Гидродинамика вертикального потока жидкости в зону поглощения Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 665.6.011.

Н. Х. Зиннатуллин, А. А. Булатов, Р. Г. Галимуллин, И. М. Нафиков, Г. Н. Зиннатуллина, М. В. Астраханов

ГИДРОДИНАМИКА ВЕРТИКАЛЬНОГО ПОТОКА ЖИДКОСТИ В ЗОНУ ПОГЛОЩЕНИЯ.

Ключевые слова: скорость потока, давление, коэффициенты сопротивления, тампонажные растворы.

Для поглощающей скважины определены параметры вертикального потока жидкостей разной плотности: скорость, давление, высота столба тампонажного раствора, глубина опорожнения.

Keywords: stream speed, pressure, resistance coefficients, grouting solutions.

For the absorbing well parameters of a vertical stream of liquids of different density are determined: speed, pressure, height of a column of grouting solution, depletion depth.

Одной из проблем при бурении скважин (нефтяных, газовых, водопонизительных, разведочных и т.д.) является поглощение породой буровых растворов. Наиболее сложными для изоляции являются зоны поглощения высокой интенсивности, составляющей 50 м3/час и более. Для их ликвидации изоляционные работы проводят комплексно, путем последовательной закачки в скважину нескольких видов тампонажных смесей. Эти работы занимают довольно большое время и его уменьшение зависит от выбора, объема наполнителей и гидродинамики закачивания тампонажных жидкостей (растворов, смесей) [1].

Гидродинамика процессов, происходящих в буровой скважине при закачивании в нее растворов разной плотности рассматривалась в ряде работ авторов [2-6].

Рассмотрим гидродинамику процесса закачки тампонажной смеси в бурильные трубы, с установленным на их конце пакером. Уровень жидкости в затрубном пространстве в таких скважинах при проведении изоляционных работ практически не меняется. Давление столба жидкости в затрубном пространстве остается равным пластовому.

Изучение и установление времени возникновения зон опорожнения (столба воздуха) позволит вводить в тампонажные растворы максимум наполнителей или аэрировать и т.п. В это время работа насосов облегчена.

В настоящей работе гидродинамику процесса

высокоинтенсивных поглощений. скважины приведена на рис. 1.

Как известно [2], при закачке тампонажного раствора на основе цемента, в бурильной колонне возникает зона опорожнения, скорость движения жидкости с этого момента перестает быть постоянной и складывается из постоянной скорости ш0, обусловленный производительностью насосов и переменной составляющей —, обусловленной изменением глубины зоны опорожнения z, т.е.:

проанализируем ликвидации Схема буровой

dz

w = w0+-

(1)

А

/

Нз

А

\/

л

- - „ V - : V

Ы4 "Т-Г

л

Z

А

V

Лл1

V

Рис. 1 - Схема закачки тампонажного раствора в поглощающую скважину: 1 - колонна бурильных труб, 2 - пакер, 3 - кровля зоны поглощения, 4 - зона поглощения; Нзп - глубина зоны поглощения, ИТ - высота тампонажной смеси, - высота бурового раствора, й2 -высота кровли, 2— высота зоны опорожнения.

Как уже отмечалось в [2], сила инерции не оказывает заметного влияния на процесс. Тогда для момента времени, когда давление, развиваемое насосами при закачке тампонажного раствора становится равным нулю, можно записать:

Ризб ^пот ^пд 0 (2)

где Ризб - избыточная сила гидростатического давления; Рпот - сила, обусловленная потерями напора при движении жидкости в скважине; Рпд -сила пластового давления, возникающего при закачивании жидкости в скважину.

Ризб определяется выражением: Ризб = -рг) + ш2 •д •Н2 хр^ (3)

где ш1 и ш2 - площадь поперечного сечения канала бурильных труб и затрубного пространства; рт и рг-плотность тампонажного и бурового растворов.

