Сведения о районе работ, стратиграфия и литология, нефтегазоводоносность и пластовое давление. Выбор и расчет профиля скважин, а также определение критической плотности бурового раствора. Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины.
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д., На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны: Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья. Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Химический состав воды в мг - эквивалентной форме Тип воды по Сулину ХЛК-хлоркальциевый Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) по вертикали по стволу Анионы Катионы от (верх) до (низ) от (верх) от (верх) до (низ) от (верх) Cl? SO4? HCO3? Ca Mg Na K Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч Имеется ли потеря циркуляции: Да, нет Условия возникновения по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ) зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д.; Принимается 0,02 м из опыта бурения.На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями. При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом. Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям: 1.
Введение
скважина буровой стратиграфия
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д., На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны: Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.
Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.
Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.
Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80.
1. Геологическая часть
1.1 Орогидрография
Сведения о районе буровых работ
Наименование Значение (текст, название, величина)
Месторождение Софьевское
Административное расположение Республика Край Район Россия Пермский Октябрьский
Год ввода площади в бурение 1992
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию 2001
Продолжительность отопительного периода в году, сут. 224
Продолжительность зимнего периода в году, сут. 167
Азимут преобладающего направления ветра Юго-запад
Сведения о площадке строительства буровой
Наименование Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности Представляет всхолмленную равнину с отдельными возвышенностями расчлененную редкими небольшими речками и ручьями с глубокими врезами долин. Местность сильно закарстована и на приречных и приовражных местах эродирована.
Растительный покров Хвойные леса с примесью лиственных пород (осина, береза, липа)
Категория грунта Вторая
Размеры отводимых во временное пользование земельных участков
Назначение участка Размер, га Источник нормы отвода земель
Во временное краткосрочное пользование на период строительства скважины Согласно акту выбора площадки Норма отвода земель для нефтяных и газовых скважин СН - 459-74
Источник и характеристики водо - и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов
Название вида снабжения: (ВОДОСНАБЖЕНИЕ: для бурения, для дизелей, питьевая вода, для бытовых нужд; энергоснабжение, связь, местные стройматериалы) и т.д. Источник заданного вида снабжения Расстояние от источника до буровой, км Характеристика водо - и энергопривода, связи и стройматериалов
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м горная порода Стандартное описание горной породы по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
Q 0 22 0 22 Суглинки, галечники, глины пески Отложения представлены суглинками, глинами, песками с гнездами и линзами галечников.
Р2 22 22 220 221 Известняки, ангидриды, доломиты Отложения представлены чередованием сульфатных и карбонатных пород.
Р1k 220 221 260 261 Известняки. Известняки плотные, прослоями пористые, в различной степени окремнелые.
Р1s a 490 507 730 764 Известняки, доломиты Известняки сульфатизированные, слабо окремнелые, плотные. Доломиты прослоями известковистые, сульфатизированные
C3 730 764 850 893 Доломиты, Известняки. Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
C2mc 850 893 930 979 Известняки, доломиты Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
C2pd 930 979 1030 1086 Известняки, доломиты Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
C2ks 1030 1086 1085 1145 Доломиты, известняки, Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
1.3 Нефтегазоводоносность
Нефтеносность
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Подвижность мкм2, МПА?с Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Дебит т/сут Параметры растворенного газа в пластовых условиях после дегазации газовый фактор, м3/т содержание сероводорода, % содержание углекислого газа, % относительная по воздуху плотность газа давление насыщения в пластовых условиях, МПА местоположение ВНК
По вертикали По стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип оллектора Состояние (газ, конденсат) Содержание, % по объему Относительная по воздуху плотность газа Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях Свободный дебит, м3/сут Плотность газоконденсата, г/ см3 Фазовая проницаемость, МД от (верх) до (низ) сероводорода углекислого газа в пластовых условиях на устье скважины
Свободный газ отсутствует
Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Химический состав воды в мг - эквивалентной форме Тип воды по Сулину ХЛК- хлоркальциевый Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) по вертикали по стволу Анионы Катионы от (верх) до (низ) от (верх) от (верх) до (низ) от (верх) Cl? SO4? HCO3? Ca Mg Na K
Примечание: 1. Глубина залегания пресных вод до 75 м;
2. Возможны проявление сероводородосодержащих вод из водоносных интервалов нижнепермских и верхнекаменноугольных отложениях в 490-850 (507-893) м.
