовиком, то моделирующая программа должна построить профиль проверки. Если колонна в нижней части профиля проверки - это сам хвостовик, то моделирующая программа должна учитывать остальные колонны. При наличии непосредственно присоединенной надставки ситуация аналогична случаю несоставной ОК, а моделирующая программа строит профиль проверки колонны, включающий в себя собственно колонну (хвостовик) и непосредственно присоединенную надставку, находящуюся сверху хвостовика. Если хвостовик не имеет надставки, то моделирующая программа может построить свой профиль проверки, включающий в себя собственно колонну (хвостовик) и предшествующий ей этап бурения или ствол (только часть, находящуюся над подвеской хвостовика). Таким способом строится типичный ступенчатый профиль проверки. Поиск заканчивается при обнаружении ОК или непосредственно присоединенной надставки.

Эксплуатационная ОК


Условия нагружения для расчета на разрыв основаны на предположении о том, что статическое начальное забойное давление в эксплуатационной скважине при закрытом устье равно поровому давлению пласта и что из скважины добывается газовый флюид. Эксплуатационная ОК должна быть спроектирована таким образом, чтобы она не разрушалась в случае разрушения НКТ в указанных условиях. Утечка из НКТ предполагается возможной на любой глубине. Как правило, предполагается также, что плотность раствора для заканчивания в ОК над пакером равна плотности БР, оставшегося снаружи ОК. При возникновении утечки из НКТ вблизи поверхности действие гидростатического давления, создаваемого в ОК раствором для заканчивания, будет нейтрализовать действие внешнего давления БР на ОК. Ухудшением свойств БР снаружи ОК можно пренебречь, поскольку поровое давление вскрытого пласта должно быть почти равным гидростатическому давлению БР.


Как показано на иллюстрации, нагрузка для расчета на смятие эксплуатационной ОК основана на условиях в конце срока

Разрыв

Раствор для заканчивания

Давление пласта

Эксплутационная ОК

БР

Предполагается утечка из НКТ вблизи поверхности

Предполагается газ в НКТ

Смятие

НКТ при пренебрежимо малом давлении прекращения разработки

Утечка в НКТ приводит к потере жидкости для заканчивания

Плотность БР при спуске ОК

Истощенный пласт



эксплуатации коллектора, когда давление в коллекторе падает до очень низкого значения, при котором скважина ликвидируется. Поскольку утечка из НКТ или пакера может привести к уходу раствора для заканчивания, внутреннее давление не ограничивается только частью ОК ниже пакера. Поэтому при расчете вся ОК считается незаполненной. Как и ранее, плотность жидкости снаружи ОК считается равной плотности БР в скважине при спуске ОК, а положительное влияние цемента игнорируется.


В отсутствие каких-либо необычных условий критерии нагрузки для расчета на растяжение в случае эксплуатационной ОК аналогичны критериям для кондукторной колонны и промежуточной ОК. При наличии необычных условий необходимо убедиться в том, что максимальное напряжение, взаимосвязанное с существованием таких условий, не превышает расчетную нагрузку для любой части колонны.

28.4.7 Замечания по применению модели контроля напряжений обсадной колонны

Модель контроля напряжений обсадной колонны - это не программа для проектирования обсадных колонн, обладающая полным набором функциональных возможностей. С ее помощью вычисляются напряжения и проверяется безопасность данной конструкции ОК в данных рабочих условиях. Эта модель отличается от обычной программы проектирования ОК, хотя в программе DrillNET используется большинство принципов проектирования ОК. Основное отличие заключается в том, что программа проектирования ОК должна учитывать все рабочие условия, а программа DrillNET позволяет проверить только безопасность ОК при определенных заданных рабочих условиях.

Второе отличие состоит в обработке показателей затрат. Программа проектирования ОК учитывает затраты на ОК, как правило, позволяя решить задачу достижения минимальных затрат. Модель контроля напряжений обсадной колонны не учитывает затраты. Дополнительное взаимосвязанное отличие выражается в том, что программа проектирования ОК позволяет просматривать и выбирать компоненты конструкции из баз данных оборудования ОК.

28.5 Модель цементирования ствола скважины Явление свободного падения (или сообщающихся сосудов) при закачке флюида в скважину давно известно и изучено (например, Wahlmeier, Lam (1985; Beirute (1986)). В моделировании явления сообщающихся сосудов при цементировании скважины в первую очередь учитывается динамика движения флюидов в стволе.

Первоначально флюиды внутри и снаружи ОК в стволе находятся в состоянии покоя. Потери давления на трение отсутствуют. Гидростатическое давление флюидов внутри ОК, обозначаемое Ph-c, равно гидростатическому давлению в кольцевом пространстве Ph-a:

Ph-c = Ph-a

Однако с началом цементирования требуется учитывать потери давления на трение в жидкостях. На забое скважины статический режим сменяется динамическим равновесием. При этом для забоя скважины действует следующее уравнение:

Ph-c – Pf-c + Pwh = Ph-a + Pf-a

где:

Pf-c - потери давления на трение в ОК

Pf-a - потери давления на трение в кольцевом пространстве

Pwh - давление на устье скважины

При перемещении более тяжелых жидкостей (например, цементного раствора) вниз вдоль обсадной колонны значение Ph-c будет постепенно возрастать, а давление на устье скважины Pwh - снижаться до тех пор, пока не достигнет нулевого значения. При этом наступает состояние свободного падения, и для поддержания баланса давлений изменяются расходы жидкостей (Qout > Qin). В результате в скважине наступает состояние разрежения.




По прошествии некоторого времени, в процессе спуска тяжелых жидкостей вдоль ствола скважины (или вокруг башмака) или при нагнетании бурового раствора с меньшим удельным весом вслед за более тяжелыми жидкостями, величина Qout начинает уменьшаться и по мере постепенного заполнения скважины становится меньше величины Qin. Когда уровень жидкости в обсадной колонне достигнет поверхности, для ее вытеснения снова потребуется подъем давления на устье скважины.

Алгоритм вычисления основан на: (1) допущении о несжимаемости нагнетаемых жидкостей, (2) балансе масс и (3) уравнении энергетического баланса. Необходимо отметить, что давления, вызываемые трением в потоке жидкости, влияют на гидравлические характеристики за счет противодействия повышению расхода (снижения расхода). Снижение вызываемого трением давления в ОК по-разному влияет на забойное давление и на давление в кольцевом пространстве.



28.6 Программа моделирования процесса износа обсадной колонны

28.6.1 Интенсивность объемного износа обсадной колонны

Подвергающиеся воздействию поперечных нагрузок вращающиеся бурильные замки протачивают канавки серповидной формы в обсадных колоннах и стояках. Программа моделирования процесса износа обсадной колонны вычисляет объем материала, удаленного за счет износа из такой серповидной канавки (выработки) и из полученных результатов определяет ее глубину.

Объем материала на единицу длины обсадной колонны, потерянный в результате истирания вращающимся бурильным замком в течение времени t, будет равен:

V = E/e (куб. дюйм/фут),

где E - подводимая энергия на единицу длины (дюйм-фунт-сила/фут),

e - удельная энергия (дюйм-фунт-сила/куб. дюйм = фунт-сила/кв. дюйм).

Удельной энергией называется величина энергии, которая требуется для истирания единичного объема металла.

Обсадной колонне сообщается энергия трения E, рассчитываемая по формуле:

E = f Flat D (дюйм-фунт-сила/фут),

где f - коэффициент трения (безразмерный),

Flat - поперечная нагрузка на единицу длины замка (фунт-сила/фут),

D - путь трения (дюймы).

Объединяя эти два уравнения, получаем объем удаленного истиранием материала V:

V = f Flat D/e (куб. дюйм/фут)

Полная длина пути трения D между замком и обсадной колонной равна

D = N d t (дюймы),

где N - частота вращения (мин-1),

d - диаметр бурильного замка (дюймы)

t - время касания (мин).

Время касания t равно

DP

TJ

LROP

LSt (мин)

где

S - расстояние проходки бурением (футы)

LTJ - длина бурильного замка (футы)

ROP - скорость проходки (фут/ч)

LDP - длина одной секции бурильной трубы (футы)

Стояк/ОК

Нагрузка

Бурильныйзамок

0

10

20

30

40

50

60

0 10 20 30 40 50Износ ОК (%)

К-т

износа

(10

-10/фунт-си

ла/кв

.дюйм

)

-

+

++ + + + + + +

C7 (5000 фунт-сила/фут)




+




Поперечная нагрузка на один фут длины бурильного замка Flat:

TJ

DPDPlat L

LFF (фунт-сила/фут)

где FDP – средняя поперечная нагрузка на бурильную трубу (фунт-сила/фут).

Коэффициент износа (WF), определяющий интенсивность износа, вычисляется по формуле:

WF = f/e (кв. дюйм/фунт-сила = 1/фунт-сила/кв. дюйм)

Программа DrillNET вычисляет полный объем износа разбивкой общего пройденного бурением расстояния на дискретные интервалы и определением износа на каждом интервале по следующей формуле:

n

1iiVV

где iV - приращение объема износа на каждое приращение пройденного бурением расстояния.

28.6.2 Глубина и объем износа Геометрические параметры серповидной канавки выработки зависят от внутреннего диаметра обсадной колонны (R) и внешнего диаметра бурильного замка (r), а также от глубины его проникновения в стенку обсадной колонны (h). Необходимо отметить, что с глубиной канавки объем серповидной выработки растет нелинейно, поскольку при увеличении ее глубины канавка расширяется.

++

Rr

– –h

Выше приведен пример соотношения между объемом и глубиной выработки для бурильного замка диаметром 6 ½ дюйма, вращающегося в обсадной колонне диаметром 9 ⅝ дюйма с погонным весом 47 фунтов/фут. Обсадная колонна полностью изнашивается при достижении удельным объемом выработки значения 22,1 куб. дюйма/фут.

28.6.3 Нелинейные поправочные коэффициенты Результаты многочисленных лабораторных экспериментальных исследований износа обсадных колонн выявили, что коэффициент износа (см. подраздел 28.6.1) не остается постоянным при данной совокупности условий испытаний, а уменьшается с возрастанием глубины выработки и приближается к асимптотическому

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 10 20 30 40 50Износ ОК (%)

Поправ

очный

коэф

фициент



значению при степени износа, превышающей примерно 40%. Зарегистрированные и используемые в большинстве расчетов коэффициенты износа представляют собой асимптотические значения.

Обобщенные результаты нескольких лабораторных экспериментов (см. иллюстрацию выше) подверглись сравнительному анализу и показали, что изменение коэффициента износа по мере повышения степени износа ОК носит практически неизменный характер при различных нагрузках на ОК. Все эти испытания выполнялись при одних и тех же стандартных условиях с использованием обсадной колонны из материала марки N-80, стальных бурильных замков и бурового раствора на водной основе с содержанием песка 7%.

На основе этого множества лабораторных испытаний был определен эмпирический поправочный коэффициент износа обсадной колонны, учитывающий наблюденное соотношение между коэффициентом и глубиной выработки. Этот нелинейный поправочный коэффициент используется в вычислениях, выполняемых программой DrillNET, и при глубине проникновения, меньшей приблизительно 40%, повышает значения износа ОК до значения, превышающего результат, который получается в вычислениях с асимптотическим коэффициентом износа.

На диаграмме справа показана кривая стандартного поправочного коэффициента для степени износа ОК от 0 до 50%. Поправочный коэффициент для степени износа ОК выше 50% принят за единицу (т.е. к таким результатам поправка не применяется).

Для получения откорректированных или пересчитанных процентных значений показатель износа ОК, вычисленный с асимптотическим коэффициентом износа, умножают на найденный по графику поправочный коэффициент. Необходимо помнить, что нелинейная поправка вносится только в конечные результаты вычисления износа ОК. Во внутренних вычислениях используется постоянное значение коэффициента износа, и они не корректируются нелинейной поправкой.

28.6.4 Износ компонентов оборудования на морском дне Модели и принципы, используемые в программе моделирования процесса износа, получили дальнейшее развитие, позволившее учитывать геометрические параметры оборудования морской скважины, установленного на морском дне. Анализом износа охватываются следующие компоненты: (1) гибкая муфта и (2) нижняя секция водоотделяющей колонны.

Промежуточная обсадная колонна подвешена к комплекту устьевого оборудования на морском дне. Непосредственно над точкой подвески находится блок противовыбросовых превенторов. Он имеет высоту примерно 40 футов и внутренний проходной диаметр 18 ¾ дюйма.

По результатам моделирования, выполненного компанией Maurer Technology Inc. (MTI), а также по данным промысловых наблюдений и сообщений, поступивших от наших заказчиков, противовыбросовые превенторы не имели значительного износа в ходе недавней эксплуатации. Причина этого заключается, очевидно, в повышении квалификации монтажников и устойчиво хорошей центровке превенторов. Поэтому для модели износа обсадной колонны принимается нулевое значение угла смещения на стыке превентора с обсадной колонной (т.е. превентор и промежуточная колонна соосны) и усилие в зоне контакта с бурильной колонной, сведенное к минимуму.

Гибкая муфта установлена над превентором и предназначена для компенсации любого осевого отклонения нижней части водоотделяющей колонны относительно превентора при передаче минимального изгибающего момента на блок противовыбросовых превенторов.




TT

F

A

B

C

D

Нижняя трубная секция водоотделяющей колонны соединена с верхним концом гибкой муфты. В программе моделируется система, состоящая из водоотделяющей колонны, гибкой муфты и обсадной колонны. Этой компоновке свойственны следующие три особенности:

1. Первоначальный контакт бурильной трубы, на которую действует растягивающая нагрузка, происходит с верхней частью промежуточной обсадной колонны и с нижним фланцем гибкой муфты в центре вращения.

2. Угол смещения вверху обсадной колонны не зависит от угла смещения у гибкой муфты, пока последний угол больше нуля.

3. При угле смещения у гибкой муфты, равном нулю, соприкосновение отсутствует как с гибкой муфтой, так и с верхом промежуточной обсадной колонны.

При очень малых углах смещения гибкой муфты (меньше 0,5º) возможен контакт бурильной трубы с верхом обсадной колонны, но не с гибкой муфтой или водоотделяющей колонной.

Модель гибкой муфты на подводных скважинах ("модель ожерелья") предложили Poss and Hall (1995 г.xxix). Поскольку в модели гибкой муфты принята пренебрежимо малая жесткость тела трубы, тело бурильной трубы может моделироваться как ненатянутая нить, а бурильные замки - как бусины.

Расстояние между бусинами равно длине одной секции бурильной трубы. Диаметр каждой бусины равен разности между диаметрами бурильного замка и тела трубы. Поэтому для 30-футовых секций бурильной трубы диаметром 5 дюймов с замками диаметром 6 ⅝ дюйма расстояние между "бусинами" будет равно 30 футам, а диаметр каждой бусины – 1 ⅝ дюйма. Это означает, что просвет между замком и телом трубы равен 13/16 дюйма.

Как установлено, данная модель хорошо отображает работающую на растяжение бурильную колонну при условии, что растягивающая нагрузка превышает 20 000 фунт-сил.

Из иллюстрации видно, что угловые параметры направления бурильной трубы могут изменяться или в бурильном замке (замке 2 или 3), или между замками (в секции трубы между замками 2 и 3). Поперечная нагрузка на каждый бурильный замок определяется произведением силы растяжения колонны на синус угла , который характеризует изменение направления колонны при ее прохождении через гибкую муфту. Кроме того, в точке изгиба бурильная колонна прижимается к вершине действием силы, равной произведению силы растяжения колонны на синус угла изменения направления колонны при прохождении через вершину.

Эти параметры связаны между собой следующими соотношениями:

AB = BC = T - растягивающая нагрузка BD = F - поперечная нагрузка BAD = - угол смещения

Замок 2

Замок 3

Замок 1

Изгиб

Бурильная

труб

а Модель нитки с бусинами для расчета бурильных замков

Гибкая муфта

Верхний универсальный превентор

Муфта нижнего комплекта стояка

Нижний универсальный превентор

Глухая срезающая плашка

Верхняя трубная плашка

Нижние штуцерные задвижки

Средняя трубнаяплашка

Нижняя трубнаяплашка

Устьевая муфта

Задвижки линии глушения скважины

Верхние штуцерные задвижки



В компоновке водоотделяющей колонны гибкая муфта может заменяться разгружающим звеном. Это звено обычно имеет конический профиль. Моделирование конического разгружающего звена осуществляется в программе при помощи секции водоотделяющей колонны со ступенчато изменяющимся внешним диаметром. Для ввода параметров конического звена в программу DrillNET нужно разделить его на несколько секций (рекомендуется выбирать секции длиной по 10 футов), каждая из которых характеризуется одним диаметром. Данные для каждой секции вводятся в последовательные строки таблицы параметров скважины (Wellbore) на странице скважины (Wellbore).

28.6.5 Учет искривления ствола скважины При проектировании скважины характеристики инклинометрии, генерируемые математическим обеспечением из геометрических характеристик (т.е. точки набора угла, радиуса набора кривизны, формы ствола и т.д.), представляют собой плавные кривые. В реальных скважинах всегда имеются резкие искривления ствола и прочие неоднородности, которые вызывают рост осевых нагрузок и нормальных составляющих силы. Эти неоднородности повышают износ обсадной колонны и требуют учета. Введение показателя искривления ствола скважины – это метод более реалистичного прогнозирования скручивающих и осевых нагрузок путем преобразования параметров инклинометрии, генерируемых математическими средствами. Об этом методе учета искривления ствола скважины, разработанном компанией Exxon, компании Maurer Technology Inc. сообщил д-р Рэп Доусон.

Для введения показателя искривления ствола скважины в данные инклинометрии зенитный и азимутальный углы ствола дополняются синусоидальной вариацией с протяженностью периода (цикла) . Это соотношение записывается в следующем виде:

Показатель искривления = T sin(2 MD/),

где T - амплитуда отклонения или искривления (градусы),

MD - фактическая глубина по стволу в каждой точке инклинометрии (футы),

- протяженность периода или цикла (футы).

Кроме того, угол отклонения ствола преобразуется в программе так, чтобы его значение не становилось меньше нуля, поскольку отрицательные углы наклона ствола не определены.

Амплитуда отклонения или искривления T синусоидальной вариации задается в соответствии с состоянием ствола скважины. Д-р Рассел Холл из компании Maurer Technology Inc., как правило, рекомендует T = 0,7º в качестве исходного значения.

Период искривления - это протяженность одного синусоидального цикла волнообразной неровности, которая должна накладываться на результаты инклинометрии. Его значение, как правило, превышает расстояние между точками считывания данных инклинометрии. Рекомендуется принимать значение , хотя бы в пять раз превышающее протяженность интервала между точками наблюдений инклинометрии.

Учет искривления ствола скважины в результатах инклинометрии может выполняться путем вызова служебной программы Tortuosity Utility. Более подробное описание приведено можно найти в разделе 26.3.

28.6.6 Разрыв и смятие изношенной обсадной колонны Износ уменьшает толщину стенок водоотделяющих и обсадных колонн и, следовательно, их способность выдерживать давление. С инженерной точки зрения, эти серповидные выработки осложняют оценку способности изношенной водоотделяющей колонны выдерживать давление. В программе предусмотрены три метода расчета пределов прочности на разрыв и смятие для водоотделяющих и обсадных колонн с выработкой. Пользователь может выбрать любую предпочитаемую им модель.

Уравнения двухосных напряженных состояний

Давления разрыва Pi, и смятия Po обсадных колонн могут быть вычислены с помощью уравнения Ламэ для толстостенных цилиндров и уравнения фон Мизеса (Попов, 1976 г.xxx). В этом методе для определения устойчивости к воздействию давления используется консервативное допущение о минимальной толщине




стенки обсадной трубы. Необходимо отметить, что в этой модели предполагается отсутствие осевых напряжений в ОК.

Уравнения API

В бюллетене 5C3, выпущенном Американским нефтяным институтом (API) в 1989 г. под наименованием "Уравнения и вычисления для определения характеристик обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб и трубопроводов"xxxi (см. подробные сведения в этой публикации), представлены все принятые этой организацией стандартные формулы для вычисления предельных давлений разрыва и четырех предельных диапазонов давления смятия. В данном методе для оценки устойчивости к воздействию давления также используется минимальная толщина стенки ОК.

Уравнения компания OTS

В формулах для двухосных напряженных состояний и уравнениях института API при вычислении давлений разрыва и смятия учет фактической неравномерности толщины стенки заменяется использованием минимальной толщины стенки трубы. Такой подход приводит к недооценке или переоценке (в зависимости от условий) устойчивости трубы к воздействию давления.

Сонг и др. (1992 г.xxxii) из компании Oil Technology Services Inc. предложили новый способ расчета тангенциальных напряжений в изношенных обсадных трубах с серповидной выработкой в биполярной системе координат с помощью сложного математического метода. Их уравнения учитывают действие неповрежденных частей стенки трубы, повышающее стойкость к давлению. По имеющимся сведениям, прогнозные оценки компании OTS согласуются с результатами экспериментов.

Необходимо отметить, что в изношенных обсадных трубах с серповидной выработкой повышенные тангенциальные напряжения могут иметь место на внутренней или внешней поверхности трубы. Поэтому для определения устойчивости к воздействию давления эквивалентные напряжения фон Мизеса должны оцениваться также для обеих поверхностей.

28.6.7 Потребность в кольцевых протекторах бурильных труб Кольцевые протекторы бурильных труб требуются, как правило, только при значительных искривлениях ствола скважины, а также там, где чрезмерные боковые нагрузки на бурильные замки приводят к чрезмерному износу обсадной колонны. Программа моделирования процесса износа обсадной колонны вычисляет необходимое количество кольцевых протекторов для каждого звена бурильной колонны. Количество кольцевых протекторов определяют, исходя из нагрузок на бурильный замок и конструктивных параметров кольцевых протекторов. Надлежащее использование кольцевых протекторов позволяет снизить крутящий момент и износ обсадной колонны. Количество кольцевых протекторов для каждой бурильной трубы вычисляется следующим образом:

NPP - потребное количество кольцевых протекторов на одну бурильную трубу

FTJ-max - максимальная боковая нагрузка на незащищенный бурильный замок (т.е. если боковая нагрузка на бурильный замок меньше значения FTJ-max, то кольцевой протектор не требуется)

FPP - максимальная расчетная нагрузка, выдерживаемая кольцевым протектором

FTJ - боковая нагрузка на бурильный замок

Если FTJ < FTJ-max, то NPP = 0 (т.е. кольцевые протекторы не требуются).

