Определение частоты вращения долота

Каждому типу пород соответствуют свои критические скорости вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки. Такие превышения частоты вращения долота снижают долговечность их работы, из-за более интенсивного износа опор и сокращает проходку на рейс долота. Оптимальная частота вращения долот, типа МС, находится в диапазоне 150-300 об/мин, типа СЗ - 100-200 об/мин, типа ТКЗ – 100 об/мин. Расчет частоты оборотов ведется по износу опор или по предельной окружной скорости. Производим расчет по второму методу:

 

n=(60*V_л)/(π *Д_д),                             (2.13)

 

где V_л- рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, для пород МС-2,8м/с; для С3-1,3м/с; для ТКЗ-1м/с;

Д_д- диаметр долота, м.

При бурении под кондуктор:

n=(60*2,8)/(3,14*0,2953)=181 об/мин;

При бурении под эксплуатационную колонну:

n₂=(60* 1,3)7(3,14*,02159)=115 об/мин;

n₃=(60* 1 )/(3,14*0_;2159)= 89 об/мин.

Результаты частоты вращения долот заносим в таблицу 2.4.

 

Таблица 2.4. Частота вращения долот.

Интервалы бурения	0-750	750-2460	2460-2548
Диаметр долота, мм	295,3	215,9	215,9
Частота вращения об/мин.	181	115	89

 

2.3.4 Расчет расхода очистного агента

Промывочная жидкость должна обеспечивать своевременную и качественную очистку забоя и транспортировку шлама на поверхность по затрубному пространству скважины.

Для каждого конкретного случая существует определённое значение расхода промывочной жидкости, кроме того, она является носителем энергии при использовании гидравлических забойных двигателей и буровых долот с гидромониторным эффектом. Таким образом, необходимо чтобы выбранный расход бурового раствора обеспечивал следующие функции:

· очистка забоя скважины от выбуренной породы;

· удаление продуктов разрушения по затрубному пространству;

· нормальную работу гидравлического забойного двигателя;

· гидромониторный эффект при бурении долотами с гидромониторными насадками.

1. Рассчитывается расход промывочной жидкости по интенсивности очистки забоя скважины.

 

Q = k ∙ S_заб, л/с (2.14)

 

где k – коэффициент удельного расхода жидкости (0,03 ÷ 0,065 л/с);

S_заб – площадь забоя скважины, см².

Площадь забоя скважины рассчитывается по формуле:

 

S_заб = 0,785 ∙ D_д², см² (2.15)

 

В интервале бурения под кондуктор площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (11):

S_заб = 0,785 ∙ 29,53² = 684,53 см².

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.14):

Q = 0,065 ∙ 684,53 = 44,5 л/с.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.14):

S_заб = 0,785 ∙ 21,59² = 365,91 см².

Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.14):

Q = 0,065 ∙ 365,91 = 23,8 л/с.

2. Рассчитывается расход промывочной жидкости по скорости восходящего потока.

 

Q = V_В ∙ S_К.П. ∙10³, л/с     (2.16)

 

где V_В – скорость восходящего потока, м/с;

S_К.П. – площадь кольцевого пространства, м².

Площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле:

 

S_К.П. = 0,785 ∙ (D_д² – d_Б.Т.²), (2.17)

 

В интервале бурения под кондуктор принимается: d_Б.Т. = 0,127 м, V_В = 0,9 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.17):

S_К.П. = 0,785 ∙ (0,2953² – 0,127²) = 0,0558 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.16):

Q = 0,9 ∙ 0,0558 ∙10³ = 50,22 л/с.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается: d_Б.Т. = 0,127 м, V_В = 0,6 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.17):

S_К.П. = 0,785 ∙ (0,2159² – 0,127²) = 0,0239 м²;

Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.16):

Q = 0,6 ∙ 0,0239 ∙10³ = 15 л/с.

Рассчитывается расход промывочной жидкости из условия создания гидромониторного эффекта.

 

Q = F_н ∙ 7,5, л/с (2.18)

 

где F_н – площадь сечения насадок долота, см²;

 

F_н = m ∙ (π ∙ d_н²) / 4, см² (2.19)

 

где m – число насадок;

d_н – диаметр насадок, см.

Площадь сечения насадок долота рассчитывается по формуле (2.19):

F_н = 3 ∙ (3,14 ∙ 1,5²) / 4 = 5,29 см²

Расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.18):

Q = 5,29 ∙ 7,5 = 39,6 л/с

3. Рассчитывается расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама на поверхность.

 

Q = V_кр∙ S_max+ (S_заб∙ V_мех∙ (γ_п – γ_ж)) / (γ_см – γ_ж), м³/с (2.20)

 

где V_кр – скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;

S_max – максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м²;

S_заб – площадь забоя скважины, м²;

V_мех – механическая скорость бурения, м/с;

γ_п – удельный вес породы, г/см³;

γ_ж – удельный вес промывочной жидкости, г/см³;

γ_см – удельный вес смеси (шлам и промывочная жидкость), г/см³;

γ_см – γ_ж = 0,01 ÷ 0,02 г/см³, принимаем γ_см – γ_ж = 0,02 г/см³.