1.4 Пластовое давление
Давление и температура в продуктивных пластах (РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах)
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Пластовое давление, МПА Температура в конце интервала
0С источник получения по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
C1tl (т) 1520 1640 1525 1646 15,3 32,0 РФЗ
C1bb 1536 1663 1545 1676 15,3 29,0 РФЗ
Примечание
1. Эквивалент градиента давления гидроразрыва пород на 100 м: 0-1000 м а=2,6МПА, более 1000 м а=2,34МПА; для поглощающих горизонтов 0-500 м а=1,2МПА, более 500 м а=1,25МПА.
2. Здесь и далее в скобках указан интервал по стволу.
1.5 Осложнения
Поглощение бурового раствора
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч Имеется ли потеря циркуляции: Да, нет Условия возникновения по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
Р2 25 35 От частичного до полного да 1. Наличие высокопроницаемых пород. 2. Превышение давления, в скважине над пластовым Н?1200 м Н>1200 м ?Рреп. max>1.5МПА; ?Рреп. max>2,5-3,0МПА.
Р2 90 145 частичные нет
Р1k Р1ar 220 221 265 267 частичные нет
Р1ar Р1s a C3 400 420 8500 893 частичные нет
Р1s а 1260 1332 1500 1612 частичные нет
Примечание.
Возможны частичные поглощения в четвертичных и сакмаро-ассельских, верхнекаменноугольных отложениях.
Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
Q 0 22 1. Спуск направления и кондуктора, технической и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств, указанными в табл. 7.1. Проработка ствола в интервалах обвалообразований. 4. Промывка многоцикловая. 5. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия отложений верейских отложений.
C2vr 1085 1140 1145 1204
C1tl (т) 1510 1535 1626 1662
Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Вид проявляемого флюида Условия возникновения Характер проявлений по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ)
C1tl (т) 1520 1525 1640 1646 нефть При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров, от указанных в табл. 7.1 или при снижении давления в скважине ниже пластового изза отсутствия постоянного долива жидкости в скважину Пленка нефти в буровом растворе
C1bb 1536 1545 1663 1676 Нефть Пленка нефти в буровом растворе
Прочие возможные осложнения
Прихватоопасные зоны в интервалах обвалообразований и в интервалах высокопроницаемых пластов
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Вид осложнения Условия возникновения от (верх) до (низ)
P1s a C3 490 (507) 850 (893) Проявление пластовых сероводородсодержащих вод Понижение плотности бурового раствора ниже проектной на 5%
2. Технико-технологическая часть
2.1 Конструкция скважины
Глубина спуска и характеристика обсадных колонн
№ п.п Название колонны Интервал по стволу скважины, м Номинальный диаметр ствола скв. (долота) в инт-ле, мм Расстояние от устья скв. до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м Число раздельно спускаемых частей колонны, шт. Номер раздельно спускаемой части в порядке спуска Интервал установки раздельно спускаемой части, м Необходимость (причина) спуска колонны от до от до
1 I Направление 0 20 600 0 1 1 0 20 Для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Для предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор разобщения и предупреждение загрязнения водоносных горизонтов, изоляции зон поглощении.
4 Техническая 0 380 295,3 0 1 1 0 380 Для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, защита пресных водоносных горизонтов от загрязнения, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования.
5 Эксплуатационная 0 1782 215,9 0 1 1 0 1782 Для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других флюидосодержащих горизонтов, извлечение нефти на поверхность.
Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн
Номер колонны в порядке спуска (т. 5.2 гр. 1) Раздельно - спускаемые части номер в порядке спуска (т. 5.1гр. 8) число диаметров, шт. номер одноразмерной части в порядке спуска наружный диаметр, мм интервал установки одноразмерной части, м соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части от до число типов соединений, шт. номер в порядке спуска условный код типа соединения max. наружный диаметр соединения, мм интервал установки труб с заданным типом соединения, м от до
1 1 1 1 530 0 20 1 1 НЕСТНД 530 0 20
2 1 1 1 426 0 40 1 1 НОРМКА 451 0 40
3 1 1 1 324 0 80 1 1 ОТТМ 351 0 80
4 1 1 1 245 0 380 1 1 ОТТМ 270 0 380
5 1 1 1 168 0 1782 1 1 ОТТМ 188 0 1782
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну.
где - диаметр муфты эксплуатационной колонны;
- зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д.; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТУ 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.
Определяется диаметр кондуктора из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне: Dвнк= Dд эк (0,006-0,008)=0,2159 0,006=0,2219 м где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.