Рпот определим по формуле Дарси - Вейсбаха: _ . , _ щ и/2

^пот • "5---тт •Рт •Пт +я2 • ----— X

а1 2 а1 2

w12

хр1^1+Л3— — ^р1^2+АР, (4)

а2 2

где АР = АРп + АРзп.; АРп - сопротивление пакера; АРзп. - сопротивление зоны поглощения.

Принимая для квадратичной зоны сопротивления Л1 = Я2 = Я3 и учитывая, что м^ = м/0 • — и К1 = й9, уравнение (4) приводится к виду:

Р = Я

1 пот

Г 2

^ 2

-Й2)Р!] + Я'

^ ,2

•Р! •к2 + АР, (5)

•^с 2

Определить гидравлическое сопротивление пакера можно, зная его размеры и шероховатость поверхности.

Для того, чтобы определить гидравлическое сопротивление зоны поглощения, или выраженное через него суммарное гидравлическое сопротивление АР, введем в (5) коэффициент местного сопротивления

1 „

(6)

А р = ^ •-м/22.

Тогда согласно с выражением (2) имеем

о>1 м^о

•д • ^(Рг -Рг) • ----— [К'Т{рТ -

а1 2

-р1) + р1(Яз.п.-й2)] +Я 1

О)

1

w.

о

И/.

^2 •^с 2 ,п

^ 1 Пд

X

"2 т 'пд (7)

где Ь'т = w0 •£' - высота тампонажной жидкости в момент выравнивания давлений в системе скважина - пласт, т.е. когда давление на стояке стало равным нулю (при этом предполагается, что статический уровень до начала изоляционных работ был на устье скважины); м/2 - скорость на участке й2; - время закачки тампонажной жидкости до момента, когда давление на стояке упало до нуля.

Рекомендуется путем замера Ь'т и вычислить АР, когда происходит закачка тампонажного раствора на небольшой глубине (200 ^ 300 м).

Находим Рпд. После закачки определенного объема тампонажного раствора насосы можно отключить и при прекращении движения жидкостей в скважине Ризб становится равной силе пластового давления, т.е.:

Лоб = Лд (8)

Если к этому моменту высота зоны опорожнения равна г*, то

^ттд ^изб ^

пд

Используя уравнение преобразований получим:

£ =—--г •р1-Я

д№т(Рт ~Рг) -2* •р1].

(9)

после несложных

(7),

■[К'т{рт -

-р±) + №.п. -Л2)Р!] - Я • •Р! •А2. (10) При ликвидации поглощений на небольших глубинах может оказаться, что в момент окончания закачки тампонажной жидкости в бурильные трубы некоторое ее количество до продавки зайдет в зону поглощения и установится скорость w = w0 при

йг

— =0. В таком случае АР и Рпд можно определить

по другой схеме.

Обозначив соответственно высоты г" и й^', исходя из уравнений (2) и (7), получим выражение:

^•дЦг'тОзт-р!)

— •й^'(рг -рх) + Я'

+ 1^о2+Рпд,

ш,

' = я • :т х

а1

° 2 М7!)

■—ртк2 +

здесь г" + =Яз.П..

Если далее, в процессе опускания тампонажной жидкости в зону поглощения прекратить ее подачу в бурильные трубы, то через некоторое время уровень установится на некоторой глубине г'", которую можно определить из условия:

Рпд = ш^д[Щ'{рт -р1) -г'" •р1], (12) где + г"' =ЯзЛ,

Таким образом по выражениям (11) и (12) также можно определить АР и Рпд.

Знание этих величин позволит планировать изоляционные работы.

При ускоренном движении тампонажного раствора вследствии образования зоны опорожнения в выражениях (6), (7) вместо ш0 подставим w = м?0+с12М и используя (5), (6), (7) балансовое уравнение (2) принимает вид:

• д •Ьт{рт -р±) + ш2 •д •к2р1 - {Я-х

К+Й.