Если FTJ FTJ-max, то 1F

FN

PP

TJPP (округлить до целого числа).



Обсадная колонна

Ствол

Сжатиецентратора

Прогибтрубы

Rств. R

тр.

28.7 Проектирование центратора

28.7.1 Метод Принцип моделирования рассматриваемых зон ствола скважины показан на иллюстрации наклонного участка ствола. В наклонной части ствола обсадная колонна под влиянием собственного веса стремится соприкоснуться с нижней стенкой ствола. Такое соприкосновение препятствует полному вытеснению бурового раствора цементным раствором в процессе цементирования.

Для получения высокого качества цементирования и прочной цементной оболочки между обсадной колонной и стенкой скважины применяются центраторы обсадной колонны, отделяющие обсадную колонну от стенки ствола и обеспечивающие между ними определенный зазор между колонной и стенкой.

Центраторы для обсадных колонн подразделяются, как правило, на два вида:

(1) Упругие центраторы

(2) Жесткие центраторы

При использовании упругих центраторов минимально допустимый зазор между обсадной колонной и стенкой скважины зависит от прогиба обсадной колонны и степени сжатия центратора.

При использовании жестких центраторов минимально допустимый зазор диктуется прогибом обсадной колонны и разности между диаметром ствола скважины и диаметром лопасти центратора. Но прогиб обсадной колонны и степень сжатия центратора зависят от интервала между центраторами. Поэтому разработана программа, предназначенная для вычисления зазора между обсадной колонной и стенкой ствола и для определения нужного интервала между центраторами.




28.7.2 Модели прогиба обсадной колонны

Модель Джавкам-Уолда и Ву (закрепленные концы)

В этой модели (Juvkam-Wold and Wu, 1992) рассматриваются закрепленные концы пролета обсадной колонны между двумя центраторами:

sinhu

u - coshu u

2

u

u

24

I E 384

L Ny

2

4

3

max

2p

2dp NN N

δγ sin T2 cos LwN nedp

oep γ cos L wN

δ

φφθθγ

2 sin

sin sin sincos 12211-

o

2

sin

sin

2/ sincos 212 21-

n

θθ

δ

θθγ

u = EI4

TL2

где: ymax - максимальный прогиб обсадной колонны, дюйм

E - модуль Юнга, фунт-сила/кв. дюйм

- момент инерции трубы, дюйм4

L - интервал между центраторами, дюймы

N - суммарная боковая нагрузка, фунт-сила

Ndp - боковая нагрузка в плоскости резкого изгиба, фунт-сила

Np - боковая нагрузка в плоскости, перпендикулярной плоскости резкого изгиба, фунт-сила

T - осевая растягивающая нагрузка, фунт-сила

we - погонная масса обсадной трубы в буровом растворе, фунт/фут

- угол наклона ствола, град.

- половина изменения угла в стволе, град.

1, 2 - зенитные углы ствола в двух точках установки центраторов

1, 2 - азимутальные углы ствола в двух точках установки центраторов

Модель Ли и др. (шарнирно закрепленные концы)

В этой модели (Lee et al., 1984) рассматриваются шарнирно закрепленные концы пролета обсадной колонны между двумя центраторами:

ymax =

4

2

4

u24

5coshu

11

2

u

EI

NL

384

5



T+T

+; +M+M

N

F=f·N

W T

M=F·R;

и N = L

TW 2e

2e

We = We L sin ,

Te = 2 T sin,

где: N - боковая нагрузка, фунт-сила/дюйм

28.7.3 Сжатие центратора При сжатии упругого центратора расстояние между обсадной колонной и стенкой скважины уменьшается. Чем выше действующая на упругий центратор боковая нагрузка, тем больше сжимается центратор и тем меньше становится зазор между обсадной колонной и стенкой скважины.

Уменьшение зазора в результате сжатия центратора, как правило, нелинейно зависит от боковой нагрузки, особенно при очень больших нагрузках. Поскольку при правильно выбранной схеме установки центраторов боковая нагрузка не очень велика, можно использовать линейное соотношение между степенью сжатия центратора и боковой нагрузкой.

Если использовать минимальное значение силы упругости, измеренной изготовителем центратора в соответствии с техническими условиями API 10D, сжатие центратора yc может быть выражено формулой:

yc )R(R3RF

Npb

где: N - боковая нагрузка на центратор, фунт-сила

RF - минимальная сила упругости, фунт-сила

Rb - радиус ствола скважины, дюйм

Rp - внешний радиус обсадной колонны, дюйм

28.7.4 Жесткие центраторы При использовании жестких центраторов уменьшение зазора между обсадной колонной и стенкой скважины происходит не за счет сжатия центратора, а за счет разности диаметра ствола скважины и размера лопастей центратора.

Эта разность yd выражается уравнением:

yd = Rb – Rr

где: Rr - расстояние по радиусу от кромки лопасти до центральной оси жесткого центратора, дюйм.

28.7.5 Зазор между обсадной колонной и стенкой скважины Минимальный зазор между обсадной колонной и стенкой скважины считается находящимся в середине пролета обсадной колонны между двумя центраторами. В результате прогиба обсадной колонны, сжатия центратора или ненулевой разности диаметра ствола скважины и расстояния между кромками лопастей жесткого центратора минимально допустимый зазор между обсадной колонной и стенкой скважины определяется следующим образом:

(Зазор) = Rb – Rp – ymax – yc (для упругого центратора) или (Зазор) = Rb – Rp – ymax – yd (для жесткого центратора)

= Rr – Rp – ymax




28.7.6 Сила трения при спуске обсадной колонны При расчете силы трения, возникающей при спуске обсадной колонны, учитывается нормальная составляющая силы, действующей между обсадной колонной и стенкой скважины при отсутствии центратора упругого типа. Эта сила определяется: 1) действием веса обсадной колонны и 2) влиянием сил сжатия или растяжения, образующихся в искривленном стволе скважины. Сила трения равна произведению нормальной силы на коэффициент трения. Влияние изгиба колонны в искривленном стволе скважины на нормальную составляющую не учитывается. Изгиб предполагается слабо влияющим на нормальную силу.

На иллюстрации показана схема действия сил на свободное тело в форме одного элемента обсадной колонны, применяемая для моделирования сил трения, возникающих при спуске колонны в скважину (Johancsik, et al., 1984).

Нормальная сила N вычисляется по формуле:

N = sinwF(sin(F e

Действие силы трения на элемент выражается формулой:

NfFf

Тогда приращение осевой нагрузки можно описать следующим образом:

θ coswFF ef

При использовании упругого центратора для вычисления силы трения просто используется фактическая нагрузка, действующая при спуске (API Spec. 10D, 1986).

Сила трения для каждого центратора выражается формулой:

RNF Ff

где RNF - фактическая нагрузка упругого центратора, измеряемая в фунт-силах.

Приращение осевой нагрузки по-прежнему определяется формулой:

θ coswFF ef

28.7.7 Учет искривления ствола скважины При проектировании скважины параметры инклинометрии, генерируемые математическим обеспечением из геометрических характеристик (т.е. точки набора угла, радиуса набора кривизны, формы ствола и т.д.), представляют собой плавные кривые. В реальных скважинах всегда имеются резкие искривления ствола и прочие неоднородности, которые вызывают рост осевых нагрузок и нормальных составляющих силы. Эти неоднородности повышают износ обсадной колонны и требуют учета. Введение показателя искривления ствола скважины – это метод более реалистичного прогнозирования скручивающих и осевых нагрузок путем преобразования параметров инклинометрии, генерируемых математическими средствами. Доклад об этом методе учета искривления ствола скважины, разработанном компанией Exxon, представил компании Maurer Technology Inc. д-р Рэп Доусон.

Для введения показателя искривления ствола скважины в данные инклинометрии зенитный и азимутальный углы ствола дополняются синусоидальной вариацией с протяженностью периода (цикла) . Это соотношение записывается в следующем виде:

Показатель искривления = T sin(2 MD/)

где T - амплитуда отклонения или искривления (градусы),

MD - фактическая глубина по стволу в каждой точке инклинометрии (футы),

- протяженность периода или цикла (футы).



Кроме того, угол отклонения ствола подвергается в программе преобразованию, исключающему значения угла меньше нуля, поскольку отрицательные углы наклона ствола не допускаются.

Амплитуда отклонения или искривления T синусоидальной вариации задается в соответствии с состоянием ствола скважины. Д-р Рассел Холл из компании Maurer Technology Inc. (MTI), как правило, рекомендует T = 0,7º в качестве исходного значения.

Период искривления - это протяженность одного синусоидального цикла волнообразной неровности, которая должна накладываться на результаты инклинометрии. Его значение, как правило, превышает расстояние между точками считывания данных инклинометрии. Необходимо отметить, что при выборе периода искривления нужно избегать одной потенциальной проблемы. Если точки считывания данных инклинометрии скважины без учета искривления расположены равномерно и периоду искривления присвоено такое значение, при котором глубина по стволу каждой точки считывания данных инклинометрии равна n·/2 (где n – любое целое число), то после вычисления искривление не будет учитываться в параметрах инклинометрии. В этих особых случаях значение множителя в выражении для показателя искривления (sin 2 MD/) будет равно нулю в каждой точке считывания данных.

Это означает, что периоду извилистости нельзя присваивать значения, равные произведению числа 2/n (2, 1, ⅔, ½ и т.д.) на расстояние между точками исследования. Рекомендуется выбирать значение , хотя бы в пять раз превышающее протяженность интервала между точками наблюдений инклинометрии.




28.8 Учет скручивающих и осевых нагрузок в модели цементирования хвостовика

Программа скручивающих и осевых нагрузок была построена на основе математической модели, которая была разработана подразделением Production Research компании Exxon (Johancsik et al., 1984) и в которой предполагается, что нагрузки на обсадную колонну создаются только под действием силы тяжести и сопротивления трения, возникающего вследствие соприкосновения обсадной колонны со стенкой скважины. Эти силы трения равны произведению нормальной составляющей силы, действующей между обсадной колонной (ОК) и стволом, на коэффициент трения. В данной модели учитываются два фактора, определяющие нормальную составляющую силы: 1) действие силы тяжести на трубу и 2) влияние сил растяжения и сжатия, возникающих вследствие искривления ствола скважины. Хотя изгиб трубы и вносит небольшой вклад в нормальную составляющую, это влияние в данной модели не учитывается.

В модели рассматривается обсадная колонна, которая состоит из коротких участков, соединенных между собой замками, передающими силы растяжения, сжатия и кручения, но не изгибающий момент. К каждому участку применимы основные уравнения для силы трения, и вычисления начинаются от низа обсадной колонны и продолжаются вверх по колонне до поверхности. Поэтому каждый короткий участок вносит свою долю в значения крутящего момента, продольного растяжения, осевой нагрузки и веса. Эти силы и моменты суммируются и дают общие показатели нагрузки на обсадную колонну.

Параметры

Справа приведена простая силовая схема свободного тела для одного элемента бурильной колонны. К параметрам, требующимся для расчета скручивающих и осевых нагрузок, относятся:

f - коэффициент трения

F - продольная сила трения

M - скручивающий момент

N - нормальная составляющая силы

T - растяжение

R - эффективный радиус элемента

- зенитный угол

- азимутальный угол

- приращения

W - вес (с учетом коэффициента потери веса)

Вывод соотношений

При выводе соотношений рассматривается осевое движение без вращения. Первая задача в расчете каждого звена заключается в вычислении амплитуды нормальной составляющей силы N:

22sinWTsinTN

Тогда приращение натяжения вычисляется следующим образом:

NfF

FcosWT

a



или NfcosWT a

В этих выражениях положительный знак применяется для перемещения вверх (т.е. осевая нагрузка складывается с силой тяжести), а отрицательный — для перемещения вниз (осевая нагрузка вычитается из силы тяжести).

Поскольку при вращении колонны вклад силы трения отсутствует (f = 0), выражение упрощается следующим образом:

T = W cos

Сопротивление вращению дает следующий вклад в приращение скручивающего момента:

M = f N R

Многоэлементные варианты

При вычислении переменных для последующих звеньев бурильной колонны величина T + T становится величиной T для элемента, расположенного выше текущей расчетной точки, а T вносит вклад в суммарный крутящий момент, необходимый для приведения колонны во вращение. Завершенный расчет дает зависимости растягивающих и скручивающих нагрузок от глубины по всей длине колонны.

Одновременное вращательное и возвратно-поступательное движение

Модель скручивающих и осевых нагрузок, действующих на обсадную колонну, была дополнена их вычислением при одновременности вращательного и возвратно-поступательного движения колонны. При рассмотрении одновременного вращательного и возвратно-поступательного движения состав параметров необходимо расширить введением следующих переменных:

Fa - продольная сила трения

Fc - тангенциальная сила трения

F - суммарная сила трения = 2c

2a FF

Va - осевая скорость в точке на периметре трубы

Vc - тангенциальная составляющая скорости вращения в точке на периметре трубы

Vr - результирующая скорость в точке на периметре трубы = 2c

2a VV

D - диаметр трубы

Хвостовик с упругим или жестким свободно вращающимся центратором

Поскольку свободно вращающиеся упругие и жесткие центраторы не вращаются вместе с хвостовиком, между продольной и тангенциальной силами трения имеются различия, обусловленные различием между поверхностями касания. В зоне соприкосновения между центратором и стенкой скважины возникает продольная сила трения:

Fa = faN,

где fa - коэффициент трения между центратором и стенкой скважины. Тангенциальная сила трения создается в зоне соприкосновения между хвостовиком и центратором и определяется выражением:

Fc = fcN




VcVr

Va

Вращение

Продольное сопротивление

N - сила в точке соприкосновения со стенкой

Движение вниз

Vr - результирующая скорость

Va - продольная составляющая скорости

V

c

- тангенциальная составляющая скорости

Направление силы сопротивления

VrVa

Vc

Fc

FaF

Скорость

Сопротивление трения

Хвостовик с жестким закрепленным на обсадной колонне центратором или без центратора

Взаимосвязь между продольной, тангенциальной и результирующей скоростями бурильной колонны относительно стенки ствола скважины при одновременном вращательном и возвратно-поступательном движении колонны отображена на иллюстрации.

При вращении трубы, происходящем одновременно с ее перемещением вдоль оси вращения, продольная сила трения, как правило, становится весьма малой благодаря тому, что сила сопротивления трению действует в направлении, противоположном направлению скорости движения точки на поверхности бурильной трубы. При вращении и линейном перемещении трубы ее скорость относительно стенки скважины определяется сочетанием двух векторных величин: продольной скорости Va и скорости вращения Vc, которая равна тангенциальной скорости движения точки на поверхности трубы и выражается формулой:

Vc = D·rpm

где D – диаметр трубы; rpm – скорость вращения трубы (мин-1); Va - механическая скорость проходки или скорость спуска или подъема.

Поскольку направления скоростей Va и Vc взаимно перпендикулярны, результирующая скорость Vr представляет собой векторную сумму этих величин.

2a

2c

2r VVV

Величина сопротивления трения F зависит только от произведения коэффициента трения на нормальную составляющую силы N, которая прижимает трубу к стенке скважины. Сопротивление трения действует в направлении, противоположном результирующей скорости движения трубы относительно стенок скважины. Это сопротивление трения может быть разложено на две составляющие точно таким же образом, как и скорость движения трубы. Одна из составляющих препятствует продольному перемещению, а другая — вращению (как показано на иллюстрации).

Поскольку два показанных на иллюстрации треугольника подобны, для продольного сопротивления трения получаем:

r

aa V

VFF

Окружная сила сопротивления Fc определяется следующим соотношением:

r

cc V

VFF

Например, при вращении 5-дюймовой трубы с частотой 150 мин-1 при одновременном продольном перемещении со скоростью 10 фут/мин осевое трение снижается до 5% значения, соответствующего отсутствию одновременного вращения (Va = 10 фут/мин, Vc = 196,4 фута/мин, Vr = 196,6 фута/мин, Va/Vr = 0,051). Это демонстрирует важность применения верхнего привода в горизонтально направленных скважинах, где действуют высокие скручивающие и осевые нагрузки.



T+T

+; +M+M

N

F=f·N

W T

M=F·R;

28.9 Модель скручивающих и осевых нагрузок бурильной колонны

28.9.1 Модель скручивающих и осевых нагрузок Модель осевых нагрузок и моментов была построена на основе исследований, проведенных подразделением Production Research компании Exxon (Johancsik et al., 1984xxxiii), и опирается на допущение о том, что нагрузки на бурильную трубу создаются только действием силы тяжести и сопротивления трения, возникающего в результате соприкосновения бурильной колонны со стенкой скважины. Эти силы трения численно равны произведению нормальной силы, действующей между БК и стволом, на коэффициент трения. В данной модели учитываются три составляющие нормальной силы:

1. Действие силы тяжести на трубу

2. Влияние сжатия и растяжения на искривленных участках ствола скважины

3. Изгиб трубы

БК в данной модели считается состоящей из коротких сегментов с соединениями, передающими растяжение, сжатие и кручение, но не изгибающий момент. Основные уравнения трения применяются к каждому из сегментов, а вычисления начинаются от низа БК и продолжаются в направлении к поверхности. Таким образом, каждый короткий элемент дает небольшой вклад в сопротивление вращению, осевое сопротивление и вес. Сумма указанных сил и моментов дает полную нагрузку на бурильную колонну.

Параметры

Справа приведена простая силовая схема свободного тела для одного элемента БК. Для анализа скручивающих и осевых нагрузок используются следующие параметры:

f - коэффициент трения

F - продольная сила трения

M - момент

N - нормальная сила

T - натяжение

R - эффективный радиус элемента

- зенитный угол

- азимутальный угол

- приращения

W - вес (с учетом коэффициента потери веса)

Вывод уравнений

При выводе рассматривается продольное движение без вращения. Первая задача при анализе каждого сегмента заключается в вычислении нормальной силы N:

22sinWTsinTN

.

Тогда приращение растяжения вычисляется следующим образом:

NfF

FcosWT

a




VcVr

Va

Rotation

Axial Drag

N = Wall Contact Force

DownwardTravel

Vr = Resultant Velocity Component

Va = Axial Velocity Component

Vc = Circumferential Velocity Component

Direction of Drag

Перемещение вниз

Вращение

Осевая нагрузка

N - сила в точке контакта со стенкой

Направление сопротивления

Vс - тангенциальная составляющая скорости

Vа – продольная составляющая скорости

Vr - результирующая скорость

или NfcosWT a

В этих уравнениях положительный знак применяется для перемещения вверх (осевая нагрузка складывается с силой тяжести), а отрицательный — для перемещения вниз (осевая нагрузка вычитается из силы тяжести).

Поскольку при вращении колонны вклад силы трения отсутствует (f = 0), уравнение принимает вид:

T = W cos

Сопротивление вращению дает следующий вклад в приращение скручивающей нагрузки:

M = f N R

При продолжении вычислений вдоль БК величина T + T становится величиной T для элемента, расположенного выше текущей точки расчета, и T вносит вклад в суммарный момент, необходимый для приведения колонны во вращение. Законченный расчет позволяет получить зависимости растягивающих и скручивающих нагрузок от глубины по всей длине колонны.

Одновременные вращение и возвратно-поступательное движение

Когда рассматривается случай одновременности вращения и возвратно-поступательного движения, состав параметров дополняется следующими переменными:

Fa - продольная сила трения

Fc - сила трения вращения

F - суммарная сила трения = 2c

2a FF

Va - осевая скорость в точке на кольцевой поверхности трубы

Vc - тангенциальная составляющая скорости вращения в точке на окружности трубы

Vr - результирующая скорость в точке на окружности трубы = 2c

2a VV

D - диаметр трубы

Взаимосвязь между осевой (продольной), тангенциальной и результирующей скоростями БК относительно стенки скважины при одновременном вращательном и возвратно-поступательном движении показана на иллюстрации.

В случае вращения трубы при ее продольном перемещении продольное сопротивление, как правило, становится весьма малым. Это происходит вследствие действия силы сопротивления, вызываемого трением, в направлении, противоположном скорости в точке на поверхности бурильной трубы. Если труба одновременно вращается и смещается в продольном направлении, то скорость трубы относительно ствола скважины представляет собой комбинацию двух векторных величин: продольной скорости Va и скорости вращения Vc, которая представляет собой тангенциальную скорость точки на поверхности трубы и определяется выражением:

Vc = D·rpm,

где D — диаметр трубы, rpm — частота ее вращения, Va - темп проходки или скорость спуска.

Векторы Va и Vc взаимно перпендикулярны, а результирующая скорость Vr равна их векторной сумме:

2a

2c

2r VVV

Величина сопротивления трения F зависит только от произведения коэффициента трения на нормальную силу N, которая прижимает трубу к стенке скважины. Сопротивление трения действует в

VrVa

Vc

Fc

FaF

Скорость

Сопротивление трения



направлении, противоположном результирующей скорости трубы относительно стенки скважины. Это сопротивление может быть разложено на две составляющие точно таким же образом, как и скорость трубы. Одна из составляющих препятствует продольному перемещению, а другая — вращению (как показано на иллюстрации).

Поскольку два показанных на рисунке треугольника подобны, для продольного сопротивления получаем:

r

aa V

VFF

а сопротивление трения вращения Fc вычисляем следующим образом:

r

cc V

VFF

Например, при вращении 5-дюймовой трубы с частотой 150 мин-1 и одновременном продольном перемещении со скоростью 10 футов/мин осевое трение снижается до 5% от величины, которая имела бы место в отсутствие вращения (Va = 10 футов/мин, Vc = 196,4 фута/мин, Vr = 196,6 футов/мин, Va/Vr = 0,051). Это демонстрирует важность использования верхнего привода в горизонтальных скважинах, характеризующихся высокими значениями скручивающих и осевых нагрузок.

28.9.2 Применение модели к бурильной колонне Для поэтапного применения математической модели, описанного выше, необходимо определить индивидуальные характеристики для каждого элемента. Каждая группа параметров рассматривается ниже в их взаимосвязи с процессами проектирования и (или) эксплуатации БК.

Физические размеры и вес

Одна из важнейших характеристик физических размеров - это длина элемента. При использовании поэтапного решения физический размер понимается к шаг приращения в ходе вычисления по длине БК. Диаметр элемента используется как плечо момента при вычислении приращения скручивающей силы. Эти данные берутся из физического описания БК. Вес элемента, скорректированный на потерю веса в буровом растворе, входит в уравнение баланса для силы натяжения. Эта информация может быть получена из физического описания БК и значения удельного веса БР в стволе.