Принимается диаметр кондуктора по ГОСТУ 632-80 0,245 м
Определяется диаметр долота под кондуктор
Принимается диаметр долота по ГОСТУ 20692-75 0,2953 м.
Определяется диаметр направления II где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.
Принимается диаметр направления II по ГОСТУ 632-80 0,324 м
Определяется диаметр долота под направления II
Принимается диаметр долота по ГОСТУ 20692-75 0,3937 м.
Определяется диаметр направления I.
Принимается по ГОСТУ 632-80 диаметр направления I 0,426 м.
Определяется диаметр долота под направление I.
Dд н = dмн 2*? = 0,451 2*0,04=0,531 м
Принимается диаметр долота по ГОСТУ 20692-75 равный 0,490 м.
2.2 Выбор и расчет профиля скважины
Входные данные по профилю наклонно направленных скважин
Наклонно направленные скважины
Профиль: Вертикальный участок Участок набора зенитного угла Участок естественного снижения зенитного угла Участок добора зенитного угла Участок естественного снижения зенитного угла Глубин скважины по вертикали, м 1620
Проложение, м 660
Вертикальный участок, м 120
Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м 1
Интенсивность снижения зенитного угла, град/100 м 1
Профиль ствола скважины
Участок ствола Зенитный угол, град Проекции Длина по стволу, м
№ в начале интервала в конце интервала Вертикальная h, м Горизонтальная а, м
1 Вертикальный 0 0 120 0 120
2 Набор угла 0 21,2 206 39 210
3 Наклонно-прямолинейный 21,2 21,2 986 382 1058
4 Добор угла 21,2 45,0 198 129 238
5 Наклонно-прямолинейный 45,0 45,0 110 110 156
Общее 1620 499,4 1782
Основной профиль скважины с проложением 660 м должен отвечать двум основным требованиям: быть экономически целесообразным и технически легко выполнимым.
В условиях Софьинского месторождения наиболее рациональным считаю пятиинтервальный профиль, состоящего из пяти участков: вертикального, участка набора зенитного утла, наклонно-прямолинейный, добора угла и наклонно - прямолинейного.
При этом: обеспеченивается полная отработка долот d =215,9 мм при минимальном их количестве;
- интенсивность искривления происходит в соответствии с существующими требованиями в интервале набора зенитного угла.
Данный профиль позволяет обеспечивать свободное прохождение обсадных колонн диаметром 168 мм, КНБК для бурения участка стабилизации, промыслово-геофизического оборудования, спуск насосного и другого оборудования при эксплуатации скважины.
Расчет профиля производится при помощи программы на компьютере.
3. Выбор бурового раствора
3.1 Обоснование плотности промывочной жидкости и обоснование расхода промывочной жидкости
Обоснование плотности промывочной жидкости
Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из двух условий: 1. Создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов;
2. Предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов;
где - значение коэффициента репрессии
- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности
Направление I 0-20: г/см3;
Направление II 20-40: г/см3;
Кондуктор 40-80: г/см3;
Техническая колонна 80-380: г/см3;
Эксплуатационная колонна 380-1782: Исходя из опыта бурения, а также от изученности местности принимаем следующие параметры промывочной жидкости: Интервал, м Параметры промывочной жидкости ? пж, г/см3 УВ, с ?0, Па ?, МПА·с
При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;
Qэо=q·Sз;
Qвш=Vкп·Sкп;
qгзд=0,6 ;
Sз= ;
Vкп= ;
;
Dc=Dд·Ку;
где Ку - коэффициент уширения ствола скважины: Ку = 1,03 - для твердых пород;
Для проводки скважины под направление для первого и второго интервала выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм, теоретическим расходом 42,9 л/с, давлением 11,3 МПА в количестве 2-х штук.
Определим фактическое значение подачи насоса: Qн=n·m·Qнт;
Qн=2·1·0,0429=0,0858 м3/с;
Хоть полученный расход и не удовлетворяет необходимому, но на небольших глубинах обеспечится эффективная очистка забоя и вынос шлама.
Для проводки скважины под кондуктор выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 130 мм, теоретическим расходом 22,4 л/с, давлением 21,6 МПА в количестве 2-х штук.
Определим фактическое значение подачи насоса: Qн=n·m·Qнт;
Qн=2·1·0,0224=0,0448 м3/с;
Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.
Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 140 мм, теоретическим расходом 26 л/с, давлением 18,6 МПА в количестве 1-ой штуки.
Определим фактическое значение подачи насоса: Qн=n·m·Qнт;
Qн=1·1·0,026=0,026 м3/с;
Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.