-к2)р1} +я •

О)2

[йг(рг -рг) + (Яз.п. -

О),

•Р^^г + 2Х

•w22 - {ш1 •д • ^(рг -рх) +рх(Яз.п. -

-Л2)]+Л'

о)т

(^о

дл)

й,

• Р1 +

1 ^ ^^ | ~~ 0,

(13)

где м/2 = м/0

После несложных преобразований данного нелинейного дифференциального уравнения первого порядка интегрируем его с помощью подстановки Эйлера [2].

Решение позволит для любого момента времени определить высоту тампонажного раствора, глубину зоны опорожнения, скорость движения жидкости в скважине и т.д.

В таблице 1 приведены выборочные данные по динамике изменения глубины зоны опорожнения для конкретного (фиксированного) условия закачки растворов в скважину (глубины скважины, размеров пакера и т.д.).

Таблица 1 - Динамика изменения глубины опорожнения

^ с z, м ^ с z, м

200 0 900 376

400 65 1000 340

500 148 1100 305

600 250 1300 223

700 340 1500 115

800 384 1750 0

Как показывают расчетные данные, скорость тампонажной смеси имеет большое значение в интервале времени 400 - 1500. Это время целесообразно использовать для подачи максимального количества наполнителей для подавления поглощения жидкостей. В этих условиях сопротивление зоны поглощения резко возрастает.

Литература

1. Н.Г. Середа, Е.И. Соловьев. Бурение нефтяных и газовых скважин: -М: Недра, 1988,-360с.

2. Н.Х. Зиннатуллин, И.М. Нафиков, Р.Г. Галимуллин, Г.Н. Зиннатуллина. Вестник Казанского государственного аграрного университета, № 1, с.89-92, (2012).

3. Н.Х. Зиннатуллин, А. А. Булатов, Р.Г. Галимуллин, И.М. Нафиков, Г.Н. Зиннатуллина. Вестник Казанского технологического университета, т.17, № 22, с. 340-343,

(2014).

4. Н.Х. Зиннатуллин, А.А. Булатов, Р.Г. Галимуллин, М.В. Астраханов. Вестник Казанского технологического университета, т.18, № 3, с. 154-156, (2015).

5. Н.Х. Зиннатуллин, А.А. Булатов, Р.Г. Галимуллин, Г.Р. Зайнуллина. Вестник технологического университета, т.18, № 6, с. 154-157, (2015).

6. Н.Х. Зиннатуллин, А.А. Булатов, Р.Г. Галимуллин, Г.Н. Зиннатуллина, М.В. Астраханов. Вестник технологического университета, т.18, № 15, с. 73-75,

(2015).

© Н. Х. Зиннатуллин - д-р техн. наук, проф. каф. процессов и аппаратов химической технологии КНИТУ, проф. каф. энергообеспечение предприятий и энергоресурсосберегающих технологий КГЭУ, znazif@yandex.ru; А. А. Булатов - канд. техн. наук, гл. инженер ООО «Апарт»; Р. Г. Галимуллин - канд. техн. наук, доц. каф. процессов и аппаратов химической технологии КНИТУ, liliagalimullina@gmail.com; И. М. Нафиков - канд. техн. наук, доц. каф. процессов и аппаратов химической технологии КНИТУ; Г. Н. Зиннатуллина - канд. техн. наук, доц. каф. промышленной безопасности КНИТУ; М. В. Астраханов - студ. КГЭУ, BASAY55555@yandex.ru.

© N. Kh. Zinnatullin - the Doctor of Engineering, professor of chair of processes and devices of chemical technology of the KNITU, professor of chair power supply of the enterprises and the power resource-saving technologies of the KSPEU, znazif@yandex.ru; A. A. Bulatov - Candidate of Technical Sciences, the chief engineer of JSC Apart; R. G. Galimullin - Candidate of Technical Sciences, the associate professor of processes and devices of the chemical technology of the KNITU, liliagalimullina@gmail.com; 1 M. Nafikov - Candidate of Technical Sciences, the associate professor of processes and devices of the chemical technology of the KNITU; G. N. Zinnatullina - Candidate of Technical Sciences, associate professor of industrial safety of the KNITU; M. V. Astrakhanov - the student of the KSPEU, BASAY55555@yandex.ru.