Пространственная ориентация

Пространственная ориентация определяется значениями зенитного и азимутального углов на обоих концах элемента. Эти параметры берутся из данных инклинометрии скважины.

Характер движения

Характером движения колонны определяется влияние силы сопротивления. Если колонна перемещается вверх и не вращается, то сила сопротивления добавляется к весовой составляющей растяжения. При перемещении вниз без вращения сила сопротивления уменьшает весовую составляющую. При вращении элемента сопротивление трения считается не влияющим на растягивающую силу, однако оно вносит вклад в общий момент, требующийся для вращения колонны.

С точки зрения промысловых операций, перемещение вверх без вращения соответствует подъему колонны (подъему или извлечению из скважины). Перемещение вниз без вращения соответствует спуску колонны (т. е. разгрузке или спуску в скважину). Колонна вращается перед началом бурения (без нагрузки на долото) и во время бурения (с нагрузкой на долото).

При использовании верхнего привода вращение возможно при перемещении вверх или вниз. При вращении большая часть сопротивления трения действует в тангенциальном направлении, а продольному перемещению трубы препятствует весьма небольшая оставшаяся часть. В наклонной или горизонтальной скважине это позволяет достичь большей Lc до приближения к пределу текучести бурильной трубы.




Нагрузки в нижней части каждого элемента

До начала расчета элемента требуется знать растягивающие и скручивающие нагрузки в нижней точке элемента. В модели используется приращение растяжения за счет сопротивления трения и веса, добавляемое к растягивающей силе в нижней точке элемента. Тот же метод применяется при вычислении скручивающей нагрузки. Но эта информация требуется не для каждого элемента, поскольку в методе значение, вычисленное для верхней точки элемента, используется в качестве первоначального значения для нижней точки следующего элемента, расположенного выше рассматриваемого. Поэтому требуется задать лишь граничные условия для растягивающей и скручивающей нагрузок в нижней точке колонны.

Граничные условия

Граничные условия в нижней точке колонны зависят от моделируемой операции. При спуске колонны в скважину (разгрузка или бурение) нижняя часть колонны подвергается сжатию. При выходе колонны из скважины (подъем) нижняя часть колонны подвергается растяжению. В случае бурения или вращения колонны положительное значение крутящего момента в нижней части колонны будет имитировать скручивающую нагрузку от долота и КНБК.

Коэффициент трения

Коэффициент трения представляет собой очень важный параметр, поскольку им характеризуется взаимодействие между поверхностями, занимающее центральное положение в модели. Получение и проверка типовых значений коэффициента трения для прогнозных оценок потребовали больших усилий. Точное значение коэффициента трения в конкретной ситуации зависит от множества факторов, включая тип и состав БР, тип пласта (в открытом стволе), материал и состояние ОК (в обсаженном стволе) и материал и состояние БЗ (например, шероховатость или наличие твердосплавного покрытия).

В отдельно взятый момент времени тип и состав раствора в скважине постоянны, однако скважина может содержать большие участки как обсаженного, так и открытого ствола. В результате могут потребоваться два коэффициента трения: один - для взаимодействия между БК и ОК, другой - для взаимодействия между БК и пластом.

28.9.3 Формы потери устойчивости В планировании операций бурения, заканчивания и ремонта и в предотвращения осложнений на промысле крайне полезны прогнозные оценки нагрузок, вызываемых сопротивлением, и потери устойчивости. Сжимающие нагрузки, вызывающие потерю устойчивости в виде синусоидального продольного изгиба и спирального скручивания, указываются на диаграммах нагрузки на долото. На них обозначается также предел текучести для труб. Значение указанных стадий потери устойчивости рассматривается ниже.

Синусоидальный продольный изгиб

При возрастании силы сжатия, действующей на звено насосно-компрессорных труб (НКТ), лежащее на дне наклонного ствола скважины, наступает момент, когда НКТ принимает в сечении ствола синусоидальную форму (фактически двухмерную змееподобную волнистость), ограниченную стенками ствола скважины. Осевая нагрузка, вызывающая этот первый тип изгиба, вычисляется с помощью одной из трех моделей, выбираемых пользователем на странице предпочитаемых вариантов (Preferences).

К параметрам, влияющим на предел синусоидального изгиба (осевая нагрузка, при превышении которой труба начинает терять устойчивость), в частности, относятся:

площадь поперечного сечения трубы

модуль Юнга для материала трубы

момент инерции поперечного сечения трубы

радиальный зазор между трубой и стенкой скважины

плотность материала трубы

угол наклона ствола скважины



Спиральное скручивание

Если сила сжатия превышает значение, при котором происходит синусоидальный изгиб, постепенно начинается спиральное скручивание трубы. При этом виде изгиба НКТ приобретают форму змеевика (спирали), опирающегося на стенки скважины (трехмерная форма, напоминающая растянутую пружину). Шаг спирали уменьшается по мере возрастания силы сжатия. Спиральное скручивание начинается тогда, когда осевая сила сжатия достигает значения, примерно в 1,4 раза превышающего значение критической нагрузки для начала синусоидального изгиба (если исходить из предположения о прямолинейности ствола скважины).

28.9.4 Задача выбора критерия потери устойчивости Как указывалось выше, наименьшая критическая сила - это сжимающая нагрузка, вызывающая синусоидальный изгиб. За ней следует критическая сила сжатия, переводящая трубу из состояния синусоидального изгиба в состояние спирального скручивания. В конечном итоге осевая нагрузка возрастает до значения, при котором начинается пластическая деформация материала трубы. Каков безопасный верхний предел для планирования работ?

О практическом опыте работы с трубами в состояния изгиба и, особенно, об условиях применения гибких НКТ сообщают несколько авторов и участников проектов компании Maurer Technology Inc. (MTI). Ньюман и др. (1989 г.xxxiv) и многочисленные авторы последующих публикаций указывают на то, что НКТ можно успешно спускать в ствол скважины, прикладывая сжимающие нагрузки, значительно превышающие предел синусоидального изгиба. В известных случаях выполнения работ на промыслах при спуске гибких НКТ в наклонные скважины прикладывались силы сжатия, превышающие предел синусоидального изгиба. В большом числе работ на месторождениях было также подтверждено, что при спуске труб в искривлённые стволы скважин можно безопасно прикладывать силы сжатия, превышающие предел спирального скручивания.

Условный предел пластической деформации при изгибе, как правило, значительно превышает предел спирального скручивания. Это условие тесно связано с прекращением движения. После того как бурильная труба или гибкая НКТ перестает перемещаться и начинает переходить в состояние пластической деформации, к ней можно прикладывать значительную дополнительную силу, прежде чем наступит полное разрушение колонны, но достигается лишь незначительное увеличение вскрытой глубины. Практическим верхним пределом сил, воздействующих на НКТ, служит их предел пластической деформации с целесообразным коэффициентом запаса. Расчетный коэффициент, применяемый к пределам нагрузок на трубные изделия, распространяется на диаграммы производительности и должен быть основан на практическом опыте.

Условные пределы изгиба следует использовать с осторожностью и в качестве рекомендаций, а не абсолютных нормативов. Решения, которые основаны на опыте и требуют иногда больших затрат, особенно ценны, когда приходится иметь дело с состоянием потери устойчивости и всеми связанными с ним последствиями. Потеря устойчивости сама по себе не означает разрушение, но указывает на появление условий, способных привести к разрушению.

28.9.5 Задача выбора модели потери устойчивости В программе предусмотрены три разные модели для расчета нагрузок, приводящих к синусоидальному изгибу и спиральному скручиванию. К ним относятся:

Синусоидальный изгиб Спиральное скручивание

1. Dawson/Paslay (Exxon) xxxv 1. Chen/Cheatham (Rice University) xxxvi

2. Wu/Juvkam-Wold (Texas A&M) xxxvii 2. Wu/Juvkam-Woldxxxviii

3. He/Kyllingstad (Rogaland Research) xxxix 3. He/Kyllingstadxl




Хронологически модель потери устойчивости, которую предложили Доусон и Пасли, была разработана первой и опубликована в 1984 г. Она быстро нашла признание и широкое применение. Модель спирального скручивания (авторы – Чен и Читхэм) была опубликована в 1990 г. Остальные модели были разработаны позже (модели Ву – Ювкама - Уолда и Хе - Киллингстэда были опубликованы в 1993 г.) в стремлении исследовать и усовершенствовать исходные допущения и граничные условия более ранних моделей. Эти модели потери устойчивости различаются двумя основными аспектами.

Прямолинейные стволы скважин

Для прямолинейных участков ствола скважины (т.е. участков ствола с постоянным наклоном, например, горизонтальных участков) основное различие между тремя моделями заключается в характере осевой нагрузки, меняющейся в диапазоне между синусоидальным изгибом и спиральным скручиванием. В модели Чена и Читхэма принято допущение, что между появлением синусоидального изгиба и началом спирального скручивания действует постоянная осевая нагрузка. Поскольку фактически нагрузка возрастает между этими двумя видами изгиба, в модели Чена и Читхэма берется постоянное значение, которое равно средней осевой нагрузке в процессе спирального скручивания.

В модели Ву, Ювкама и Уолда предложено использовать для анализа процесса спирального скручивания не среднюю, а равномерно возрастающую нагрузку. В результате такого различия в допущениях модель Ву, Ювкама и Уолда прогнозирует предел спирального скручивания, который примерно на 30% превышает предел у модели Чена и Читхэма. Необходимо вновь подчеркнуть, что это условие применимо к прямолинейным участкам.

Нагрузка, вызывающая синусоидальный изгиб на прямолинейном участке ствола, одинакова для всех трех моделей потери устойчивости.

Искривленные стволы скважин

Условные пределы потери устойчивости труб на искривленных участках стволов скважин (с изменяющимся наклоном ствола) могут значительно отличаться в разных моделях. Ограниченная искривленным стволом скважины колонна НКТ уже изогнута и опирается на нижнюю стенку искривленного ствола. В искривленных стволах для отрыва НКТ от нижней стенки ствола и их изгиба требуются значительно более высокие осевые нагрузки. Модели Доусона - Пасли и Чена - Читхэма не учитывают влияние искривления ствола на развитие изгибной деформации.

Модели Ву - Ювкама - Уолда и Хе - Киллингстэда учитывают влияние искривления ствола скважины на начальные условия потери устойчивости. Их расчеты и эксперименты показывают, что чем выше темп набора кривизны ствола, тем больше нагрузка, которая требуется, чтобы вызвать изгиб труб в скважинах с возрастающим наклоном. В модели Ву - Ювкама - Уолда рассматривается также повышение осевой

0

Спиральное скручивание

Остановка

0

0

Переданное усилие

Вид с торца Синусоидальный изгиб

Нормальная сила, приложенная к стенке

Приложеннаясила



нагрузки между пределами синусоидального изгиба и спирального скручивания в искривленных стволах скважин с учетом различия длин внутренней и наружной образующих обсадной колонны. В модели Хе - Киллингстэда принимается постоянство нагрузки и игнорируется (как и в модели Чена - Читхэма) различие длин образующих.

Сравнение моделей

В связи с различием допущений, принятых в отношении осевых нагрузок и изгиба в искривленных стволах скважин, модели изгиба труб в программе моделирования скручивающих и осевых нагрузок могут давать разные результаты. Это в особенности справедливо для спирального скручивания на искривленных участках с возрастающим углом наклона (переход к горизонтальному участку и т.п.). Как правило, модель Чена - Читхэма дает самый низкий (наиболее консервативный) условный предел нагрузки, вызывающей спиральное скручивание; модель Хе - Киллингстэда дает более высокое значение нагрузки, а модель Ву - Ювкама - Уолда – самое высокое значение.

В такого рода расчетах инженеры часто стремятся к выбору наиболее консервативной модели, позволяющей снизить риск. Однако, поскольку эффект пространственного ограничения в искривленном стволе скважины может быть очень значительным, в таких случаях модель Чена - Читхэма с большой вероятностью окажется слишком консервативной, т.е. бурильную трубу или колонну гибких НКТ можно подвергать воздействию гораздо более высоких нагрузок, не вызывая спирального скручивания.

28.10 Модель долговечности бурильной колонны

28.10.1 Метод моделирования усталости Программа моделирует объекты, вызывающие интерес в процессе вычисления максимального напряжения изгиба БК и использования кривых усталости (зависимостей числа циклов до отказа от напряжения) с целью прогнозирования усталостного разрушения. Этот метод основан на допущении, суть которого заключается в том, что при приложении осевой сжимающей нагрузки максимальное напряжение изгиба действует в середине составной БТ. С другой стороны, в случае приложения растягивающей осевой нагрузки напряжение изгиба максимально, как правило, вблизи замка бурильной трубы. Для трубы без стабилизаторов и замка для инструмента напряжение изгиба считается одинаковым по всей длине изогнутого ствола скважины и зависит только от кривизны ствола. После соприкосновения составной БТ со стенкой скважины максимальное напряжение изгиба в случае сжимающих нагрузок будет действовать на участке трубы, не соприкасающемся со стенкой, в то время как при растягивающей нагрузке максимум будет находиться по-прежнему рядом с замком бурильной трубы.

Если напряжение изгиба меньше предела усталостной выносливости e, принимается, что усталостное разрушение отсутствует. Усталостное разрушение труб наступает только тогда, когда напряжение изгиба превышает значение e. В инженерных расчетах пределом усталостной выносливости считается

N1

Число циклов до разрушения (логарифмическая шкала)

Напряжение

(логарифмическая

шкала)

S1

Исходная кривая усталости

N1

n1

N1

S1

N1

n1

Кривая усталости после воздействия напряжения S1 в течение n1 циклов

Влияние правила Майнера на кривую усталости (Bannantine et al.. 1990)

104

Число циклов до разрушения

Знакоперем

енное напряжение

(тыс.фунт-сил

/кв.дюйм

)

40

60

80

100

120

Пример диаграммы усталости

106103 105

S1000 = 110 тыс.фунт-сил/кв.дюйм

Se= 60 тыс.фунт-сил/кв.дюймSn = 83 тыс.фунт-сил/кв.дюйм

N = 2,4 104 циклов




знакопеременное напряжение, вызывающее разрушение после 106 – 108 циклов (см. иллюстрацию выше). Усталостное разрушение рассчитывается с помощью кривой усталости для каждой трубы на основе линейного закона развития разрушения, или правила Палмгрена - Майнера (см. иллюстрацию ниже).

28.10.2 Изгиб бурильной колонны при осевом растяжении Базовая модель изгиба бурильной колонны, используемая в программе DrillNET, основана на модели Любински (1961xli). При осевой растягивающей нагрузке без соприкосновения с телом бурильной колонны максимальное напряжение изгиба возникает вблизи бурильного замка (при х = 0):

q

)kLtanh(

kL)qC(

2

EDmaxb

или, если осевое растяжение мало, может возникать в средней части одного звена бурильной колонны (при х = L):

q

)kLsinh(

kL)qC(

2

EDmaxb

где: E - модуль Юнга,

D - внешний диаметр бурильной трубы,

C - радиус изгиба ствола скважины,

q = IEk

sinQ2

Q - эффективный вес на единицу длины,

- средний зенитный угол,

L - половина длины каждого звена.

При наличии осевого растяжения тело бурильной колонны становится менее искривленным за счет растяжения, и со временем, когда осевое растяжение станет достаточно большим, тело БК коснется стенки скважины. Первое касание представляет собой точечный контакт. В этом случае максимальное напряжение изгиба всегда наблюдается рядом с бурильным замком (при х = 0):

q

)kLsinh(

)1)kL(cosh(skL)qC(

2

ED 0maxb

где s0 - поперечная сила при х = 0 (рядом с бурильным замком).

По мере увеличения осевого растяжения точечный контакт тела бурильной колонны превращается в дуговое касание, причем со стенкой скважины соприкасается средняя часть бурильной трубы. Максимальное напряжение изгиба по-прежнему наблюдается рядом с бурильным замком (при х = 0) и может быть вычислено по приведенной выше формуле. Однако длину участка, где соприкосновение отсутствует, необходимо определять методом подбора.

28.10.3 Изгиб бурильной трубы при осевом сжатии При наличии осевой сжимающей нагрузки без касания тела буровой колонны максимальное напряжение изгиба возникает в средней части звена БК:

Бурильная колонна под действием растяжения

Макс.изгиб

Макс.изгиб

Бурильная колонна под действием растяжения

Макс. изгиб

Макс. изгиб



3 4 5 6 7 82

Напряж

ение

изгиба

(тыс.

фунт-сил

/кв.

дюйм

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Grade S

-135

Grade G GraСтальde E (J. Hansford) Titanium (Ti

-6Al

-4V)

Titanium (Beta

-C)

Aluminum (J.Hansford) Beryllium Copper

Кривые усталости бурильной трубы

3 4 5 6 7 82

Число циклов изгиба (х 10х)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Сталь марки S-135

Сталь марки G

Титан (Ti-6Al-4V)

Титан (Beta-C)

Алюминий (J. Hansford)

Бериллиевомедный сплав

Сталь марки E

q

)kLsin(

kL)qC(

2

EDmaxb

С ростом сжимающей нагрузки деформация бурильной трубы увеличивается, и тело бурильной трубы начинает касаться стенки скважины. Первоначальный вид касания - это точечный контакт. Максимальное напряжение изгиба в этом случае наблюдается в той части бурильной колонны, которая не касается стенки скважины:

bmax = Co2 cos(kL2) + so sin(kL2) – q

При дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки точечный контакт тела бурильной колонны становится дуговым контактом, причем со стенкой скважины соприкасается средняя часть звена бурильной трубы. Максимальное напряжение изгиба по-прежнему действует в той части бурильной колонны, которая не касается стенки скважины. Однако сначала необходимо определить методом подбора длину участка, где соприкосновение отсутствует. После этого для вычисления максимального напряжения изгиба можно использовать приведенную выше формулу.

28.10.4 Усталостное разрушение бурильной колонны Если максимальное напряжение изгиба БК меньше предела усталостной выносливости, усталостное разрушение отсутствует. На максимальное напряжение изгиба БТ влияют темп набора кривизны (интенсивность отклонения) ствола скважины. Чем больше темп набора кривизны (интенсивность отклонения) ствола, тем больше напряжение изгиба БТ.

Если максимальное напряжение при изгибе задать равным пределу усталостной выносливости, можно получить максимально допустимое значение темпа набора кривизны (интенсивности отклонения) ствола, не приводящее к усталостному разрушению. Для растягивающей осевой нагрузки допустимое значение темпа набора кривизны (интенсивности отклонения) ствола определяется следующим выражением:

qkL

)kLtanh(q

ED

2C e

где e — предел усталостной прочности (долговечности).

Усталостное разрушение наступает, когда напряжение изгиба БТ становится выше предела усталостной долговечности. В соответствии с существующей теорией усталости, БТ не разрушается вследствие усталости до тех пор, пока накопленная усталость не станет равной единице. Усталостное разрушение БТ описывается следующим выражением:

i

ii N

nD

где ni - частота вращения БТ при максимальном напряжении изгиба Si,

Ni - число циклов (оборотов) до разрушения БТ при напряжении изгиба Si.

Бурильная колонна под действием сжатия

Макс.изгиб




Накопленная усталость — это сумма показателей усталостного разрушения от всех предыдущих циклов воздействия напряжения изгиба:

i

ii N

nD

Усталостное разрушение БТ происходит при значении Di 1.

Для вычисления показателя усталостного разрушения БТ предусмотрены несколько кривых усталости (см. иллюстрацию выше). Они были получены на основе опубликованных данных испытаний полноразмерных БТ либо путем преобразования результатов испытаний небольших образцов (Boyer, 1986xlii) с учетом эффекта масштаба. Для определения высшей точки кривых усталости при достижении момента времени, когда до разрушения остаются 1000 оборотов, используется предел текучести трубы.

При преобразовании кривых усталости для достоверного вычисления показателя усталостного разрушения необходимо также учитывать осевую нагрузку (среднее напряжение) и коррозию под действием БР. При наличии осевого растяжения кривая усталости располагается ниже, а осевое сжатие вызывает смещение кривой вверх. При преобразовании кривых усталости для растягивающих осевых нагрузок часто используется зависимость Гудмана. Однако положительное влияние сжимающих нагрузок, как правило, не учитывается, и поэтому оценка усталостного разрушения носит консервативный характер.

Коррозия под действием БР также приводит к смещению кривой усталости в сторону меньших значений (см. иллюстрацию). Чем выше коррозионная способность БР, тем ниже будет располагаться кривая усталости. Чем ниже напряжение изгиба, тем больше смещение кривой усталости в сторону меньших значений. Лубинскиxliii предложил применять 40%-е снижение значений на кривой усталости при вычислении пределов усталостного разрушения для случая высококоррозионного БР. Снижение значений при других значениях напряжения изгиба считается линейным, причем увеличение напряжения изгиба сокращает срок службы.

28.10.5 Модель трещинообразования в бурильных трубах и УБТ Дэйл (Dale; 1989xliv и 1988xlv), сотрудничая с компанией Exxon, исследовал процесс распространения усталостных трещин, прибегая к циклическому нагружению надрезанных образцов, и разработал аналитическую модель, позволяющую точно прогнозировать распространение усталостных трещин в различных режимах нагрузки. С помощью модели компании Exxon вычисляют, исходя из начальной длины трещины (например, 0,050 дюйма), развитие трещины до разрушения трубы, которое происходит при образовании сквозной трещины в ее стенке. Модель не позволяет прогнозировать период времени или число циклов, необходимые для возникновения трещины. Она пригодна только для вычисления показателей разрастания трещины после ее возникновения.

Для прогнозирования интервалов проверки состояния используется описывающее рост трещин соотношение, которое предложил Дэйл (Dale; 1989xlvi):

n

c

o

o

o

d

dFN

где N - длительность развития усталостной трещины (число циклов),

Fo - постоянная времени распространения усталостной трещины,

104

Число циклов до разрушения

Знакоперем

енное напряжение

107103 105

Коррозионная усталость

(Fuchs and Stephens, 1980)

108106

Воздух

Вакуум

Влияние окружающей среды на кривую усталости для стали

Предварительное смачивание



o - напряжение изгиба в теле трубы или поверхности соединения (в фунт-силах/кв. дюйм),

do - диаметр трубы (дюймы),

dc - диаметр тела трубы, соединительной муфты или соединительного ниппеля (дюймы),

n - степенной показатель скорости роста усталостной трещины.