3.2 Выбор способа бурения, типа привода долота и бурового насоса
На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.
При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.
Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям: 1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;
2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;
3. Крутящий момент не менее чем на 20% больше заданного, необходимого для разрушения породы;
Мтзд=Мт ;
Мд=G·My;
My=BDД2 ;
Мтзд?1,2Мд;
Направление I 0-15: Бурение под направление I осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240: Dt=240 мм;
Qнт =32 л/с;
?РНТ =3,3 МПА;
l=16 м;
Мтт =3,3 КНМ;
n=500 об/мин;
Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Qн: Mt=3,3· =26,1 КН·м;
Му=0,1·492 ;
Мд=27,16·27,92=758,31 Нм;
26,1?1,2·0,75831 КН;
26,1?0,91 КН;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление I.
Направление II 15-60: Бурение под направление II осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240: Dt=240 мм;
Qнт =32 л/с;
?РНТ =3,3 МПА;
l=16 м;
Мтт =3,3 КНМ;
n=500 об/мин;
Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Qн: Мтзд=3,3· =25,622 КН·м;
Му=0,12·39,372 ;
Мд=80,7·21,63=1745,5 Нм;
25,622?1,2·1,7455 КН;
25,622?2,095 КН;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление II.
Кондуктор 60-530: Бурение под Кондуктор осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240: Dt=240 мм;
Qнт =32 л/с;
?РНТ =3,3 МПА;
l=16 м;
Мтт =3,3 КНМ;
n=500 об/мин;
Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Qн: Мтзд=3,3· =6,99 КН·м;
Му=0,16·29,532 КН·м;
Мд=225,8·14,35=3240 Нм;
6,99?1,2·3,24 КНМ;
6,99?3,89 КНМ;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под кондуктор.
Эксплуатационная колонна 530-2357: Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем забойный двигатель типа Д2-195: Dзд=195 мм;
Qнт =25-35 л/с;
?РНТ =4,3-6,7 МПА;
l=6535 мм;
Мтт =5,2 КНМ;
nзд=100 об/мин;
Мтзд=5,2· =4,4526 КНМ;
Му=0,28·21,592 ;
Мд=180·15,425=2776,5 Нм;
4,4526 ?1,2·2,7765 КНМ;
4,4526 ?3,3318 КНМ;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под эксплуатационную колонну.
3.3 Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора, расчет перепадов давления в бурильной колонне и определения давления на выкидке насоса
Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости в трубах и кольцевом канале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критического числа Рейнольдса течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному.
Если число Рейнольдса движения жидкости в трубах или кольцевом пространстве больше вычисленного критического значения, то режим турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.
Rekp=2100 7,3Не0,58;
;
dг=Dc-DНАРБК;
Reкп= ;
;
При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси-Вейсбаха: внутри труб
;
в кольцевом пространстве
;
коэффициенты гидравлического сопротивления
;
;
где k - шероховатость;
k=3·10-4 м - для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства;
k=3·10-3 м - для не обсаженных участков затрубного пространства;
В случае структурного режима течений формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид: ;
;
- коэффициенты, значения которых можно определить предварительно вычеслив число Сен-Венана;
;
;
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются по формуле: ;
Потери давления в наземной обвязке находится по формуле: ;
Перепад давления в турбобуре вычисляется исходя из кинематического подобия по формуле: Ртзд=?РТ ;
В случае если для промывки скважины используется техническая вода: ;
или ;
?=64/Re при Re?2320;
?=96/Re при Re?2320;
;
или ;
Критическая плотность бурового раствора: ;
;
= ?РКПЗД ?РКПУБТ ?РКПБТ - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве.
Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора: Направление I 0-15 м.
За утяжеленными бурильными трубами: dг=519,4 -203=316,4 мм;
;
Rekp=2100 7,3 ·(3243530,304)0,58=45722,78;
За утяжеленными бурильными трубами: ;
Место Rekp Reкп Режим точения
За утяжеленными бурильными трубами 45722,78 16340,5 Структурный
За утяжеленными бурильными трубами: ?кп = 0,8;
Направление II 15-60 м.
За утяжеленными бурильными трубами: dг = 417.322 - 203 =214,322 мм.
Rekp=2100 7,3 ·(1488259)0,58=29864.
За бурильными трубами в необсаженной части: dг = 417,322 - 127 =290,322 мм.
Rekp=2100 7,3 ·(2730894)0,58=41580.