Величины Fo и n были измерены для различных материалов труб, включая API Grade E, API Grade X, API Grade G и S, и сталь марки 4145 Mod.

28.10.6 Разрешающая способность и надежность метода проверки Надежный метод количественной оценки степени усталостного разрушения, накопленного изделием, не создан. Имеющиеся технические возможности ограничиваются проверкой труб на наличие усталостных трещин, причем даже при надлежащем выполнении проверки небольшие трещины иногда остаются незамеченными. К тому времени, когда трещина образовалась и выросла до размеров, позволяющих обнаружить ее при проверке, большая часть усталостного ресурса уже выработана, и поэтому обнаружение усталостной трещины служит основанием для немедленной отбраковки изделия.

Метод магнитопорошковой дефектоскопии применяется для обнаружения дефектов на поверхности и вблизи поверхности изделий из ферромагнитных материалов. Локальное или общее магнитное поле создают у образца с помощью постоянного магнита, электромагнита, гибких кабелей и ручных зондов. Если материал не имеет дефектов, большая часть магнитного потока концентрируется под поверхностью материала. Но при наличии дефекта, взаимодействующего с магнитным полем, поток локально возмущается и ответвляется с поверхности в зону дефекта. Мелкие намагниченные частицы, нанесенные на поверхность образца, притягиваются в зону ответвления потока и служат визуальным свидетельством наличия дефекта.

Для этой цели широко используются частицы темно-серого чугуна и красных или желтых окислов железа. В некоторых случаях частицы железа покрывают люминесцентным веществом, позволяющим вести наблюдение в ультрафиолетовом свете в условиях затемнения. Метод магнитопорошковой дефектоскопии часто используют для контроля на наличие трещин в сварных соединениях и в зонах, которые характеризуются незащищенностью от образования трещин под воздействием окружающей среды (например, коррозионного растрескивания под напряжением или водородного растрескивания), усталостного растрескивания или растрескивания при ползучести.

При использовании магнитопорошковой дефектоскопии для проверки соединений бурильной колонны вероятность обнаружения трещин невелика (см. ниже). Поэтому расчетный интервал проверки для соединений БК обычно делят на 6 с целью достижения вероятности обнаружения существующих трещин, равной 99%.

Важно понимать, как ведет себя БК в разных рабочих режимах, поскольку динамические нагрузки, действующие вдоль колонны, влияют на срок службы самой колонны и бурового долота. Эти нагрузки влияют также и на скорость бурения и, в известных случаях, на устойчивость ствола.

Достоверность выявления дефектов (Dale, 1989)

0.040

Глубина дефекта (дюймы)

0

20

40

60

80

100

0.080.02 0.100.060,040

Вероятность

выявления

(%

)

0

20

40

60

80

100

0,080,02 0,100,06

Электромагнитная дефектоскопия (внешняя поверхность)

Электромагнитная дефектоскопия (внутренняя поверхность)

Магнитопорошковая дефектоскопия (соединения)




Di

Do

t

Fa

Fa

Po

Pir

ha

28.11 Модель трехосных напряженных состояний

28.11.1 Напряжения в трубах Если на элемент объекта воздействуют напряжения σx, σy, и σz в трех взаимно перпендикулярных направлениях, то говорят, что элемент находится в трехосном напряженном состоянии. Трубы в скважинах, подвергающиеся воздействию осевой нагрузки и давления (снаружи и изнутри), оказываются в состоянии трехосного напряжения.

Общепринятое соотношение, описывающее влияние осевого напряжения на смятие или разрыв, основано на энергетической теории деформаций. Метод расчета трехосных напряжений в замкнутой системе был разработан с помощью соотношений фон Мизеса и Ламэ. Моделями, входящими в программу DrillNET, не учитывается влияние скручивающей нагрузки.

На трехосное напряжение влияют следующие параметры:

E - модуль упругости (фунт-сила/кв. дюйм)

Do - внешний диаметр трубы (дюймы)

Di - внутренний диаметр трубы (дюймы)

ro - внешний радиус трубы (дюймы)

ri - внутренний радиус трубы (дюймы)

σs - предел текучести (фунт-сила/кв. дюйм)

Fa - осевая сила (фунт-сила)

DL - интенсивность искривления (°/100 футов)

SF - коэффициент запаса

Pi - внутреннее давление (фунт-сила/кв. дюйм)

Po - внешнее давление (фунт-сила/кв. дюйм)

28.11.2 Соотношения для трехосного напряженного состояния Толщина стенки трубы равна

2

DDt io

Площадь поперечного сечения стенки трубы определяется следующим выражением:

4

DDA

2i

2o

Усредненное осевое напряжение равно

A

Faa

Максимальное напряжение изгиба, вызываемое искривлением ствола, записывается в следующем виде:

Решения с положительным квадратным корнем

Макс. рабочее давление

Решение с отрицательным квадратным корнем Мин. рабочее давление

Рабочее давление

Осевое напряжение

Мин

. осевое

напряжение

Ср.

осевое напряж

ение

Макс.

осевое напряж

ение



000,432

DDLE oDL

Минимальное продольное напряжение становится равным

a-min = a – DL

Максимальное осевое напряжение:

a-max = a + DL

Максимально допустимое осевое напряжение:

SFa

SFa

Это максимально допустимое осевое напряжение определено на основе предположения о нулевых значениях давления и напряжения изгиба. После преобразования напряжения в силу получаем следующее выражение для максимально допустимой осевой силы:

Fa-SF = a-SF A

Давление разрыва Pi и давление смятия Po могут быть получены из уравнения Ламэ для толстостенной трубы и из уравнения фон Мизеса (Popov, 1976xlvii). С математической точки зрения, при расчете давления смятия можно получить одно, два или ни одного решения. При рассмотрении напряжения изгиба в процессе вычисления параметров смятия и разрыва используются как минимальные, так и максимальные осевые напряжения.

Следует отметить, что в том случае, когда осевое напряжение σa заменяется на σa-min и σa-max, для обеих величин σa-min и σa-max может быть получено решение с положительным квадратным корнем. В этом случае в качестве верхней границы для расчета на смятие программа моделирования использует меньшее из двух положительных значений квадратного корня. Таким же образом, программа будет использовать в качестве нижней границы давления для расчета на смятие большее из двух отрицательных значений квадратного корня.

Явление потери устойчивости, особенно спиралевидного скручивания, приводит к возникновению напряжений изгиба. Моделью трехосевых напряжений не учитывается действие напряжений при продольном изгибе.

28.11.3 Соотношения для двухосного напряженного состояния Анализ двухосного напряженного состояния - это упрощенный вариант анализа трехосного напряженного состояния. Если не принимать во внимание влияние внутреннего давления на расчет давления смятия, т.е. принять Pi = 0, то вычисление параметров смятия в пространстве упрощается до вычисления этих параметров для плоскости. При Po = 0 вычисление параметров разрыва в пространстве также упрощается до вычисления таких параметров для плоскости.

28.11.4 Соотношения для вычисления напряжений по стандарту АНИ Соотношения для вычисления напряжений в трубах, основанные на рекомендациях Американского нефтяного института (АНИ), представлены в выпущенном этой организацией бюллетене 5C3 за 1989 г. "Формулы и вычисления для определения характеристик обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб и трубопроводов".xlviii




28.12 Модель расчета гидравлических характеристик при нормальной циркуляции

28.12.1 Модели реологии текучих сред В буровой отрасли для описания поведения текучей среды наиболее распространены три модели реологии: ньютоновская, пластическая Бингама и степенная. В программу включена также менее часто используемая гибридная модель Хершеля - Балкли (Herschel-Bulkley). Эти модели течения сред могут использоваться для вычисления потерь давления на трение, шламонесущей способности бурового раствора, напора и разрежения от расхаживания колонны и т.д. Предусмотренные в программе DrillNET модели жидкости построены преимущественно на основе уравнений, которые выведены в работе Бургойна и др. (1991xlix) и в технических условиях АНИ (API Spec 10).

Ньютоновская модель текучей среды

Ньютоновские текучие среды — это среды, в которых напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Примерами таких текучих сред служат вода, воздух, азот, глицерин и маловязкое масло. Эти текучие среды характеризуются одним общим параметром, а именно вязкостью.

Реология ньютоновской текучей среды описывается приведенным ниже уравнением и отображена на иллюстрации.

,

где: - напряжение сдвига,

µ - вязкость жидкости,

- скорость сдвига.

Модель пластичной текучей среды Бингама

Многие жидкости, предназначенные для бурения или заканчивания, не относятся к ньютоновским средам, т.е. они характеризуются напряжением сдвига, которое не прямо пропорционально скорости сдвига. Во многих случаях жидкости обладают тиксотропностью, т.е. их вязкость снижается при повышении скорости сдвига.

Наиболее распространенные буровые растворы принадлежат к пластичным жидкостям Бингама. Эти жидкости не обладают текучестью, пока приложенное к ним напряжение сдвига не превысит определенное минимальное значение, называемое предельным напряжением сдвига. После того как предельное напряжение превышено, изменения напряжения сдвига пропорциональны скорости сдвига с коэффициентом пропорциональности, который называется пластической вязкостью. Поэтому такие жидкости характеризуются двумя параметрами: пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в диапазоне заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, данная модель используется для описания жидкостей в диапазоне повышенных скоростей сдвига.

Пластическая реологическая модель Бингама описывается ниже и представлена на иллюстрации.

= p + y; > y

= 0; y -y

= p – y; < -y

=

Скорость сдвига,

.

Напряж

ение сдвига

,

Ньютоновская модель

Пластическая модель Бингама

p y

=


p

.

Напряжение сд

вига

,

+

+ y




y - предельное напряжение сдвига (напряжение текучести),

µp - вязкость жидкости.

Как видно из иллюстрации, движение БР начинается только после превышения порогового значения тангенциального напряжения сдвига, которое известно как предельное напряжение сдвига (y). Параметры бурового раствора µp и y вычисляются по показаниям вискозиметра на частотах вращения 300 и 600 мин-1 следующим образом:

µp = 600 – 300;

y = 300 – µp,

где 600, 300 – значения сдвига по показаниям вискозиметра на частотах вращения 600 и 300 мин-1.

Степенная модель текучей среды

Степенная модель текучей среды — это еще одна хорошо разработанная реологическая модель, используемая для тиксотропных или псевдопластичных буровых жидкостей. Взаимосвязь между напряжением сдвига и скоростью сдвига описывается степенной функцией, т.е. отображается прямой линией при построении зависимости в логарифмическом масштабе по обеим осям. Две постоянные: n и K - определяются из результатов, полученных при любых двух частотах вращения.

Степенная модель описывается следующей зависимостью:

= K n,

где: K - коэффициент консистенции в эквивалентных сантипуазах (см. Bourgoyne et al., 1991);

n - безразмерный показатель характера потока.

Степенная модель может использоваться для представления тиксотропной (n < 1), ньютоновской (n = 0) или загустевающей при сдвиге (n > 1) текучей среды. Отклонением показателя характера потока (n) от единицы характеризуется степень отличия текучей среды от ньютоновской.

Параметры текучей среды n и K вычисляются следующим образом:

300

600log32.3n

n300

511

510K

(экв. сПз)

Иногда показатель консистенции выражается в единицах "фунт-сила·сn/кв. фут". Эти две единицы измерения показателя консистенции могут быть связанными (при давлении, соответствующем уровню моря) следующим образом:

1 фунт-сила·сn/кв. фут = 47 900 экв. сПз

Модель текучей среды Хершеля - Балкли

Модель Хершеля - Балкли — это другая хорошо развитая реологическая модель, используемая для тиксотропных или псевдопластичных буровых жидкостей. Взаимосвязь между напряжением сдвига и скоростью сдвига выражается степенной функцией (аналогично степенной модели). Такие жидкости не проявляют текучести, пока приложенное к ним напряжение сдвига не превысит некоторое минимальное значение, называемое предельным напряжением сдвига (аналогично пластической модели

Kn=


.

Напряжение сдвига

,

Степенная модель

n<1

Напряжение сдвига

,

Модель Хершеля - Балкли +y

Kn y= +.





Бингама). Поэтому данная модель может считаться гибридным сочетанием пластической модели Бингама и степенной модели.

Типичной буровой жидкости свойственны как наличие предельного напряжения сдвига, так и тиксотропности. При высоких скоростях сдвига все модели достаточно хорошо представляют типичную буровую жидкость. Различия между этими моделями наиболее выражены при низких скоростях сдвига. Опытным путем было выяснено, что поведение типичной буровой жидкости может быть охарактеризовано усредненной моделью, сочетающей в себе черты пластической модели Бингама и степенной модели, и поэтому была разработана модель Хершеля - Балкли.

28.12.2 Вычисление расхода и перепада давления

Ньютоновские жидкости

Если рассматривать с практической точки зрения, ньютоновские жидкости могут считаться частным случаем пластичных жидкостей Бингама. Соотношения, описывающие расход и перепад давления для пластичных жидкостей Бингама, могут использоваться, если задать предельное напряжение сдвига (y), равное нулю.

Пластичные жидкости Бингама

Вычисление потерь давления на трение в трубе или затрубном пространстве требует знания режима потока (который может быть ламинарным или турбулентным). Сначала необходимо вычислить скорость движения жидкости.

Средняя скорость

Средняя скорость жидкости для потока внутри трубы и в затрубном пространстве вычисляется следующим образом:

Для потока в трубе:

2d448.2

Qv

Для потока в затрубном пространстве:

)dd(448.2

Qv

21

22

где: v - средняя скорость, фут/с;

Q - расход, галлон/мин;

d - диаметр трубы, дюймы;

d2 - внутренний диаметр обсадной колонны или ствола скважины, дюймы;

d1 - внешний диаметр бурильной колонны, дюймы.

Критическое число Рейнольдса

Критическим числом Рейнольдса характеризуется переход от ламинарного к турбулентному течению. Взаимосвязь между числом Хедстрома (общим безразмерным параметром) и

Число Хедстрома 103 104 106 107

Критическое

числ

о Рей

нольдса

103

104

105

105



критическим числом Рейнольдса отображена на иллюстрации. При нулевом предельном напряжении сдвига y (т.е. у ньютоновских жидкостей) критическое число Рейнольдса равно приблизительно 2100.

Число Рейнольдса

Число Рейнольдса NRe – это еще один общеупотребительный безразмерный параметр потока жидкости. Значения, превышающие критическое число Рейнольдса, указывают на то, что в данных условиях поток имеет турбулентный характер; значения ниже критического соответствуют ламинарному потоку.

Определив режим потока, можно вычислить потери давления на трение для ламинарного потока (NRe < критич. NRe) или турбулентного потока (NRe критич. NRe).

Жидкости, подчиняющиеся степенному закону

Прежде чем вычислять потери давления на трение для жидкости, подчиняющейся степенному закону, необходимо найти критическое число Рейнольдса, знание которого позволяет определить режим потока.


Критическое число Рейнольдса для данного показателя характера течения (n) можно получить из графика как точку пересечения сплошной наклонной линии и соответствующей кривой "n".

Данные, приведенные на этой иллюстрации, можно аппроксимировать следующим образом (Leitão et al., 1990):

Критическое значение NRe = 4200 для n < 0,2

Критическое значение NRe = 5960 – 8800 для 0,2 n 0,45

Критическое значение NRe = 2000 для n > 0,45

После этого для вычисления потерь давления на трение в жидкостях, подчиняющихся степенному закону, используются специальные соотношения.

Падение давления на буровом долоте

Для вычисления падения давления на буровом долоте вводятся три допущения:

1. Изменение давления с высотой места пренебрежимо мало.

2. Скорость у источника пренебрежимо мала по сравнению со скоростью струи в насадке.

3. Потери давления на трение в насадке пренебрежимо малы.

Скорость струи в насадке определяется следующим выражением:

Tn A117.3

QV

где Vn - скорость струи в насадке, фут/с;


AT - общая площадь проходного сечения насадок, кв. дюймы.

Падение давления на долоте определяется следующим образом:

2T

2d

2

bAC032,12

QP

Число Рейнольдса 102 103 105 106

Коэф

фициент трения

10-3

10-2

10-1

10-4

104

n=1.00.80.6

0.4

0.2




где Cd — коэффициент расхода при истечении (рекомендуемое значение равно 0,95) (Bourgoyne et al., 1991l).

Полное падение давления в системе определяется следующим уравнением:

Ptot = Pp + Pa + Pb,

где: Pp - сумма потерь давления внутри трубы;

Pa - сумма потерь давления в кольцевом пространстве.

Соответственно, мощность насоса PHP, измеряемая в л.с., определяется соотношением:

1714

QPPHP tot

Потери давления на устьевом оборудовании

Устьевое оборудование включает в себя стояк, шланг, растворную трубу и горловину вертлюга, а также ведущую трубу. В программе предусмотрены четыре распространенные компоновки устьевого оборудования.

Для более тщательной оценки общих потерь давления, исходя из данных таблицы, помещенной в "Справочнике по гидравлике" (Hydraulics Manual), выпущенном предприятием Security Drill String Systems, построили кривые зависимости потерь давления на устьевом оборудовании от расхода для различных компоновок оборудования. Эти кривые хорошо описываются выведенными уравнениями.

Для операций с ГНКТ потери давления на трение в устьевом оборудовании вычисляют, исходя из длины ГНКТ, остающихся на барабане. Размеры для вычислений берутся из параметров самой верхней секции БК (ГНКТ).

Эквивалентная плотность циркуляции

Особенно важно знать эквивалентную плотность циркуляции (ЭПЦ) на данной глубине. ЭПЦ — это плотность жидкости, создающей гидростатическое давление, равное давлению циркуляции.

)/(052,0

галлонфунтTVD

PECD

где: P - давление в данной точке, фунт-сил/кв. дюйм;

TVD - фактическая глубина по вертикали (Lв), футы.

28.12.3 Скорость проскальзывания и вынос шлама Одна из основных функций бурового раствора заключается в удалении частиц выбуренной породы и грунта из кольцевого пространства. Инженера-бурильщика часто интересует скорость проскальзывания шлама, которая определяет темп, с которым частицы шлама данного диаметра и удельного веса осаждается из жидкости. К сожалению, точное прогнозирование затруднено сложностью геометрии и граничных условий.

В программе предусмотрены два соотношения. Следует отметить, что они пригодны только для вертикальных интервалов скважины. При отклонении ствола от вертикали эффективность выноса шлама начинает падать.

Корреляция Мура

Мур предложил метод определения скорости проскальзывания шлама в системе циркуляции бурового раствора. Его метод требует вычисления эффективной ньютоновской вязкости по следующей формуле:

0208,0

/12

v

DD

144

Kμ

n-I

a

pha

n



где av - средняя скорость бурового раствора в затрубном пространстве.

Число Рейнольдса для шлама вычисляется после определения скорости проскальзывания шлама. Скорость проскальзывания определяется итерационными методами.

Корреляция Чена

Корреляция Чена основана на аналогичном методе вычисления эффективной ньютоновской вязкости, используемой при определении числа Рейнольдса для шлама. Эффективная вязкость вычисляется с помощью следующей формулы:

a

sypa v

d5

Число Рейнольдса для шлама вычисляется аналогично случаю корреляции Мура и затем используется для определения режима потока и скорости проскальзывания на основе специальных соотношений.

Корреляции Мура и Чена могут потребовать нескольких итераций, с помощью которых находится решение.

28.12.4 Гидравлические характеристики и проектирование скважин Для оптимизации гидравлических характеристик иногда необходимо оценивать рабочие режимы насоса и размеры насадок на этапе проектирования скважины. Необходимые для проектирования данные включают в себя технологическую карту применения БР, геометрические параметры ствола скважины и предполагаемый расход. Эта модель используется для вычисления потерь давления на трение на различных проектных глубинах. Исходя из потерь давления на трение, программа вычисляет оптимальные гидравлические характеристики по критерию максимальной силы воздействия струи на забой или максимальной гидравлической мощности.

Результаты оптимизации гидравлических характеристик отражают только оптимизированное значение общей площади проходного сечения насадок. Поскольку гидромониторное долото может иметь две, три или большее число насадок, большое число сочетаний размеров насадок точно аппроксимирует оптимизированную общую площадь их проходного сечения. Программа вычисляет несколько возможных сочетаний диаметров насадок для конструкций с двумя, тремя, четырьмя и пятью насадками. Программа дает также вариацию площади для каждого из сочетаний.

28.13 Гидравлические характеристики для моделирования напора и разрежения при расхаживании колонны

Модели, используемые для вычисления потерь давлений на трение при нормальной циркуляции, применимы также для определения напора и разрежения при расхаживании колонны, если известна скорость спуска БТ в скважину. Напор создается вследствие повышения давления при спуске бурильной трубы в скважину. Снижение давления (разрежение) при подъеме трубы из скважины называется давлением свабирования.

Для закрытой трубы скорость потока в затрубном пространстве оценивается следующим выражением (Moore, 1974li):

p21

22

21 vdd

dAv

где: v - средняя скорость жидкости в затрубном пространстве, фут/мин;

A - постоянная сцепления (рекомендуемое значение = 0,45);

vp - скорость спуска трубы, фут/мин.

Для учета ускорения и замедления движения трубы Мур предложил использовать максимальную скорость жидкости. В общем случае максимальная скорость жидкости описывается следующим соотношением:




Vm = 1,5 v

Напор и разрежение при расхаживании колонны определяют путем замены средней скорости максимальной скоростью в уравнениях для потерь давления на трение (см. подраздел 0).

28.14 Гидравлические характеристики при бурении с отрицательной депрессией на пласт

28.14.1 Определение понятий Ниже приводятся некоторые общие термины, используемые при бурении скважин с отрицательной депрессией на пласт, в частности, при бурении с промывкой пенообразным материалом.

1. Бурение с промывкой пенообразным материалом и бурение с продувкой аэрированной средой. Пенообразный материал состоит из пресной воды, поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. Жидкая составляющая вспененной жидкости образует дисперсионную фазу, в которой воздух диспергирован в виде отдельных пузырьков. С другой стороны, аэрированная среда представляет собой дисперсионную газовую фазу, в которой содержится множество несвязанных капель жидкости.

2. Качество пены. Качеством пены называется отношение объема газа в процентном выражении к общему объему жидкости. Поскольку газ - это сжимаемая среда, качество пены зависит от давления и температуры.

3. Пена с крепящими свойствами. Такая пена содержит смесь из гелевого бурового раствора с ПАВ и отличается высокими очищающими характеристиками и способностью создавать фильтрационную корку. Однако соленая вода или кальций вызывает разложение гелевой основы и образование глинистого сальника.

4. Стойкая пена. Стойкость пены – это состояние, в котором жидкость образует однородную фазу, а воздух (газ) – дисперсную фазу. Если качество пены превышает 96 - 97%, она становится неустойчивой или превращается в аэрированную среду.

5. Влажная и сухая пена. Пенообразные материалы с низким качеством называются влажными, а пенообразные материалы с высоким качеством – сухими.

28.14.2 Реологические модели текучей среды Специалистами по бурению скважин широко используются следующие реологические модели для описания характеристик жидкости: ньютонова модель, пластическая модель Бингама и модель, подчиняющаяся степенному закону. Они применяются для вычисления потерь давления на трение, шламонесущей способности, напора и разрежения, создаваемых расхаживанием колонны и т.д. В моделях жидкости, предусмотренных в программе моделирования бурения на депрессии, широко используются соотношения, выведенные в работе "Прикладная техника бурения", которую опубликовал Бургонь с соавторами (Bourgoyne et al., 1991lii), и предложенные в технических условиях API SPEC 10.

Модель ньютоновской текучей среды

Ньютоновскими называются текучие среды, в которых напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Примерами ньютоновских текучих сред служат вода, воздух, азот, глицерин и легкая нефть. Эти жидкости характеризуются единым параметром – вязкостью.

Реология ньютоновской жидкости, отображенная на иллюстрации, определяется следующим выражением:

,

=


.


вига

,




где - напряжение сдвига,

µ - вязкость жидкости,


Модель пластичной текучей среды Бингама

Многие жидкости, используемые для бурения и заканчивания скважин, не относятся к ньютоновским, т.е. у них напряжение сдвига не прямо пропорционально скорости сдвига. Часто жидкости обладают свойством тиксотропности, т.е. при повышении скорости сдвига их вязкость снижается по сравнению со значением при меньшей скорости сдвига.

Эти жидкости не обладают текучестью, пока приложенное к ним напряжение сдвига не превысит определенное минимальное значение, называемое предельным напряжением сдвига. После того как предельное напряжение превышено, изменения напряжения сдвига пропорциональны скорости сдвига с коэффициентом пропорциональности, который называется пластической вязкостью. Поэтому такие жидкости характеризуются двумя параметрами: пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в диапазоне заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, данная модель используется для описания жидкостей в диапазоне повышенных скоростей сдвига.


= p + y; > y

= 0; y -y

= p – y; < -y


y - предельное напряжение сдвига (напряжение текучести),

µp - вязкость жидкости.


µp = 600 – 300

y = 300 – µp

где 600, 300 – измеренные значения параметров сдвига на частотах вращения 600 и 300 мин-1.

Модель текучей среды, подчиняющаяся степенному закону



p y

=


p

.

Напряж

ение

сдвига

,

+

+y

Kn=


.


вига

,


n<1




Степенная модель описывается следующей зависимостью:

= K n,

где: K - коэффициент консистенции, выраженный в эквивалентных сантипуазах (см. Bourgoyne et al., 1991liii)


Степенная модель может использоваться для представления тиксотропной (n < 1), ньютоновской (n = 0) или загустевающей при сдвиге (n > 1) текучей среды. Отклонением показателя характера потока (n) от единицы характеризуется степень отличия текучей среды от ньютоновской.

Параметры текучей среды n и K вычисляются следующим образом:

300

600log32.3n

n300

511

510K

(экв. сПз)

Иногда показатель консистенции выражается в единицах "фунт-сила·с/кв. фут". Эти две единицы измерения показателя консистенции могут быть связанными (при давлении, соответствующем уровню моря) следующим образом:


Модели пенообразных материалов

Вследствие исключительной сложности течения пены, ни реологическая пластическая модель Бингама, ни модель, подчиняющаяся степенному закону, не могут применяться в готовом виде для анализа пенообразного материала. Это побудило многих исследователей к описанию потоков пенообразных материалов с помощью видоизмененных реологических методов, основанных на непрерывности неньютоновской среды. В настоящее время исследования - как теоретические, так и экспериментальные - продолжаются.

Один из теоретических подходов к описанию реологии пенообразных материалов был предложен Эйнштейном (1906liv). Его уравнение вязкости пенообразных материалов для определения качества пены по шкале от 0 до 54% выглядит следующим образом:

f = (1,0 + 2,5 ),

где: f - вязкость пены,

- вязкость жидкой основы,

- качество пены (объемное содержание).

Уравнение вязкости пены с наложенной пузырьковой фазой, предложенное Гашеком (1910, A и Blv) для вычисления качества пены в интервале от 0 до 74%, выглядит следующим образом:

f = (1,0 + 4,5 ).

Во второй теории Гашека рассматривается вязкость пены, вызванная сдвигом жидкости между газовыми пузырьками, имеющими форму параллелепипеда. Качество пены по данной теории вычисляется в интервале от 75 до 100% по следующей формуле:

f =

3/11

1

Кроме того, необходимо отметить, что данная формула неприменима в предельном случае, когда качество пены равно 100%.

Исходя из результатов своих экспериментов с использованием капиллярных трубок, Митчелл (1969lvi) показал, что пена ведет себя подобно жидкости с бингамовой пластичностью, и эмпирическим путем вывел уравнение вязкости пены.



f = (1,0 + 3,6 ), 0 54%

f =

49.01

1, 54% 100%

Данное уравнение также неприменимо к потоку чистого газа. Крюг представил пластичную вязкость и предельные напряжения сдвига пены в виде функции качества пены.

Байер и др. (1972lvii) первыми создали реологическую модель пены на основе результатов лабораторных исследований и опытно-экспериментальных работ. Из их наблюдений следовало, что пена ведет себя подобно жидкости с бингамовой пластичностью. Их исследование не подтвердило зависимость предельного напряжения сдвига (предела текучести) от объемного содержания жидкости или от качества пены.

Сангани и Икоку (1983lviii) провели экспериментальное изучение реологии пены с помощью концентричного кольцевого вискозиметра, который имитировал условия в стволе скважины. Они сделали вывод о том, что пена представляет собой псевдопластичную жидкость, подчиняющуюся степенному закону и характеризующуюся как показателем текучести n, так и консистенцией K, которые оба зависят от качества пены.

Некоторые исследователи пришли к заключению, что в статистическом смысле модель, подчиняющаяся степенному закону, превосходит пластическую модель Бингама по корреляции данных. Согласно данным других исследователей, пена ведет себя в большей степени подобно пластической модели Бингама. В программе моделирования бурения на депрессии используются три реологические модели: пластическая модель Бингама, степенная модель и модель компании "Шеврон". Модель компании "Шеврон" описана Байером с соавторами (1972lix).

28.14.3 Уравнения для потока вспененного материала В особом случае двухфазной системы, которую представляет собой пенообразный материал, газ, будучи тонкодисперсной фазой, равномерно распределенной в жидкой фазе, можно говорить об однородной текучей среде, а уравнение для межфазного раздела не требуется. Пенообразный материал состоит из сжимаемого компонента (газа) и несжимаемого компонента (жидкости). Несжимаемый компонент исследовать проще ввиду его постоянной плотности. Для описания сжимаемого газа необходимо проводить более сложную работу, поскольку его плотность зависит от температуры и давления.

Связь давления с объемным содержанием газа выражается через коэффициент трения. В последующем выводе используются доработанное уравнение Лорда для перепада давления (1981lx) и метод Сперкера и др. (1991lxi). Коэффициент трения не принимается как постоянная величина, а вычисляется в разных точках вдоль ствола скважины.

Уравнения состояния

Взаимосвязь между изменением плотности текучей среды и давлением и температурой описывается уравнением состояния. Для проектирования самый практичный вид уравнения состояния для реального газа называется технологическим уравнением состояния газа, предложенным Гровье и Азизом (Grovier and Aziz; 1987lxii):

Vg = PM

ZRT

g

где: Vg - удельный объем газа (куб. футов/фунт);

Z - коэффициент сжимаемости газа;

Mg - молекулярный вес газа (фунт/фунт-сила-моль);

R - газовая постоянная = 10,73 (абс. фунт-сил/кв. дюйм-куб. футов/фунт-сил-моль/°R);

T - абсолютная температура (°R);




P - абсолютное давление (фунт-сил/кв. дюйм).

Уравнения механической энергии

За выводом уравнений состояния пены следует анализ динамических характеристик пены с помощью уравнений для импульса движения и энергии. В качестве уравнения механической энергии может рассматриваться следствие из уравнения импульса движения либо укороченное уравнение для полной энергии. Дифференциальное уравнение баланса механической энергии для нисходящих потоков в бурильной трубе выглядит следующим образом:

Dg

d(MD) f2u dp V

g

(VD) d g -

g

du u

c

2

cc

= 0,

где: u - средняя скорость движения пены, футов/с;

f - коэффициент трения Фэннинга;

g - ускорение свободного падения;

gc - 32,2 (фут-фунт)/(килофунт-сила-с2);

MD - глубина по стволу, футы;

VD - глубина по вертикали, футы;

D - внутренний диаметр трубы, дюймы.

Средняя скорость движения пены (u) вычисляется с помощью уравнения неразрывности потока. Для удельного объема оно может быть записано следующим образом:

u = cV = bcp

ac

где коэффициент (c) зависит от массового расхода и площади проходного сечения.

После подстановки дифференциальное уравнение баланса механической энергии принимает следующий вид:

pMD,F d(MD)

dpp

Дифференциальное уравнение баланса механической энергии для восходящих потоков в затрубном пространстве выглядит следующим образом:

0)D - (Dg

d(MD) f 2u - dp V

g

(VD) d g -

g

du u

phc

2

cc

где: Dh - диаметр открытого ствола, дюймы;

Dp - внешний диаметр бурильной трубы, дюймы.

Средняя скорость движения пены в затрубном пространстве также вычисляется по формуле u = cV. Но параметр (c) для восходящего потока в затрубном пространстве отличается.

При подстановке скорости потока в затрубном пространстве в приведенное выше уравнение будет получено следующее дифференциальное уравнение баланса механической энергии для восходящего потока в затрубном пространстве:

Bottom of Hole

Bit Nozzle

Un

P1

P2

U0

Насадка долота

Забой ствола скважины



p)DM,(Fd(MD)

dpA

Потери давления в насадках для случая потока пенообразного материала

Для вычисления перепада давления на коротких участках сужения проходного сечения, например, в струйной насадке долота (см. иллюстрацию), как правило, считают пренебрежимо малыми (1) перепад высот, (2) скорость потока в верхней части насадки и (3) потери давления на трение в насадке. Таким образом, дифференциальное уравнение баланса механической энергии принимает следующий вид:

0 dp V g

du u

c

С помощью подстановки и группирования получают следующее выражение в единицах, используемых на промыслах:

ln a PPb 12 0U10 x 8.1P

P 2n

4-

1

2

где: P1 - давление в верхней части насадки,

P2 - давление на забое,

Un - скорость струи в насадке.

Скорость струи в насадке (Un) вычисляется по формуле:

'bcP

ac'U

2n

Уравнение, применимое в промысловых условиях, можно решать числовым методом, позволяющим вычислить давление в верхней части насадки (P1). Предварительно вычисляют давление на забое (P2).

Падение давления в насадках для случая потока воздуха или аэрированной среды

Расчет падения давления для случая потока воздуха или аэрированной среды в насадках приводится в работе Лайона (Lyon) "Руководство по бурению с продувкой воздухом или газом" (Air and Gas Drilling Manual). Для достижения максимальной турбулентности потока воздуха или газа, возникающей на поверхности шлама, во время нормального бурения в насадках долота необходимо поддерживать сверхзвуковую скорость потока воздуха или аэрированной среды. Расчет перепада давления в насадках производится по следующей схеме:

a. Вычислить давление на забое (Pb), используя уравнение для потока воздуха, аэрированной среды или пенообразного материала

b. Считать, что давление в бурильной колонне над долотом (Pa) поддерживается на уровне

Pa b

1-k

k

P1k

2

где: k - отношение значений удельной теплоты для воздуха (газа)

Pb - амплитудное значение давления в затрубном пространстве на забое (фунт-сил/кв. фут абс.)

В данном случае в насадках долота существует поток со звуковой или сверхзвуковой скоростью. Вышеприведенное уравнение позволяет вычислить критическое отношение давлений. Следовательно, для потока воздуха или газа через насадки можно использовать уравнение:




G = 2/1

a

an

2/1

1-k

1k

T

PA

1 k

2

R

Sgk

где: G - весовой расход потока воздуха/газа через насадки или систему (фунт/с);

S - удельный вес газа (для воздуха равен 1,0);

R - газовая постоянная (53,3 фут-фунт-силы/фунт-°R); k - отношение значений удельной теплоты для воздуха (или газа); g - ускорение силы тяжести (32,2 фута/с2);

An - общая площадь поверхности насадок долота, кв. фут;

Pa - давление воздуха (или газа) над насадками долота, фунт-сила/кв. фут абс.;

Ta - температура воздуха (или газа) над насадками долота, °R.

Если отношение давлений Pa/Pb меньше критического отношения, полученного ранее, предположение о дозвуковом потоке справедливо. В таком случае поток воздуха или газа через насадки (открытые выходные отверстия) будет описываться следующим выражением:

G = An

2/1

k

1-k

b

ab b 1

P

PP

1 - k

2gk

где b - удельный вес воздуха над долотом (фунт-сила/куб. фут).

28.14.4 Моделирование притока Одно из преимуществ бурения с промывкой пенообразным материалом состоит в низком давлении на забое, благодаря чему повышается скорость проходки. Однако низкое давление на забое может стать причиной притока газа, воды или нефти. Такой приток вызывает изменение в структуре пенообразных материалов, что ведет к перераспределению давления в бурильной трубе и в затрубном пространстве.

Общая плотность жидкости вычисляется на основе расхода и плотности нагнетаемой жидкости и притока воды или нефти.

N

iiiooL ff

где: o - плотность поступающей жидкости,

fo =

N

liio

o

qρ

q

fI =

N

liio

i

qρ

q

qo - расход при нагнетании жидкости,

qi - интенсивность притока воды/нефти,

N - число притоков воды/нефти.

Аналогичным образом можно вычислить конечное значение вязкости жидкости.

Молекулярный вес смеси нагнетаемого газа и приточного газа вычисляется на основе весовых коэффициентов, аналогичных тем, которые используются для вычисления плотности и вязкости жидкости, а именно:



M

liigiogog fMfMM

где: Mgo - молекулярный вес поступающего газа,

Mgi - молекулярный вес газа из притока,

fo =

N

ligigo

go

mm

m

fI =

M

ligigo

gi

mm

m

mgo - удельный массовый расход поступающего газа,

mgi - удельный массовый расход газа из притока,

N - число притоков газа.

В уравнениях состояния газа и восходящего потока пенообразного материала в затрубном пространстве необходимо использовать скорректированные параметры, характеризующие затрубное пространство над точками притока.

28.14.5 Шламонесущая способность

Скорость проскальзывания шлама в потоке пенообразного материала

Еще одно преимущество бурения с промывкой пенообразным материалом состоит в его высокой несущей способности. Например, значения и предельного напряжения сдвига, и пластической вязкости пены с бингамовой пластичностью будут увеличиваться по мере повышения качества пены. Это приведет к повышению эффективной вязкости пены и увеличению шламонесущей способности. Для инженеров-буровиков важно знать скорость проскальзывания частиц, характеризующую ту скорость, с которой оседают из жидкости частицы выбуренной породы данного диаметра и удельного веса. В программу моделирования бурения на депрессии включено соотношение Мура (Bourgoyne et al., 1986) для определения скорости проскальзывания в структуре пенообразных материалов.

Эффективная ньютоновская вязкость вычисляется с помощью соотношения Мура следующим образом:

0208.0

n/12

U

DD

144

KnI-

a

phaμ

где Ua - средняя скорость потока в затрубном пространстве.

Число Рейнольдса для частиц равно:

a

sslfRe μ

dV928pN

где f - масса пены, фунт/галлон;

Ds - диаметр частиц, дюймы;

Vsl - скорость проскальзывания, фут/с.

В приведенном выше выражении скорость проскальзывания (Vsl) не определена, и ее необходимо получать методом итерации. Если число Рейнольдса превышает 300, скорость проскальзывания равна:

f

fsssl

d54,1V




где s - плотность твердой фазы, фунт/галлон.

Если число Рейнольдса не превышает 3, скорость проскальзывания равна:

fs2

2s

sl μ

d87,82V

Для числа Рейнольдса в пределах от 3 до 300 приблизительное значение скорости проскальзывания равно:

1/32

1/3f

3/2fss

sl μ

d90,2V

Скорость проскальзывания шлама в потоке воздуха или аэрированной среды

Скорость проскальзывания шлама в потоке воздуха или аэрированной среды вычисляется по уравнению, выведенному Греем (1958lxiii). Скорость проскальзывания плоских частиц (сланцы и известняки) равна:

2/1

sssl 1

371.0d6,1V

T

где: s - плотность бурового шлама, фунт/куб. фут;

T - температура в данной точке (°R);

P - давление в данной точке, фунт-сил/кв. дюйм.

Скорость проскальзывания полукруглых частиц (песчаники) равна

2/1

sssl 1

0.371d1,2V

P

T


Коэффициент выноса шлама вычисляется по формуле:

a

slt U

V1F

При положительных коэффициентах выноса шлама процесс будет характеризоваться той или иной степенью эффективности выноса на поверхность. При отрицательном значении данного показателя шлам будет накапливаться в затрубном пространстве. Поэтому данный коэффициент служит отличной мерой несущей способности конкретного бурового раствора.

Необходимо учитывать, что приведенные выше уравнения для скорости проскальзывания применимы только к вертикальному потоку.

28.15 Гидравлические характеристики скважин при высоких температурах и давлениях

28.15.1 Модели реологии текучих сред В отрасли бурения для описания поведения текучих сред наиболее распространены три модели реологии: ньютоновская модель, пластическая модель Бингама и модель, подчиняющаяся степенному закону. Эти модели течения сред могут использоваться для вычисления потерь давления на трение, шламонесущей способности бурового раствора, напора и разрежения от раскачивания колонны и т.д. Предусмотренные в программе HTHPFLOW модели текучих сред построены преимущественно на основе уравнений, которые



выведены в работе "Прикладная техника бурения" (Applied Drilling Engineering) Бургойна и др. (Bourgoyne et al., 1991) и в технических условиях API SPEC 10.




Ньютоновская модель текучей среды

Ньютоновские текучие среды — это среды, в которых напряжение сдвига прямо пропорционально скорости сдвига. Примерами таких текучих сред служат вода, воздух, азот, глицерин и маловязкое масло. Эти текучие среды характеризуются одним общим параметром, а именно вязкостью.

Реология ньютоновской текучей среды описывается приведенным ниже уравнением и отображена на иллюстрации.

,

где: - напряжение сдвига, µ - вязкость жидкости,


Пластическая модель текучей среды Бингама

Многие жидкости, предназначенные для бурения или заканчивания, не относятся к ньютоновским средам, т.е. они характеризуются напряжением сдвига, которое не прямо пропорционально скорости сдвига. Во многих случаях жидкости обладают тиксотропностью, т.е. их вязкость снижается при повышении скорости сдвига.

Наиболее распространенные буровые растворы принадлежат к пластичным жидкостям Бингама. Эти жидкости не обладают текучестью, пока приложенное к ним напряжение сдвига не превысит определенное минимальное значение, называемое предельным напряжением сдвига. После того как предельное напряжение превышено, изменения напряжения сдвига пропорциональны скорости сдвига с коэффициентом пропорциональности, который называется пластической вязкостью. Поэтому такие жидкости характеризуются двумя параметрами: пластической вязкостью и предельным напряжением сдвига. Поскольку эти постоянные определены в диапазоне заданных скоростей сдвига от 500 до 1000 с-1, такая модель используется для описания жидкостей в диапазоне повышенных скоростей сдвига.


= p + y; > y

= 0; y -y

= p – y; < -y


y - предельное напряжение сдвига (напряжение текучести), µp - вязкость жидкости.


µp = 600 – 300

y = 300 – µp

где 600, 300 – значения сдвига по показаниям вискозиметра на частотах вращения 600 и 300 мин-1.

=


.

Напряж

ение

сдвига

,



p y

=


p

.

Напряж

ение

сдвига

,

+

+y



Степенная модель текучей среды


Модель, подчиняющаяся степенному закону, описывается следующей зависимостью:

= K n,

где: K - коэффициент консистенции, выраженный в эквивалентных сантипуазах (см. Bourgoyne et al., 1991)


Степенная модель может использоваться для описания тиксотропной (n < 1), ньютоновской (n = 0) или загустевающей при сдвиге (n > 1) текучей среды. Отклонение показателя характера потока (n) от единицы служит мерой отличия текучей среды от ньютоновской.

Параметры текучей среды: n и K - вычисляются следующим образом:

300

600log32,3

n n300

511

510K

(экв. сПз)

Иногда показатель консистенции выражается в единицах "фунт-сила·с/кв. фут". Эти две единицы измерения показателя консистенции могут быть взаимосвязанными (при давлении, соответствующем уровню моря) следующим соотношением:


28.16 Вычисление расхода и перепада давления Если рассматривать с практической точки зрения, ньютоновские жидкости могут считаться частным случаем пластичных жидкостей Бингама. Соотношения, описывающие расход и падения давления для пластичных жидкостей Бингама, могут использоваться при условии выбора нулевого значения предельного напряжения сдвига (y).

Пластичные жидкости Бингама

Вычисление потерь давления на трение в трубе или затрубном пространстве требует знания режима потока (который может быть ламинарным или турбулентным). Сначала необходимо вычислить скорость движения текучей среды.

Средняя скорость

Средняя скорость текучей среды внутри трубы и в затрубном пространстве вычисляется следующим образом:

Для потока в трубе:

2d448.2

Qv

Kn=


.


вига

,


n<1




Для потока в затрубном пространстве:

)dd(448.2

Qv

21

22

где: v - средняя скорость, фут/с; Q - расход, галлон/мин; d - диаметр трубы, дюймы; d2 - внутренний диаметр

обсадной колонны или ствола скважины, дюймы;

d1 - внешний диаметр бурильной колонны, дюймы.