За бурильными трубами в обсаженной части: dг = 416 - 127 =289 мм.
Rekp=2100 7,3 ·(2706080)0,58=41372.
За утяжеленными бурильными трубами: За бурильными трубами в необсаженной части: За бурильными трубами в обсаженной части:
Место Rekp Reкп Режим течения
За УТБ 29864 19029 Структурный
За ТБПК в необсаженной части 41580 40663 Структурный
За ТБПК в обсаженной части 42952 21346 Структурный
За ВЗД 24385 17958 Структурный
За УБТ: ?кп =0,8;
За ТБПК в необсаженной части: ?кп =0,8;
За ТБПК в обсаженной части: ?кп =0,8;
Местные потери давления в ТБПК в обсаженной части:
1,08 < 2,6 - условие выполняется.
За ВЗД: dг = 177,322 мм.
Rekp=2100 7,3 ·(1018756)0,58=24385;
?кп =0,74;
Кондуктор 60-530
За забойным двигателем: dг=304,2 - 240=64,2 мм;
Rekp=2100 7,3 ·(133541)0,58=8958.
За УТБ: dг=304,2 - 203=101,2 мм;
Rekp=2100 7,3 ·(331823)0,58=13726.
За ТБПК в необсаженной части: dг=304,2 - 127=177,2 мм;
Rekp=2100 7,3 ·(1017355)0,58=24367.
За ТБПК в обсаженной части: dг=314,5 - 127=187,5 мм;
Rekp=2100 7,3 ·(1139063)0,58=25875.
За забойным двигателем: За УТБ: За ТБПК в необсаженной части: За ТБПК в обсаженной части:
МЕСТОREКРREКПРЕЖИМ течения
За ЗД 8958 11326 Турбулентный
За УТБ 13726 12152 Структурный
За ТБПК в необсаженной части 24367 14294 Структурный
За ТБПК в обсаженной части 25875 13960 Структурный
За ЗД:
За УТБ: ?кп =0,6;
За ТБПК в необсаженной части: ?кп =0,7;
За ТБПК в обсаженной части: ?кп =0,7;
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части: Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части: ??PМ=31,85 280,22=312,07 Па;
За ЛБТ в необсаженной части: dг=222,4-129=93,4 мм;
Rekp=2100 7,3 ·2864120,58=12775.
За ЛБТ в обсаженной части: dг=237,1-129=108,1 мм;
Rekp=2100 7,3 ·3836620,58=14748.
За ВЗД: За УТБ: За ТБПК: За ЛБТ в необсаженной колонне: За ЛБТ в обсаженной части:
МЕСТОREКРREКПРЕЖИМ течения
За ВЗД 4674 3618 Структурный
За УТБ 6605 3772 Структурный
За ЛБТ в необсаженной части 12775 4298 Структурный
За ТБПК 13041 4302,9 Структурный
За ЛБТ в обсаженной части 14748 4125 Структурный
За ВЗД: ?кп =0,3;
За УТБ: ?кп =0,5;
За ТБПК: ?кп =0,7;
За ЛБТ в необсаженной части: ?кп =0,7;
За ЛБТ в обсаженной части: ?кп =0,75;
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части: Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части: Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части: ??PМ=12591,23 1986 1398,3=15975,53Па;
Сумма потерь давления во всех элементах циркулярной системы за исключением потерь давления в долоте.
Резерв давлений, который может быть реализован в долоте:
?PД = 0,75?18,6 - 10,2 = 3,75IIA.
При ?Д < 80 м/с нельзя использовать долото с гидромониторным эффектом для бурения данного интервала.
Рабочее давление в насосах: P = 10,2?106 6,897?106 = 17,097МПА ? 17,1МПА.
Вывод: выбранный насос подходит, т.к. давление расчетное =17,1 МПА меньше давления насоса НБТ-600 18,6 МПА (с диаметром втулок 140 мм).
Вывод
На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.
При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.
Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям: 1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;
2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;
3. Крутящий момент не менее чем на 20% больше заданного, необходимого для разрушения породы;
Зависимость давления от длины канала циркуляции: 1 - турбобур с долотом;
2 - утяжеленные бурильные трубы;
3 - бурильные трубы;
4 - обсадная колонна.
Гидростатическое давление раствора без шлама: Р с= ?пж·g·H;
Р с=1140·10·2290=26100000?26,1 МПА;
Гидростатическое давление с учетом шлама: Р`с=?·? пж·g·H (1-?) ?ш·g·H;