Критическим числом Рейнольдса характеризуется переход от ламинарного к турбулентному потоку. Взаимосвязь между числом Хедстрома (общим безразмерным параметром) и критическим числом Рейнольдса показана на иллюстрации. При нулевом предельном напряжении сдвига y (т.е. у ньютоновских жидкостей) критическое число Рейнольдса равно приблизительно 2100.

Число Рейнольдса

Число Рейнольдса NRe – это еще один общеупотребительный безразмерный параметр потока жидкости. Значения выше критического числа Рейнольдса указывают на турбулентный характер потока в данных условиях, а значения ниже критического - на ламинарный характер.

Определив режим потока, можно вычислить потери давления на трение для ламинарного потока (у которого NRe < критич. NRe) или турбулентного потока (NRe критич. NRe).

Жидкости, подчиняющиеся степенному закону

Прежде чем вычислять потери давления на трение для жидкости, подчиняющейся степенному закону, необходимо определить ее критическое число Рейнольдса, знание которого требуется для описания режима потока.


Критическое число Рейнольдса для данного показателя характера течения (n) можно получить из графика как точку пересечения сплошной наклонной линии и соответствующей кривой "n".

Данные, приведенные на этой иллюстрации, можно аппроксимировать следующим образом (Leitão et al., 1990):

Число Хедстрома 103 104 106 107

Критическое

числ

о Рей

нольдса

103

104

105

105

Число Рейнольдса 102 103 105 106

Коэф

фициент трения

10-3

10-2

10-1

10-4

104

n=1.00.80.6

0.4

0.2



Критическое значение NRe = 4200 для n < 0,2

Критическое значение NRe = 5960 – 8800 для 0,2 n 0,45 Критическое значение NRe = 2000 для n > 0,45

После этого для вычисления потерь давления на трение в жидкостях, подчиняющихся степенному закону, используются специальные соотношения.

Потери давления на буровом долоте

Для вычисления потерь давления на буровом долоте вводятся три допущения:

1. Изменение давления с высотой места пренебрежимо мало.

2. Скорость в верхней части потока пренебрежимо мала по сравнению со скоростью струи в насадке.

3. Потери давления на трение в насадке пренебрежимо малы.

Скорость струи в насадке определяется следующим выражением:

Tn A117.3

QV

где: Vn - скорость струи в насадке, фут/с;


AT - общая площадь проходного сечения насадок, кв. дюймы.

Падение давления на долоте определяется следующим образом:

2T

2d

2

bAC032,12

QP

где Cd — коэффициент расхода при истечении; значение, рекомендуемое в работе Бургоня и др., равно 0,95 (Bourgoyne et al., 1991).

Полное падение давления в системе определяется следующим уравнением:

Ptot = Pp + Pa + Pb,

где: Pp - сумма потерь давления внутри трубы;

Pa - сумма потерь давления в затрубном пространстве.

Соответственно, мощность насоса (PHP), измеряемая в л.с., определяется соотношением:

1714

QPPHP tot

Напор и разрежение при расхаживании колонны

Модели, используемые для вычисления потерь давлений на трение, применимы также для определения напора и разрежения при расхаживании колонны, если известна скорость спуска бурильной трубы в скважину. Напор создается вследствие повышения давления при спуске бурильной трубы в скважину. Снижение давления (разрежение), возникающее при подъеме трубы из скважины, называется давлением свабирования.

Для закрытой трубы скорость потока в затрубном пространстве оценивается следующим выражением (Moore, 1974):

p21

22

21 vdd

dAv

где: v - средняя скорость жидкости в затрубном пространстве, фут/мин;




A - постоянная сцепления (рекомендуемое значение = 0,45);

vp - скорость спуска трубы, фут/мин.

Для учета ускорения и замедления трубы Мур предложил использовать максимальную скорость жидкости. В общем случае максимальная скорость жидкости определяется следующим соотношением:

Vm = 1,5 v.

Напор и разрежение при расхаживании колонны определяются путем замены средней скорости максимальной скоростью текучей среды в ранее рассмотренных уравнениях для потерь давления на трение.

Эквивалентная плотность циркуляции

Особенно важно знать эквивалентную плотность циркуляции (ECD) на данной глубине. Эквивалентная плотность циркуляции — это плотность жидкости, создающей гидростатическое давление, равное давлению циркуляции.

)/(052,0

галлонсилафунтTVD

PECD

где: P - давление в рассматриваемой точке, фунт-сила/кв. дюйм;

TVD - фактическая глубина по вертикали (Lв), футы.

28.17 Скорость проскальзывания и вынос шлама Одна из основных функций бурового раствора заключается в удалении частиц выбуренной породы и грунта из затрубного пространства. Инженера-бурильщика часто интересует скорость проскальзывания шлама, которая определяет темп, с которым шлам данного размера и удельного веса осаждается из жидкости. К сожалению, точное прогнозирование затруднено сложностью геометрии и граничных условий.

В программе HTHPFLOW предусмотрены два вида корреляции. Следует отметить, что они пригодны только для вертикальных интервалов скважины. При отклонении ствола от вертикали эффективность выноса шлама начинает падать.

Корреляция Мура

Мур предложил метод определения скорости проскальзывания шлама в системе циркуляции бурового раствора. Его метод требует вычисления эффективной ньютоновской вязкости по следующей формуле:

0208,0

/12

v

DD

144

Kμ

n-I

a

pha

n

где av - средняя скорость бурового раствора в затрубном пространстве.

Вычисление числа Рейнольдса для шлама требует знания скорости проскальзывания шлама. Скорость проскальзывания определяется итерационными методами.

Корреляция Чена

Корреляция Чена основана на аналогичном методе вычисления эффективной ньютоновской вязкости, используемой при определении числа Рейнольдса для шлама. Эффективная вязкость вычисляется с помощью следующей формулы:

a

sypa v

d5

Число Рейнольдса для шлама вычисляется аналогично случаю корреляции Мура и затем используется для определения режима потока и скорости проскальзывания на основе специальных соотношений.



Корреляции Мура и Чена могут потребовать нескольких итераций, с помощью которых отыскивается решение.

28.18 Проектирование скважины Для оптимизации гидравлических характеристик иногда необходимо оценивать рабочие режимы насоса и размеры насадок на этапе проектирования скважины. Необходимые для проектирования данные включают в себя технологическую карту применения БР, геометрические параметры ствола скважины и предполагаемый расход. Эта модель используется для вычисления потерь давления на трение на различных проектных глубинах. Исходя из потерь давления на трение, программа вычисляет оптимальные гидравлические характеристики по критерию максимальной силы воздействия струи на забой или максимальной гидравлической мощности.

Результаты оптимизации гидравлических характеристик отражают только оптимизированное значение общей площади проходного сечения насадок. Поскольку гидромониторное долото может иметь две, три или большее число насадок, большое число сочетаний размеров насадок точно аппроксимирует оптимизированную общую площадь их проходного сечения. Программа вычисляет несколько возможных сочетаний диаметров насадок для конструкций с двумя, тремя, четырьмя и пятью насадками. Программа дает также вариацию площади для каждого из сочетаний.

28.19 Коэффициент выноса шлама Коэффициент выноса шлама вычисляется по формуле:

a

slt U

V1F

где Vsl - скорость проскальзывания.

При положительных коэффициентах выноса шлама процесс будет характеризоваться той или иной степенью эффективности выноса на поверхность. При отрицательном значении этого показателя шлам будет накапливаться в затрубном пространстве. Поэтому данный коэффициент служит отличной мерой несущей способности конкретного бурового раствора.

28.20 Влияние температуры и давления на вязкость Влияние температуры

Повышение температуры ведет к снижению эффективной вязкости. Как правило, влияние температуры особенно значительно у буровых растворов на нефтяной основе с асфальтом, оказываясь умеренным у растворов на нефтяной основе с гидрофобными неорганическими загустителями и сравнительно малым у растворов на водной основе.

Влияние давления

Повышение давления вызывает рост эффективной вязкости. Как правило, у растворов на нефтяной основе с асфальтовым загустителем влияние давления более заметно, чем у растворов с гидрофобными неорганическими загустителями.

Внесение поправок на температуру и давление

Если в гидравлических расчетах используется значение вязкости, определенное при условиях на поверхности, могут быть получены неверные результаты. Для повышения точности вычислений вязкость бурового раствора следует определять при температурах и давлениях, встречающихся в скважине. Для этого требуются вискозиметр, предназначенный для измерений при высоких значениях температуры и давления и служащий источником информации, и компьютер для ее анализа. После этого можно внести поправку на условия на поверхности.

Поправочные коэффициенты представляют собой средние значения, полученные при исследовании различных видов буровых жидкостей в условиях высоких температур и давлений. Хотя использование этих




поправочных коэффициентов дает приемлемые приближенные оценки, они менее точны, чем значения вязкости, измеренные в забойных условиях. На нижеприведенных иллюстрациях показаны поправочные коэффициенты для жидкостей на водной основе, на нефтяной основе с асфальтом и на нефтяной основе с гидрофобными неорганическими загустителями.

Поправочный коэффициент для оценки вязкости на забое (буровой раствор на водной основе)

Температура (°F) 125 150 200 250 300

Поправ

очный

коэф

фициент

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

Поправочный коэффициент для оценки вязкости на забое (буровой раствор на нефтяной основе с асфальтом)

Температура (°F) 150 200 250 350 400

Поправ

очный

коэф

фициент

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

0 300

20 000 фунт-сил/кв. дюйм



8000 фунт-сил/кв. дюйм





Поправочный коэффициент для оценки вязкости на забое

(буровой раствор на нефтяной основе с гидрофобными неорганическими загустителями)

150 200 250 350 400

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

0 300

Температура (°F)

Поправ

очный

коэф

фициент







28.21 Модель динамического глушения скважин малого диаметра

Основная сложность проектирования скважин малого диаметра заключается в том, что вследствие меньшего объема затрубного пространства газовый выброс данного объема будет занимать более протяженный интервал ствола. Такое увеличение высоты столба более легкой текучей среды приведет к большему снижению гидростатического давления на фонтанирующий пласт.

Обычные методами управления скважинами предусматривается быстрое закрытие скважины с последующим контролем давления в БТ и затрубном пространстве при одновременном медленном выкачивании выброса из скважины и увеличении удельного веса БР для предотвращения дальнейшего притока выбрасываемого флюида. Однако малый объем затрубного пространства может существенно влиять на безопасный гидравлический режим и управление скважиной. Эта задача имеет как минимум два аспекта:

1. Малая вместимость затрубного пространства в скважине малого диаметра приводит к снижению сопротивления газопроявлению и требует от систем управления скважиной способности обнаруживать выбросы значительно меньшего – по сравнению с обычными условиями – объема.

2. Обычные методы управления скважинами основаны на предположении о том, что потери давления в затрубном пространстве составляют небольшую долю общих потерь давления циркуляции. Поэтому при статических условиях в пласте может поддерживаться небольшая репрессия, а в процессе циркуляции можно сохранять безопасное значение ЭПЦ, при котором не достигаются градиенты гидроразрыва. Из-за высоких потерь давления на трение при протекании жидкости в затрубном пространстве скважин малого диаметра это предположение часто оказывается недействительным.

В закрытой после выброса скважине давление пласта уравновешивается на стороне БТ весом бурового раствора и давлением в бурильной колонне при закрытом устье (Рбк закр.). На стороне затрубного




пространства давление уравновешивается весом приточного флюида, весом БР и давлением в обсадной колонне при закрытом устье (Рзакр. ок). Значение Рзакр. ок, как правило, превосходит Рбк закр. из-за потери гидростатического напора на стороне затрубного пространства.

Баланс давлений в стволе изменяется при выкачивании выброса из скважины после ее закрытия. Влияние потерь на трение в БТ противоположно влиянию давления циркуляции и веса БР. В затрубном пространстве давление от потерь на трение действует в том же направлении, что и вес притока, вес БР и давление в штуцерной линии. Влияние трения при циркуляции приводит к увеличению потерь давления как на стороне БТ, так и на стороне затрубного пространства. Потери на трение, как правило, больше на стороне затрубного пространства из-за малой площади (сужения) сечения потока.

Основное осложнение при управлении скважинами малого диаметра вызывается высокими потерями на трение в затрубном пространстве, имеющимися даже при низких скоростях циркуляции. Поэтому в качестве альтернативного решения, применяемого в некоторых ситуациях, внедрено динамическое глушение скважины. В этом методе используется повышение эквивалентной плотности циркуляции для преодоления давления фонтанирования пласта путем быстрого увеличения производительности насоса или частоты вращения ротора.

Значительное влияние на величину потерь на трение в затрубном пространстве оказывает реология БР. На потери давления в затрубном пространстве влияет также вращение БТ. В некоторых БР увеличение потерь на трение возникает также при переходе от ламинарного к турбулентному потоку.

Динамическое глушение требует наличия систем обнаружения выброса, способных обнаруживать проявления небольшого объема (часто не более 1 барреля). Выбросы наиболее вероятны при остановленных насосах, например, при выполнении соединений. Обнаружение притока в эти периоды может быть более сложным вследствие изменения уровней в амбарах и расхода. Эффективные системы обнаружения выброса в скважинах малого диаметра должны обеспечивать контроль состояния скважины в периоды останова насосов. При бурении скважин малого диаметра затрубным забоем разрежение, возникающее при извлечении керноотборника, может быть скомпенсировано путем закачки жидкости по БК через лубрикаторную систему.

28.22 Моделирование тепловых режимов скважины

28.22.1 Описание ствола скважины В программу моделирования температурных режимов скважины DrillNET включены две основные модели движения потоков флюидов внутри ствола: (1) заканчивание скважины для добычи или закачки; (2) заканчивание скважины, при котором идет циркуляция флюида. На приведенных ниже иллюстрациях в центре показана насосно-компрессорная или бурильная колонна; далее следуют обсадные колонны, называемые в порядке удаления от центра: эксплуатационная обсадная колонна, промежуточная колонна, техническая колонна, кондуктор и, наконец, ствол скважины. Снаружи ствола залегает горная порода.

28.22.2 Числовая координатная сетка Для каждой глубины внутри ствола скважины вычисляются три значения температуры (см. иллюстрацию). Радиальные границы вычислительных ячеек располагаются на осевой линии скважины, на внешней поверхности НКТ или бурильной трубы, а также на первой обсадной колонне (эксплуатационной колонне). Положению внешней границы третьей ячейки соответствует радиальное расстояние за границей раздела "ствол – порода". Расстояние от стенки скважины до внешней границы равно расстоянию от внешней поверхности первой обсадной колонны до стенки скважины, т.е. осевая линия

Ствол Грунт

Tk,1 Tk,2 Tk,3

RR

Граница ячейки

Температурные узлы



третьей ячейки располагается на границе раздела "ствол – порода" (радиальное расстояние третьего температурного узла).

Первый узел соответствует флюиду внутри колонны или бурильной трубы, характеризуя температуру добываемого, нагнетаемого или промывочного флюида или просто температуру вблизи центра скважины в закрытом состоянии. Второй узел соответствует жидкости в затрубном пространстве и характеризует температуру жидкости в затрубном пространстве при циркуляции.

Теплота, передаваемая вдоль оси скважины внутри ствола, не учитывается. Длина осевого шага задается равной 200 футам (значение по умолчанию) либо выбирается пользователем; длина радиального шага, как правило, составляет от нескольких дюймов до нескольких футов. В большинстве практических случаев осевые температурные градиенты значительно меньше радиальных градиентов. Для вычисления значений температуры в узлах осуществляется выбор ячеек флюида и породы.

Создавая тепловую модель горизонтальных и искривленных скважин, целесообразно принять, что траектория ствола лежит в одной плоскости. Необходимо лишь вычислить температуру в плоскости, перпендикулярной к плоскости траектории.

28.22.3 Характеристики твердых материалов Для достоверного моделирования теплового потока необходимо определить характеристики твердых материалов внутри скважины и вокруг нее. В состав твердых материалов, учитываемых в модели, входят цемент, горная порода и сталь. Поскольку теплофизические характеристики двух типов одного и того же основного материала не имеют значительных отличий, в программе DrillNET используется только по одному набору характеристик для цемента и стали.

В состав требующихся теплофизических характеристик входят плотность, удельная теплоемкость и теплопроводность. Все характеристики твердых материалов рассматриваются как константы. В таблице указаны исходные значения характеристик, присваиваемые каждому твердому материалу по умолчанию.

28.22.4 Нагнетание, отбор и циркуляция жидкостей

Свойства флюидов

Свойства флюидов, присутствующих внутри скважины, оказывают значительное влияние на теплообмен между скважиной и горной породой. В процессе моделирования тепловых режимов скважины задаются такие характеристики флюидов как плотность, вязкость, удельная теплоемкость и теплопроводность.

Вязкость флюида существенно влияет на конвективный теплообмен. Для вычисления вязкости неньютоновских текучих сред, присутствующих в большинстве скважин, применяются модель степенного закона и модель вязко-пластичной жидкости Бингама. Реологические свойства растворов с высоким содержанием твердой фазы и утяжеленных растворов (удельный вес выше 1,5) приближаются к свойствам текучей среды Бингама. Свойства растворов с низким содержанием твердой фазы и разбавленных растворов сходны со свойствами текучих сред, подчиняющихся степенному закону. Эффективная вязкость определяется как отношение напряжения сдвига к градиенту скорости сдвига:

eff = K n-1 (флюиды, подчиняющиеся степенному закону)

eff = p + 0 (вязко-пластичные флюиды Бингама)

где K – показатель консистенции, n – показатель степени степенной зависимости, µp – пластичная вязкость (или модуль упругости при сдвиге) и o – предел текучести. Градиент скорости сдвига () может быть вычислен из характеристик флюида, его объемного расхода и геометрических параметров скважины.

Теплофизические характеристики твердых материалов

Материал

Плотность(фунт/куб.

фут)

Удельная теплоемкость (БТЕ/фунт-°F)

Теплопроводность(БТЕ/ч-фут-°F)

Цемент 104 0,20 0,60 Порода 140 0,30 0,92 Сталь 490 0,11 26,1




В том случае, если показания вискозиметра R600, R300, R200 и R100 – это единственные имеющиеся реологические параметры, эффективная вязкость может вычисляться из этих показаний.

Температура - это параметр, важный для определения вязкости жидкости. Измерения всех параметров флюидов считаются выполненными при температуре 70°F (21°C). Влияние изменений температуры на вязкость учитывается автоматически.

Для определения теплосодержания и энергии, накопленных в текучей среде, используются значения удельной теплоемкости. Величина удельной теплоемкости конкретного флюида находится в зависимости от содержания твердой фазы в его составе. Все флюиды считаются полученными путем добавления твердой фазы в воду.

Взаимосвязь породы и скважины

Для описания теплообмена между стволом скважины и породой необходимо учитывать механизм теплопроводности. При движении тепловых потоков между породой и скважиной они проходят через различные сочетания из стали, цемента, флюида и породы. Теплопроводность вычисляется из геометрических параметров скважины и свойств указанных материалов. Теплота переносится от теплового узла (j, 2) к узлу (j, 3) через составную радиальную систему из различных материалов. Интенсивность теплового потока может быть выражена формулой:

q = U z T,

где U - теплопроводность.

Коэффициент конвекции

Возникающая в скважинных флюидах конвекция может заметно влиять на интенсивность передачи тепла от скважины к окружающей горной породе. При протекании флюида вдоль твердой поверхности между ними происходит теплообмен, который называется конвективным теплообменом. Интенсивность передачи тепла через твердую поверхность выражается формулой:

q = h T,

где T – разность температур флюида и твердой поверхности, h – коэффициент конвекции.

Интенсивность передачи тепла через затрубное пространство повышается за счет естественной конвекции, которая может быть выражена через эффективную теплопроводность Keff.

Баланс энергии в ячейке флюида

Энергия ячейки флюида должна подчиняться первому закону термодинамики, т.е. закону сохранения энергии. Применяя данный закон, приходим к уравнению следующего вида:

1ni,jT = Aj, i

1ni,1jT

+ Bj, i 1ni,1jT

+ Cj, i 1n1i,jT + Dj, i

1n1i,jT + Ej, i (

ni,jT + n

i,1jT )+ Fj, i 1n

1i,1jT + Gj, i

1n1i,1jT

Такое уравнение может быть составлено для каждой точки с координатами j, i внутри ствола и должно дать систему совместных линейных алгебраических уравнений. Неизвестные - это температуры в каждом узле с временным шагом n+1 для суммарного числа уравнений и неизвестных 3Nz, где Nz – число узлов в вертикальном направлении.

Баланс энергии в ячейке породы

Баланс энергии требуется знать также и для каждой ячейки, содержащей породу. Это требование учтено в уравнении:

1ni,jT = Aj, i

1ni,1jT

+ Bj, i 1ni,1jT

+ Cj, i 1n1i,jT + Dj, i

1n1i,jT + Ej, i

ni,jT

Применяя данное уравнение ко всем узлам пласта, получаем систему (Nr–3) Nz совместных алгебраических уравнений, где Nr – число узлов в радиальном направлении. Аналогичное число неизвестных существует для температур в узлах.



z

g 2

T2

V2

P2Элемент потока с постоянной

площадью сечения

1

T1

V1

P1

Как показано в предыдущих разделах, такие уравнения можно применить к каждому из температурных узлов, образовав систему совместных линейных алгебраических уравнений. При решении этих уравнений получают новые значения температуры для каждого нового временного шага n+1.

28.22.5 Циркуляция газа Методика вычисления температур в горной породе при использовании газа в качестве циркулирующей среды аналогична той, которая применяется при циркуляции флюида. В этих вычислениях используются свойства текучих сред, присущие газам, включая плотность, удельную теплоемкость и коэффициент конвекции.

Параметры потока

Поток газа описывается тремя законами сохранения, лежащими в основе гидродинамики: законом сохранения массы, законом сохранения импульса и законом сохранения энергии. На иллюстрации изображен поток газа, проходящий через канал постоянного сечения с площадью поперечного сечения A и длиной z.

Массовая плотность потока G выражается формулой:

G = v.

Баланс количества движения выражен в следующем виде:

P2 – P1 + G(v2 – v1) + F + W = 0.

Дополнительное соотношение, необходимое для решения уравнения баланса количества движения, представляет собой уравнение состояния идеального газа:

P = RT,

где R – постоянная идеального газа.

Исходя из предположения о линейности скорости и применяя метод остатков, можно получить приближенное решение уравнения баланса количества движения для выходной скорости v2 с помощью формулы для корней квадратного уравнения. При отрицательных значениях определителя (b2 – 4ac) реальные решения отсутствуют. Физический смысл отрицательного определителя заключается в запирании потока, т.е. в нехватке давления для сохранения принятого массового расхода. Для получения положительного значения определителя следует либо повысить входное давление, либо снизить расход.

Свойства воздуха и азота

Воздух и азот представлены в модели как идеальные газы. Их характеристики даны в последующей таблице.

Свойства газов

Газовая

постоянная (Дж/кг-K)

Удельная теплоемкость

(Дж/кг-K)

Отношение удельных

теплоемкостей Воздух 287,06 1004,0 1,40 Азот 296,80 1038,3 1,40

Теплопроводность выражается следующим отношением:

k = Pr

Cp

где Cp – удельная теплоемкость, Pr – число Прандтля, µ - вязкость.




28.22.6 Отбор и нагнетание двухфазного паросодержащего потока

Режимы потока

Вертикальный двухфазный паросодержащий поток, состоящий из жидкой и паровой фаз, классифицируется по режимам, определяемым геометрией и скоростью потока. Широко принята классификация с разбивкой на четыре режима двухфазного паросодержащего потока: пузырьковый режим, глобулярный режим, переходный режим и дисперсно-затрубный режим (см. иллюстрацию).

1. Пузырьковый режим

Труба почти заполнена жидкостью (т.е. объем газа мал). Газ распределен в виде небольших пузырьков произвольного размера, вследствие этого поднимающихся с различными скоростями. Газообразная фаза незначительно влияет на потери давления на трение, обусловленные скоростью движения жидкости.

2. Глобулярный режим

Пузырьки газа сливаются друг с другом и образуют более крупные пузыри округлой формы, т.е. глобулы, заполняющие собой почти все пространство внутри трубы. Скорость движения таких глобул выше скорости движения жидкости. Как газообразная, так и жидкая фазы оказывают значительное влияние на падение давления.

3. Переходный режим

В этом режиме наблюдается переход от непрерывной жидкой фазы к непрерывной газообразной фазе. Несмотря на существенное влияние жидкой фазы, газообразная фаза доминирует в формировании характеристики потока.

4. Дисперсно-затрубный режим

Газообразная фаза полностью доминирует, а жидкая фаза переносится в виде капель.

Определение режима потока

Предельные параметры режима потока определяют с помощью безразмерных чисел, полученных эмпирическим путем. Для режимов потока приняты следующие пределы (Lim):

Пузырьковый режим: vsg/vns < (Lim)Bubble

Глобулярный режим: vsg/vns < (Lim)Bubble vsD < (Lim)Slug

Переходный режим: (Lim)Mist > vsD > (Lim)Slug

Дисперсный режим: vsD > (Lim)Mist

Соотношения для падения давления в случае двухфазного потока

Основным уравнением, используемым для прогнозирования падения давления, служит уравнение сохранения количества движения для смешанного двухфазного потока, состоящего из жидкой и паровой фаз.

p + Gg vg + Gw vw + W + F = 0.

Направление потока

Поверхностная скорость газа Vgl (фут/с)

Поверхностная

скорость

воды

Vs

l (фут

/с)

sl

1.0 1000.1 10

10

0.1

1.0

Пузырьки (диспергирован газ)

Глобула (диспергирован газ)

Переходное состояние (диспергированы обе фазы)

Дисперсная смесь в затрубном пространстве (диспергирована жидкость)



Фазовые переходы

Фазовые переходы определяются с помощью уравнения баланса энергии. Уравнение баланса энергии для двухфазной смеси газа и воды имеет следующий вид:

0dzA

qzGcosgG

2

vhG

2

vh

2z

1zg

2g

gw

2w

w

где h – удельная энтальпия, q – удельный тепловой поток на единицу длины трубы, а символом обозначается изменение параметров элемента потока на пути от входа к выходу.

Температура в стволе скважины

Термодинамическая область, где вода и пар существуют одновременно, - это двухфазная область, где жидкость и пар пребывают в состоянии насыщенной жидкости и насыщенного пара, соответственно. Из закона равновесия Гиббса следует, что в двухфазной области давление и температура не могут быть независимыми переменными. Температура насыщения Ts определяется следующим уравнением:

1i

c

6

1ii

cs

pln

plnB73.1

TT

Критическая температура Tc = 647,19°K; критическое давление pc = 220,88 бар.

28.22.7 Наземный резервуар для бурового раствора Циркулирующая жидкость возвращается в резервуар для бурового раствора, находящийся на поверхности, и смешивается с жидкостью в резервуаре. Температуру смеси вычисляют с учетом баланса энергии по следующей формуле:

dtCQCV

Tdt)CQCQ(C)QdtV(TT

2P22p

out2P22ppo

Поскольку температура раствора в резервуаре отличается от температуры окружающей среды, между резервуаром и средой происходит теплообмен. Конечная температура смеси жидкостей внутри резервуара может быть предсказана с помощью уравнения Сусека (Sucec; 1985lxiv).

28.23 Модели управления скважиной

28.23.1 Метод управления скважиной Идея подхода, применяемого для моделирования системы циркуляции скважины, отображена на иллюстрации. Промывочная жидкость (т.е. исходный буровой раствор) закачивается в бурильную трубу, проходит через долото, поднимается по затрубному пространству и выходит через штуцер. После вскрытия газосодержащего песчаного пласта с аномально высоким давлением газовый выброс может проникать в ствол скважины, создавая область с двухфазной смесью. При использовании промывочной жидкости на нефтяной основе часть газа растворяется в промывочной жидкости. Оставшийся газ сохраняется в виде свободного газа, если давление меньше давления насыщения. Цель мероприятий по управлению скважиной заключается в откачивании газа из

Буровой раствор с начальной плотностью

Раствор для глушения

Двухфазный поток




затрубного пространства через штуцер при поддержании забойного давления на уровне давления пласта, позволяющем остановить дальнейший приток газа. Откачивание газа может осуществляться путем закачки исходного бурового раствора, т.е. методом бурильщика, либо утяжеленного раствора для глушения скважины, т.е. методом инженера (см. подраздел 2).

После обнаружения газового выброса и закрытия скважины следует определить две величины:

1. Давление в бурильной колонне при закрытом устье (SIDPP)

2. Объем притока

Объем притока может быть получен путем измерения прироста объема бурового раствора в резервуаре. Давление пласта вычисляют, исходя из начальной плотности бурового раствора (OMW) и используя следующее выражение:

Pi = SIDPP + 0,052 ρOMW TVD (фунт-сил/кв. дюйм)

Плотность раствора для глушения скважины (KMW) вычисляется следующим образом:

TVD052.0

BHPKMW

(фунт/галлон)

Необходимое забойное давление поддерживается за счет управления штуцером, позволяющего достигать соответствия давления в бурильной колонне расчетной схеме.

Для моделирования поведения выброса в затрубном пространстве применяется двухэтапный метод. На первом этапе моделируется процесс газового выброса. Смоделированный выброс прекращается тогда, когда приращение объема бурового раствора в резервуаре достигает заданной величины либо когда скважина начинает выдавать свободный газ прежде достижения заданного приращения объема бурового раствора в резервуаре. Конечный результат первого этапа получается в виде распределения газа в затрубном пространстве, которое будет использоваться на следующем этапе, т.е. на этапе построения модели глушения скважины. На практике между периодами выброса и глушения имеется период закрытия. Однако его моделирование программой не выполняется.

Моделирование выброса исходит из полностью открытого положения штуцера. При этом забойное давление вычисляется через перепад гидростатического давления и потерю давления на трение в затрубном пространстве. Если вычисленное давление на забое меньше давления пласта, произойдет выброс газа в ствол. Интенсивность притока газа определяется с помощью модели продуктивного пласта. Забойное давление может повышаться или понижаться в зависимости от характеристик притока газа. Такие колебания давления влияют на интенсивность притока. Все эти изменения отражаются в модели продуктивного пласта.

Модель глушения скважины предполагает, что забойное давление всегда поддерживается на уровне давления пласта. В ходе процесса глушения скважины дополнительный приток газа отсутствует. После того как раствор для глушения скважины заполнит большую часть затрубного пространства, может потребоваться увеличение забойного давления до уровня, превышающего давление пласта и позволяющего преодолеть возросшие потери давления на трение. Модель глушения скважины образуют две части:

1. Расчет режима давления в бурильной колонне (модель бурильной колонны)

2. Расчет давления в затрубном пространстве (модель затрубного пространства).

28.23.2 Методы глушения скважин После того как выброс обнаружен, приток остановлен и вычислена плотность раствора для глушения скважины, требуется удалить приток из ствола скважины и заменить буровой раствор начальной плотности утяжеленным раствором для глушения скважины. Наиболее распространенный и безопасный метод глушения скважины предусматривает закачку раствора в скважину по бурильной колонне и его подъем через затрубное пространство при поддержании давления на забое на постоянном уровне, равном или незначительно превышающем давление пласта. Этот режим позволяет откачать из ствола скважины те



флюиды, которые поступили в него в результате выброса, и буровой раствор начальной плотности, используя раствор для глушения скважины и не допуская дополнительного притока. При этом также сводится к минимуму давление, создаваемое вдоль ствола скважины.


Метод бурильщика заключается в циркуляции раствора при постоянном давлении на забое для выноса пузырьков газа из ствола. Для глушения скважины этим методом требуются два полных цикла промывки. После обнаружения выброса скважина закрывается на время, необходимое для измерения стабилизировавшегося давления в бурильной колонне при закрытом устье (SIDPP), статического давления в обсадной колонне (SICP) и приращения объема бурового раствора в резервуаре. После этого флюиды, поступившие в результате выброса, выводятся из ствола путем закачки исходного раствора, а подача насоса поддерживается на заданном для глушения уровне. При откачке пластовых флюидов давление циркуляции в бурильной колонне поддерживается на исходном уровне, после чего скважина снова закрывается. Плотность раствора в резервуарах доводится до плотности раствора для глушения скважины (KMW), а затем раствор подается в ствол со скоростью глушения в соответствии с режимом управления давлением в бурильной колонне. После того как раствор для глушения скважины достигнет долота, конечное давление циркуляции поддерживается до тех пор, пока вся скважина не будет заполнена раствором для глушения скважины.

Метод инженера (метод ожидания и утяжеления)

Применяемый для управления скважиной метод инженера теоретически позволяет заглушить скважину за один цикл промывки. После обнаружения выброса скважина закрывается на время, необходимое для замера стабилизировавшегося давления в бурильной колонне при закрытом устье (SIDPP), статического давления в обсадной колонне (SICP) и приращения объема бурового раствора в резервуаре. Параметр SIDPP используется для вычисления значения KMW, после чего плотность раствора в наземных резервуарах доводится до уровня KMW. В ходе процесса утяжеления раствора скважина остается закрытой. После приготовления раствора для глушения скважины выполняется его закачка в скважину в соответствии с режимом снижения давления. После того как раствор для глушения скважины достигнет долота, конечное давление циркуляции поддерживается до тех пор, пока вся скважина не будет заполнена раствором для глушения скважины.

28.23.3 Модель коллектора Во время процесса удержания выброса в стволе скважины бурение продолжается с той же механической скоростью проходки, как и до выброса. При этом доля вскрытого пласта увеличивается, что ведет к увеличению интенсивности потока газа. Для моделирования такого динамического потока пласт делится на несколько сегментов мощности (hi), равных произведению скорости проходки на временной шаг, в течение которого данный сегмент был впервые вскрыт бурением ствола (Nickens, 1987lxv). Каждый временной шаг, на котором скорость проходки не равна нулю, дает новый параметр hi. Поскольку каждый вновь образованный сегмент корректируется после нового временного шага, общее время вскрытия каждого сегмента непрерывно возрастает в процессе выброса.

Для расчета общей интенсивности притока газа принимается, что каждый сегмент имеет свой отдельный поток. Расход потока для i-го компонента вычисляется по формуле для радиального потока:

BHPP35.50

)BHPP(khq

D

22ii

gi

где: PD = 0,5 [ln(tD) + 0,81],

tD = 7,324 x 10-8

2wp

i

rC

tk

Тогда суммарная интенсивность притока газа равна




)t(N

0igig qq

где: N(t) - общее число сегментов в момент времени t

k - проницаемость, миллидарси

ti - продолжительность воздействия на i-й сегмент, с

φ - пористость, дробное число

Cp - сжимаемость, (фунт-сил/кв. дюйм)-1

μ - вязкость газа, сПз

rw - радиус ствола скважины, футы

Pi - пластовое давление, фунт-сил/кв. дюйм

BHP - давление на забое, фунт-сил/кв. дюйм

qg - интенсивность притока газа, тыс. куб. футов в сутки

28.23.4 Модель бурильной трубы Бурильная колонна описывается здесь как путь потока от бурового насоса (не включая его) до долота (включительно). Этот путь может включать в себя несколько участков разных поперечных сечений. Расчет режима давления бурильной трубы несложен. Исходя из иллюстрации и предположения о том, что в бурильную трубу газ не поступает, можно вывести следующие уравнения.

Pdp = BHP – ΔPbit – Δ(Pf, OMW + Ph, OMW) – Δ(Pf, KMW + Ph, KMW)

Давление на забое в период выброса вычисляют в предположении о том, что штуцер в это время открыт. В момент глушения давление на забое равно пластовому давлению.

Падение давления на долоте вычисляется по формуле

2bit

2

bitA10859

qP

Для вычисления потерь давления на трение в бурильной трубе и затрубном пространстве используется пластическая модель Бингама или степенная модель. Эти реологические модели описаны в разделе 28.12.

28.23.5 Модель затрубного пространства Затрубное пространство определяется как путь потока от долота до поверхности, включающий в себя (1) затрубную область между бурильной трубой и обсадной колонной или пластом и (2) штуцерную линию, которая представляет собой трубу круглого сечения. Как и в случае бурильной колонны, затрубное пространство может состоять из нескольких участков, отличающихся поперечным сечением.

В процессе циркуляции газа в затрубном пространстве могут существовать до четырех участков с раствором (см. иллюстрацию). Участок, где находится буровой раствор начальной плотности (OMW), предшествующий раствору для глушения скважины, не смешивается с газом в двухфазной области. Между ними образуется четкая граница, которая может только сдвигаться вперед. Участок двухфазной смеси включает в себя участок смеси из растворенного и свободного газа (истинно двухфазный участок) и участок только растворенного газа (фактически однофазный). Граница между участком бурового раствора начальной плотности и участком двухфазной смеси, лежащим ниже, непрерывно сдвигается, поскольку газ

Original Mud Weight

Kill Mud

Ph, OMW

Ph, KMW

Pf, OMW

Pf, KMW


Раствор для глушения скважины

Original Mud Weight

Kill Mud

Two-Phase Flow


Двухфазный поток

Раствор для глушения скважины



может проскальзывать, двигаясь со скоростью, превышающей среднюю скорость смеси, и растворенный газ может продвигаться вперед вследствие дисперсии.

Перепады давления в областях с жидкой фазой определяются методом, аналогичным методу для бурильной трубы. Для вычисления потерь давления на трение используется пластическая модель Бингама или степенная модель.

Для анализа перепадов давления на двухфазном участке требуется особый подход. Для буровых растворов на водной основе на этом участке используют две модели: (1) в одной из них данный участок рассматривается как один пузырек, а (2) в другой – как участок пузырькового режима двухфазного потока. Для растворов на нефтяной основе можно использовать только модель двухфазного потока.

После вычисления перепада давления на участке двухфазного потока ΔPtp можно найти давление на входе штуцера:

Pштуц. = BHP – Δ(Pf, KMW + Ph, KMW) – Δ(Pf, OMW + Ph, OMW) – ΔPtp

В зависимости от времени циркуляции, перепад давления на участке начальной плотности бурового раствора может существовать на обоих участках: выше и ниже участка двухфазного потока. Давление на других интересующих нас участках вычисляется аналогичным способом.

28.23.6 Модель единственного пузырька При использовании модели единственного пузырька (LeBlanc и Lewis, 1967lxvi) предполагается, что газ попадает в ствол скважины на забое в виде нерастворимой газовой пробки, сохраняет неизменный состав и не меняет фазовое состояние. В момент начала циркуляции этот пузырек газа остается в забое скважины. Высота столба газа определяется давлением и температурой у основания столба. Модель единственного пузырька применима только для буровых растворов на водной основе.

Давление и температура на границе между газовым столбом и раствором обозначены символами Pi и Ti, соответственно. Объем газа определяется выражением:

ibhi P

ZT

ZT

PVV

из которого можно вычислить высоту столба газа. Это позволяет получить значение потерь гидростатического давления или потерь давления на трение. Объем V определяется путем учета приращения объема в наземном резервуаре.

28.23.7 Модель двухфазного потока В периоды выброса и глушения газ и жидкость одновременно движутся вверх в затрубном пространстве. В зависимости от давления, температуры и давления насыщения в данной точке, газ может растворяться в жидкой фазе или выделяться из нее. Кроме того, за счет проскальзывания свободный газ может двигаться быстрее смеси. Для описания этого сложного поведения двухфазного потока необходимо использовать модель двухфазного потока. Полностью описать систему можно с помощью восьми параметров. К ним относятся плотности газа и бурового раствора, доля удержанной жидкости, скорости движения газа и бурового раствора, давление, температура и растворимость газа. Предполагается, что на протяжении всего процесса распределение температуры в затрубном пространстве известно и остается неизменным. Поэтому необходимо решить семь уравнений для остальных переменных.

Для описания одномерной системы смеси в затрубном пространстве используются семь уравнений, выведенных в работе Сантоса (1991lxvii):

)v(x

)(t lll

]v)1[(x

])1[(t ggg




0x

P

x

P

x

P]v)1(v[

x0016.0]v)1(v[

t0016.0

hf

2gg

2llggll

),,,,,v,v( glllglg f

TZ

P361.0 gg

)R,T,P(B s

o,ll

)P,T,P(R bs f

где: λ - доля удержанной жидкости в колонне (относительный показатель)

t - время, с

ρl - плотность жидкости, фунт/галлон

o,l - плотность жидкости при условиях на поверхности, фунт/галлон

ρg - плотность газа, фунт/галлон

vl - скорость жидкости, фут/с

vg - скорость газа, фут/с

x - пространственная мера, фут

P - давление, фунт-сил/кв. дюйм

Pb - давление насыщения, фунт-сил/кв. дюйм

g - относительная плотность газа

T - температура, ºR

B - объёмный коэффициент пласта, куб. фут в условиях коллектора/станд. куб. фут

- перенос массы между жидкой и газообразной фазой, фунт/галлон/с

Два первых выражения – это уравнения массового баланса для бурового раствора и газа, соответственно. Третье – уравнение баланса количества движения для смеси газа и бурового раствора, четвертое – эмпирическая корреляция для прогнозирования доли удержанной жидкости на основе скоростей и характеристик жидкости и газа. Пятое уравнение описывает состояние газовой фазы.

Поскольку характер сил взаимодействия между фазами газа и бурового раствора неизвестен, вместо отдельных уравнений баланса количества движения для каждой фазы используется третье уравнение. Такая трактовка отдельных потоков газа и жидкости служит одной из форм модели приведенной скорости дрейфа двухфазного потока.

Шестое уравнение используется для вычисления плотности жидкости на основе объемного коэффициента пласта. Для буровых растворов на водной основе предполагается, что жидкость не содержит растворенного газа, объемный коэффициент пласта равен 1, а плотность жидкости равна плотности при условиях на поверхности и постоянна. При использовании буровых растворов на нефтяной основе газ либо растворяется в жидкой фазе, либо выделяется из нее, в результате чего плотность жидкости повышается или понижается. Для вычисления объемного коэффициента пласта используются уравнения Ван-Слайка и Хуанга (1990lxviii).

28.23.8 Корреляции для двухфазного потока Корреляции для двухфазного потока используются в данной модели для прогнозирования проскальзывания газа в затрубном пространстве во время циркуляции газа. В отрасли применяют ряд корреляций. В данной модели используются три из них.



Корреляция Беггса-Брилла

Эта эмпирическая корреляция (Beggs и Brill, 1973lxix) была получена на базе результате экспериментов с двухфазным воздушно-водным потоком. Она применяется для труб, устанавливаемых под любым углом наклона.

Корреляция Хагедорна-Брауна

Корреляция, используемая в программе DrillNET, представляет собой фактически сочетание двух корреляций: корреляции Хагедорна-Брауна для глобулярного режима потока и корреляции Гриффита для пузырькового режима (Brown и Beggs, 1977lxx). Они применимы только для вертикальных скважин.

Для выбора корреляции Хагедорна-Брауна или корреляции Гриффита по критерию применимости для пузырькового потока необходимо провести проверку режима потока.

2e

2sgsl

3048.0d

)vv(22.0071.1A

Если A < 0,13, то A = 0,13.

sgsl

sg

vv

vB

Если (B – A) - положительное число или равно нулю, используется корреляция Хагедорна-Брауна. Если значение (B – A) отрицательно, необходимо использовать корреляцию Гриффита.

Корреляция Хасана-Кабира

Использование корреляции Хасана-Кабира (1992lxxi) – это более недавнее достижение в технике многофазовых потоков. Она была построена на основе гидродинамических условий и экспериментальных наблюдений и применяется для анализа потоков в затрубном пространстве стволов с углом наклона до 80º.

На иллюстрации изображена схема типичных режимов потоков в стволе скважины.

ix Athy, L. F. (1930). Density, porosity, and compaction of sedimentary rocks. AAPG Bulletin, 14:1–24. x Bourgoyne, A. T., Jr., Chenevert, M. E., Millheim, K. K., and Young, F. S., Jr. (1991). Applied Drilling Engineering, volume 2 of SPE Textbook Series, Chapter 6, SPE, 2nd edition. xi Bourgoyne, A. T., Jr., Chenevert, M. E., Millheim, K. K., and Young, F. S., Jr. (1991). Applied Drilling Engineering, volume 2 of SPE Textbook Series, Chapter 6, SPE, 2nd edition. xii Boatman, W. A., Jr. (1967). Measuring and using shale density to aid in drilling wells in high-pressure areas. Journal of Petroleum Technology, 19:1423–1429. xiii Bingham, M. G. (1965). A New Approach to Interpreting Rock Drillability. Petroleum Publishing Company. xiv Bourgoyne, A. T. and S., Y. F. (1974). A multiple regression approach to optimal drilling and abnormal pressure detection. Society of Petroleum Engineers Journal, Transactions of AIME, 257:371–384. xv Rehm, W. A. and McClendon, M. T. (1971). Measurement of formation pressure from drilling data. In Annual Fall Meeting, 3601. SPE, SPE.

Диспергированные пузырьки

Пузырьковая фаза

Глобула

Зат

рубное

пространство

Переход Барни

Поверхностная скорость газа (м/с)Поверхностная

скорость

жидкости

(м

/с)

0,02 0,1 1 10 1000,002

0,01

0,1

1

10




xvi Zamora, M. (1972). Slide-rule correction aids ‘d’ exponent use. Oil and Gas Journal. xvii Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xviii Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xix Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xx Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xxi Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xxii Bourgoyne, A. T., Jr., Chenevert, M. E., Millheim, K. K., and Young, F. S., Jr. (1991). Applied Drilling Engineering, volume 2 of SPE Textbook Series, Chapter 6, SPE, 2nd edition. xxiii Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xxiv Pennebaker, E. S. (1968). An engineering interpretation of seismic data. In Annual Fall Meeting, 2165. SPE, SPE.

xxv Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xxvi Matthews, W. R. and Kelly, J. (1967). How to predict formation pressure and fracture gradient. Oil and Gas Journal, 65:92–106. xxvii Bourgoyne, A. T., Jr., Chenevert, M. E., Millheim, K. K., and Young, F. S., Jr. (1991). Applied Drilling Engineering, volume 2 of SPE Textbook Series, Chapter 6, SPE, 2nd edition. xxviii Pennebaker, E. S. (1968). An engineering interpretation of seismic data. In Annual Fall Meeting, 2165. SPE, SPE.

xxix Poss, G.T. and Hall, R.W., Jr., 1995: “Subsea Drilling Riser Wear: A Case History,” SPE/IADC 29392, SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, February 28–March 2. xxx Popov, E.P., 1976: Mechanics of Materials, Prentice-Hall, Inc., New York, NY, pp. 557–567. xxxi API Bulletin 5C3, 1989: “Formulas and Calculations for Casing, Drill Pipe and Line Pipe Properties,” published by the American Petroleum Institute. xxxii Song, J.Z. et al., 1992: “The Internal Pressure Capacity of Crescent-Shaped Wear Casing,” IADC/SPE 23902, IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, LA, February 18–21. xxxiii Johancsik, C.A. et al., 1984: “Torque and Drag in Directional Wells—Prediction and Measurement,” SPE 11380, IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, LA, February 20–23. xxxiv Newman, Kenneth R., Corrigan, Mark and Cheatham, John B, Jr., 1989: “Safely Exceeding the ‘Critical Buckling Load’ in Highly Deviated Holes,” SPE 19229, Offshore Europe ’89, Aberdeen, September 5–8. xxxv Dawson, Rapier and Paslay, P.R., 1984: “Drillpipe Buckling in Inclined Holes,” Journal of Petroleum Technology, October. xxxvi Chen, Y.C., Lin, Y.H. and Cheatham, J.B., 1989: “An Analysis of Tubing and Casing Buckling in Horizontal Wells,” OTC 6037, 21st Annual OTC, Houston, Texas, May 1–4.



xxxvii Wu, Jiang and Juvkam-Wold, Hans C., 1993: “Frictional Drag Analysis for Helically Buckled Pipes in Extended Reach and Horizontal Wells,” presented at the Energy-Sources Conference & Exhibition, Houston, Texas, January 31–February 4.

Wu, Jiang and Juvkam-Wold, Hans C., 1993: “Preventing Helical Buckling of Pipes in Extended Reach and Horizontal Wells,” presented at the Energy-Sources Conference & Exhibition, Houston, Texas, January 31–February 4. xxxviii Wu, Jiang and Juvkam-Wold, Hans C., 1993: “Frictional Drag Analysis for Helically Buckled Pipes in Extended Reach and Horizontal Wells,” presented at the Energy-Sources Conference & Exhibition, Houston, Texas, January 31–February 4.

Wu, Jiang and Juvkam-Wold, Hans C., 1993: “Preventing Helical Buckling of Pipes in Extended Reach and Horizontal Wells,” presented at the Energy-Sources Conference & Exhibition, Houston, Texas, January 31–February 4. xxxix He, Xiaojun and Kyllingstad, Age, 1993: “Helical Buckling and Lock-Up Conditions for Coiled Tubing in Curved Wells,” SPE 25370, presented at SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference & Exhibition, Singapore, February 8–10. xl He, Xiaojun and Kyllingstad, Age, 1993: “Helical Buckling and Lock-Up Conditions for Coiled Tubing in Curved Wells,” SPE 25370, presented at SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference & Exhibition, Singapore, February 8–10. xli Lubinski, A., 1961: “Maximum Permissible Dogleg in Rotary Boreholes,” Journal of Pet Tech, February. xlii Boyer, H.E., 1986: Atlas of Fatigue Curves, American Society of Metals, Metals Park, Ohio. xliii Lubinski, A., 1977: “Fatigue of Range 3 Drill Pipe,” Revue L'Inst. Francais du Pétrole, March. xliv Dale, B.A., 1989: “Inspection Interval Guidelines to Reduce Drillstring Failures,” SPE Drilling Engineering, September. xlv Dale, B.A., 1988: “An Experimental Investigation of Fatigue-Crack Growth in Drillstring Tubulars,” SPE Drilling Engineering, December. xlvi Dale, B.A., 1989: “Inspection Interval Guidelines to Reduce Drillstring Failures,” SPE Drilling Engineering, September. xlvii Popov, E.P., 1976: Mechanics of Materials, Prentice-Hall, Inc., New York, NY, pp. 557–567. xlviii API Bulletin 5C3, 1989: “Formulas and Calculations for Casing, Drill Pipe and Line Pipe Properties,” published by the American Petroleum Institute. xlix Bourgoyne, A.T., et al., 1991: Applied Drilling Engineering, Richardson, Texas, Society of Petroleum Engineers. l Bourgoyne, A.T., et al., 1991: Applied Drilling Engineering, Richardson, Texas, Society of Petroleum Engineers. li Moore, Preston, 1974: Drilling Practices Manual, the Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma. lii Bourgoyne, A.T., et al., 1991: Applied Drilling Engineering, Richardson, Texas, Society of Petroleum Engineers. liii Bourgoyne, A.T., et al., 1991: Applied Drilling Engineering, Richardson, Texas, Society of Petroleum Engineers. liv Einstein, A., 1906: “Eine Neue Bestimmung der Molekuldimensionen,” Annalen der Physik 19, Ser. 5289. lv Hatschek, E., 1910: “Die Viskosität der Dispersoide. I. Suspensoide,” Kolloid Z. 7, 301; and Hatschek, E., 1910: “Die Viskosität der Dispersoide. II. Suspensoide,” Kolloid Z. 8, 34. lvi Mitchell, B.J., 1969: “Viscosity of Foam,” Ph.D. dissertation, University of Oklahoma. lvii Bayer, A.H., Millhone, R.S. and Foote, R.W., 1972: “Flow Behavior of Foam as a Well Circulating Fluid,” SPE 3986, presented at the SPE 47th Annual Fall Meeting, San Antonio, Texas, October 2–5.




lviii Sanghani, V. and Ikoku, C.U., 1983: “Rheology of Foam and Its Implications in Drilling and Cleanout Operations,” ASME AO-203, presented at the 1983 Energy-Sources Technology Conference and Exhibition held in Houston, Texas, January 30–February 3. lix Bayer, A.H., Millhone, R.S. and Foote, R.W., 1972: “Flow Behavior of Foam as a Well Circulating Fluid,” SPE 3986, presented at the SPE 47th Annual Fall Meeting, San Antonio, Texas, October 2–5. lx Lord, D.L., 1981: “Analysis of Dynamic and Static Foam Behavior,” JPT, January. lxiSpoerker, H.F., Trepess, P., Valk¢, P. and Economides, M.J., 1991: “System Design for the Measurement of Downhole Dynamic Rheology for Foam Fracturing Fluid,” SPE 22840, presented at the SPE 66th Annual Meeting held in Dallas, Texas, October 6–9. lxii Grovier, G.W. and Aziz, K., 1987: The Flow of Complex Mixtures in Pipes, Robert E. Krieger Publishing Company, Malabar, Florida. lxiii Gray, K.E., 1958: “The Cutting Capacity of Air at Pressures Above Atmospheric,” AIME 213, 180–185. lxiv Sucec, J., 1985: Heat Transfer, Dubuque, Iowa. lxv Nickens, H.V., 1987: “A Dynamic Computer Model of a Kicking Well,” SPE Drilling Engineering, June. lxvi LeBlanc, J.L. and Lewis, R.L., 1967: “A Mathematical Model of a Gas Kick,” SPE 1860, presented at SPE 42nd Annual Fall Meeting, Houston, Texas, October 1–4. lxvii Santos, O.L.A., 1991: “Important Aspects of Well Control for Horizontal Drilling Including Deepwater Situations,” SPE/IADC 21993, presented at 1991 SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, March.

Santos, O.L.A., 1991: “Well-Control Operations in Horizontal Wells,” SPE Drilling Engineering, June. lxviii Van Slyke, D.C., Huang E.T.S., 1990: “Predicting Gas Kick Behavior in Oil-Based Drilling Fluids Using a PC-Based Dynamic Wellbore Model,” IADC/SPE 19972, presented at the 1990 IADC/SPE Drilling Conference held in Houston, Texas, February. lxix Beggs, H.D. and Brill, J.P., 1973: “A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes,” Journal of Petroleum Technology, May. lxx Brown, K.E. and Beggs, H.D., 1977: “The Technology of Artificial Lift Methods,” Vol. 1, Published by Pennwell Books. lxxi Hasan, A.R. and Kabir, C.S., 1992: “Two-Phase Flow in Vertical and Horizontal Annuli,” Int. J. Multiphase Flow, Vol. 18, No. 2, pp. 279–293.


229929. ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Allan, P.D., 1994: “Nitrogen Drilling System for Gas Drilling Applications,” SPE 28320, presented at the SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, September 25–28.

Angel, R.R., 1957: “Volume Requirements for Air and Gas Drilling,” T.P. 4679 Transaction, Vol. 210, SPE of AIME, pg. 325–330.

API Spec. 10D, 1986: “Casing Centralizers,” Third Edition, API Dallas, February.

API Specification 10 (Spec 10), 1990: Specification for Materials and Testing for Well Cements, Fifth Edition, July 1.

Arnold, F.C., 1990: “Temperature Variation in a Circulating Wellbore Fluid,” J. Energy Resources Technology, Vol. 112, pg. 79–83.

Bannantine, J.A., Comer, J.J., and Handrock, J.L., 1990: Fundamentals of Metal Fatigue Analysis, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey.

Barnea, D., 1987: “A Unified Model for Predicting Flow-Pattern Transitions for the Whole Range of Pipe Inclinations,” International Journal Multiphase Flow, Vol. 13, No. 1, pp. 1–12.

Bode, D.J., R.B. Noffke, and H.V. Nickens, Amoco Production Co., 1991: “Well-Control Methods and Practices in Small-Diameter Wellbores,” JPT, November.

Bourgoyne, A.T., Jr., et al., 1986: Applied Drilling Engineering, Richardson, Texas, Society of Petroleum Engineers.

Caetano, E.F., Shoham O. and Brill, J.P., 1992: “Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus – Part II: Modeling Bubble, Slug, and Annular Flow,” Journal of Energy Resources Technology, Volume 114, March.

Caetano, E.F., Shoham, O. and Brill, J.P., 1992: “Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus – Part I: Single-Phase Friction Factor, Taylor Bubble Rise Velocity, and Flow Pattern Prediction,” Journal of Energy Resources Technology, Volume 114, March.

Carslow, H.S. and Jeager, J.C., 1959: Conduction of Heat in Solids, Oxford Press, London.

Chen, Y.C., Lin, Y.H. and Cheatham, J.B., 1989: “An Analysis of Tubing and Casing Buckling in Horizontal Wells,” OTC 6037, 21st Annual OTC, Houston, Texas, May 1-4.

Dawson, Rapier and Paslay, P.R., 1984: “Drillpipe Buckling in Inclined Holes,” Journal of Petroleum Technology, October.

Dellinger, T.B. et al., 1980: “Directional Technology Well Extend Drilling Reach,” Oil and Gas Journal, September 15.

Devereux, Steve, 1998: Practical Well Planning and Drilling, PennWell Publishing Company.

Dix, C. H. (1955). Seismic velocities from surface measurements. Geophysics, 20:68–86.

Dubler, A.E. and Hubbard, M.C., 1975: “A Model for Gas-Liquid Slug Flow in Horizontal and Near Horizontal Tubes,” Ind. Eng. Chem. Fund.

Fuchs, H.O. and Stephens, R.I., 1980: Metal Fatigue in Structures. New York: John Wiley and Sons.

Gebhardt, B., 1961: Heat Transfer, McGraw-Hill Book Co., New York.

Govier, G.W. and Azziz, K., 1977: The Flow of Complex Mixtures in Pipes, Robert E. Krieger Publishing Co., Huntington, New York.

Govier, G.W., and Onser, M.M., 1962: “The Horizontal Pipeline Flow of Air Water Mixtures,” Can. J. Chem. Eng. 40.93.

Govier, G.W., Sullivan, G.A., and Wood, R.K., 1961: Can. J. Chem. Eng. 39.67.

ГЛАВА 29: ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ССЫЛКИ


Guild, G.J., et al., 1982: “Drilling Extended Reach/High-Angle Wells Through Overpressured Shale Formation in the Central Graben Basin, Arbroath Field, Block 22/17, U.K. North Sea,” SPE/IADC 25749.

International Association of Drilling Contractors, 1992: Drilling Manual, Eleventh Edition.

Johancsik, C.A., Friesen, D.B., and Dawson, Rapier, 1988: “Torque and Drag in Directional Wells Production and Measurement,” Journal of Petroleum Technology, June.

Jordan, J. R. and Shirley, O. J. (1966). Application of drilling performance data to overpressure detection. Journal of Petroleum Technology, pages 1387–1399.

Juvkam-Wold, H.C. and Wu, J. 1992: “Casing Deflection and Centralizer Spacing Calculations,” SPEDE , pp. 268-274, December.

Karlsson, H., Brassfield, T., and Krueger, V., 1985: “Performance Drilling Optimization,” SPE/IADC 13474, presented at 1985 SPE/IADC Drilling Conference, 5–8 March, New Orleans, Louisiana.

Keller, H.H., Couch, E.J., and Berry, P.M., 1973: “Temperature Distributions in Circulating Mud Columns,” SPEJ, Vol. 13, pg. 23–30.

Kreith, Frank, 1967: Principles of Heat Transfer, International Textbook Co., Scranton, Pennsylvania.

Larsen, T.I., Pilehvari, A.A. and Azar, J.J., 1997: “Development of a New Cuttings-Transport Model for High-Angle Wellbores Including Horizontal Wells,” SPE Drilling & Completion, June.

Lee, H.K., Smith, R.C., and Tighe, R.E., 1986: “Optimal Spacing for Casing Centralizers,” SPEDE, pp. 122–130, April.

Leitão, H.C.F. et al., 1990: “General Computerized Well Control Kill Sheet for Drilling Operations with Graphical Display Capabilities,” SPE 20327, presented at the Fifth SPE Petroleum Computer Conference held in Denver, Colorado, June 25–28.

Lohuis, G. et al., 1991: “Coiled Tubing/Production Logging in Highly Deviated and Horizontal Wellbores,” CIM/AOSTRA 91-15, 1991 CIM/AOSTRA Conference, Banff, April 23–24.

Lyons, William C., 1984: Air and Gas Drilling Manual, Gulf Publishing Company.

Mitchell, R.F., 1980: “Downhole Temperature Prediction for Drilling Geothermal Wells,” Proc. Intl. Cont. on Geothermal Drilling and Completion Technology, 14.1–14.18.

Mitchell, R.F., 1982: “Advanced Wellbore Thermal Simulator GEOTEMP2,” Research Report, Submitted to Sandia Laboratories Under Contract 46-5670.

Moore, Preston, 1974: Drilling Practices Manual, the Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma.Nelson, Erik B., 1990: Well Cementing, Vol 28, Chap 11, pg 14–17, Elsevier Science Pub B.V., The Netherlands.

Newman, Kenneth R., Corrigan, Mark and Cheatham, John B, Jr., 1989: “Safely Exceeding the ‘Critical Buckling Load’ in Highly Deviated Holes,” SPE 19229, Offshore Europe '89, Aberdeen, September 5–8.

O'Brian, P.L., et al., 1988: “An Experimental Study of Gas Solubility in Oil-Based Drilling Fluids,” SPE Drilling Engineering, March.

Okpobiri, G.A. and Ikoku, C.U., 1986: “Volumetric Requirements for Foam and Mist Drilling Operations,” SPE Drilling Engineering, February.

Orkiszowski, 1968: “Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipe,” Journal of Pet Tech, June.

Paslay, P.R. and Cernocky, E.P., 1991: “Bending Stress Magnification in Constant Curvature Doglegs With Impact on Drillstring and Casing,” SPE 22547, presented at 66th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Dallas, Texas, October 6–9.

Ramey, H.J., Jr., 1962: “Wellbore Heat Transmission,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 14, pg. 427–435.

Raymond, L.R., 1969: “Temperature Distribution in a Circulating Drilling Fluid,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 21, pg. 333–341.

ГЛАВА 29: ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ССЫЛКИ



Reid, R.C., Prausnitz, J.M. and Poling, B.P., 1987: The Properties of Gases and Liquids, 4th Edition, McGraw-Hill, New York, NY.

Schubert, J.J., Juvkam-Wold, H.C., and Choe, J., 2003: “Well Control Procedures for Dual Gradient Drilling as Compared to Conventional Riser Drilling,” SPE 79880, presented at IADC/SPE Drilling Conference, Amsterdam, February 19–21.

Shook, R.A., Dech, J.A., Maurer, W.C., Matson, R.P., Mueller, D.T., Hopmann, M., Boonen, P., and Reeves, S.R., 1995: “Slim-Hole Drilling and Completion Barriers,” Gas Research Institute Report GRI-95/0182, May.

Smith, D.K., 1987: “Cementing,” Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Chapter 4, NY & Richardson, TX.

Specification for Materials and Testing for Well Cements API Specification 10, fifth edition, July 1, 1990.

Spotts, M.F., 1978: Design of Machine Elements, Prentice-Hall, Inc., Englewood Cliffs, N.J.

Tragasser, A.F., Crawford, P.B., and Crawford, H.R., 1967: “A Method for Calculating Circulating Temperature,” JPT, Vol.19, pg. 1507–1512.

Watson, David, Terry Brittenham, and Preston L. Moore, 2003: Advanced Well Control, SPE Textbook Series Vol. 10, Richardson, Texas.

White, D.B. and Walton, I.C., 1990: “A Computer Model for Kicks in Water- and Oil-Based Muds,” IADC/SPE 19975, presented at the 1990 IADC/SPE Drilling Conference, Houston, Texas, February 27–March 2.

White, J.P. and Dawson, R., 1985: “Casing Wear: Laboratory Measurements and Field Predictions,” SPE 14325, 60th Annual Fall Technical Conference & Exhibition, Las Vegas, Nevada, September 22–25.

Willhite, G.P., 1967: “Overall Heat Transfer Coefficients in Steam and Hot Water Injection Wells,” JPT, Vol.19, pg. 607–615.

Wooley, G.B., 1980: “Computing Downhole Temperatures in Circulating, Injection, and Production Wells,” JPT, Vol. 32, pg. 1509–1522.

Wu, J., Chen, P., and Juvkam-Wold H.C., 1991: “Casing Centralization in Horizontal Wells,” Popular Horizontal, pp. 14–21, April/June.

Wu, Jiang and Juvkam-Wold, Hans C., 1993: “Preventing Helical Buckling of Pipes in Extended Reach and Horizontal Wells,” ASME Energy-Sources Conference & Exhibition, January 31-February 4.

Wu, Jiang and Juvkam-Wold, Hans C., 1993: “Frictional Drag Analysis for Helically Buckled Pipes in Extended Reach and Horizontal Wells,” ASME Energy-Sources Conference & Exhibition, January 31-February 4.

Yue, X.A., Kong, X.Y., and Chen, J.L., 1993: “Bingham Liquid-Solid Granular Mixture Flow Through a Vertical Pipe,” Proceedings of Second International Conference of Nonlinear Mechanics, Beijing, China.

Yue, X.A., Kong, X.Y., and Chen, J.L., 1993: “Constitutive Equations for Solid Phase in Liquid-Solid Mixture,” Proceedings of Second Inter. Conference of Nonlinear Mechanics, Beijing, China.

Zucrow, M.J. and Hoffmure, J.D., 1976: Gas Dynamics, John Wiley and Sons. Inc., New York


330030. ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДДЕРЖКА

30.1 Обращение в компанию Petris За дополнительной помощью при работе с программой DrillNET следует обращаться, используя сведения, приведенные ниже:

30.2 Информирование о проблемах Перед выпуском программный продукт DrillNET прошел тщательную проверку, но погрешности в программах практически неизбежны. Мы будем весьма признательны за информацию о любых обнаруженных погрешностях и описание параметров ввода и выбранных условий, при которых возникла проблема. Компания Petris будет признательна также за комментарии и предложения пользователей, способствующие совершенствованию программы DrillNET. Мы просим сообщать о любых дополнительных функциях, которые желательно ввести в программу. Хотя не все предложения могут быть практически реализованы в ее следующей версии, в наши программные продукты уже внесены многочисленные важные усовершенствования, основанные непосредственно на предложениях пользователей.

При обращении к нам по электронной почте рекомендуется привести характеристики используемого компьютера (процессора) и наименование операционной системы (версии Windows). В сообщении следует описать действия и варианты, выбранные перед возникновением проблемы. К сообщению требуется приложить копию рабочего файла (*.XML).

Если ошибка произошла при работе с программой проверки напряжений в обсадной колонне (Casing Stress Check), необходимо приложить также копию файла с выбранными предпочтительными условиями (файла “CasingCK.pol”, размещаемого в директории DrillNET).

Техническая поддержка Petris Technology, Inc.

адрес: США, шт. Техас, г. Хьюстон

Тел.: 713-956-2165 Электронная почта: [email protected]

Веб-сайт: http://www.petris.com Россия

8 916 172-91-31 [email protected]

dvdv

Documents

21st annual

amnffnwtmfru

frictionaldraganalysisforhelicallybuckledpipesin

highly deviated

applied drilling

sources conference

petroleum

american petroleum