Задаются параметры: V_мех = 0,05 м/с, V_кр = 0,5 м/с, γ_п = 2,4 г/см³, γ_ж = 1,15 г/см³.

В интервале от 0 до 750 метров рассчитывается площадь забоя скважины:

S_заб = 0,2953² ∙ 0,785 = 0,068 м²;

В интервале от 750 до 2498 метров площадь забоя скважины будет равняться:

S_заб = 0,2159² ∙ 0,785 = 0,036 м².

В интервале от 0 до 750 метров рассчитывается максимальная площадь кольцевого пространства скважины:

S_max = (0,2953² – 0,127²) ∙ 0,785 = 0,0558 м²;

В интервале от 750 до 2498 метров максимальная площадь кольцевого пространства скважины будет равняться:

S_max = (0,2159² – 0,127²) ∙ 0,785 = 0,0239 м².

В интервале от 0 до 750 метров рассчитывается расход промывочной жидкости по формуле (2.20):

Q = 0,5 ∙ 0,0558 + (0,068 ∙ 0,05 ∙ (2,4 – 1,15)) / 0,02 = 0,24 м³/с = 24 л/с

В интервале от 750 до 2498 метров расход промывочной жидкости будет равняться:

Q = 0,5 ∙ 0,0239 + (0,036 ∙ 0,05 ∙ (2,4 – 1,11)) / 0,02 = 0,12 м³/с = 12 л/с

4. Рассчитывается расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины.

Q = S_min ∙ V_{кп max}, л/с (2.21)

 

где S_min – минимальная площадь кольцевого пространства, м²;

V_{кп max} – максимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V_{кп max} = 1,5 м/с.

В интервале бурения под кондуктор принимается d_Б.Т. = 0,178м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

S_min = 0,785 ∙ (0,2953² – 0,178²) = 0,0435 м²;

В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается d_Б.Т. = 0,178м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:

S_min = 0,785 ∙ (0,2159² – 0,178²) = 0,0117 м²;

В интервале бурения под кондуктор расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.21):

Q = 0,0435 ∙ 1,5 =0,065 м³/с = 65 л/с;

В интервале бурения под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.21):

Q = 0,0117 ∙ 1,5 =0,018 м³/с = 18 л/с.

5. Рассчитывается расход промывочной жидкости для предотвращения прихватов инструмента.

 

Q = S_max ∙ V_{кп min}, м³/с (2.22)

 

где S_max – максимальная площадь кольцевого пространства, м²;

V_{кп min} – минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V_{кп min} = 0,5 л/с.

В интервале бурения от 0 до 750 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.22):

Q = 0,0558 ∙ 0,5 = 0,0279 м³/с = 27,9 л/с;

В интервале бурения от 750 до 2498 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.22):

Q = 0,0239 ∙ 0,5 = 0,0119 м³/с = 11,9 л/с.

6. Расчет не допущения гидроразрыва пород.

 

Р_гр = 0,0083 ∙ Н + 0,66 ∙ Р_пл, (2.23)

 

где Н – глубина скважины, м;

Р_пл – пластовое давление, МПа.

Принимаются плотность промывочной жидкости γ_ж = 1,1 г/см³, пластовое давление Р_пл = 26,1 МПа.

Следовательно, по формуле (2.23):

Р_гр = 0,0083 ∙ 2580 + 0,66 ∙ 26,1 = 38,58 МПа.

Давление в скважине рассчитывается по формуле:

 

Р_скв = 0,1 ∙ γ_ж ∙ Н, атм. (2.24)

 

где γ_ж – плотность промывочной жидкости, г/см³;

Н – глубина скважины, м.

Р_скв = 0,1 ∙ 1,1 ∙ 2498 = 342.87атм. =34.28МПа.

Так как Р_гр ≥ Р_скв, значит гидроразрыва пород не будет.

Из всех расчетных значений расхода промывочной жидкости приведенных выше выбирают оптимальные. Результаты расчетов приведены в табл. 2.5.

 

Таблица 2.5

Интервал, м		Расход промывочной жидкости (Q), л/с
0	750	24 ÷ 65
750	2498	11 ÷ 39

 

2.3.4 Выбор и обоснование типа промывочной жидкости и ее свойств для бурения различных интервалов проектной скважины

Буровые растворы выполняют ряд функций, которые определяют не только увеличение скорости бурения, но и ввод скважин в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Основные функции: обеспечение быстрого углубления, сохранение устойчивости стенок скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия бурового раствора с проходимыми горными породами. В настоящее время для удаления продуктов разрушения, при бурении скважин, используются растворы на водной основе (глинистые, малоглинистые), растворы на нефтяной основе.

При проходке интервала под кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и не высоким значением показателя фильтрации. Указанные требования к технологическим показателям бурового раствора обуславливают использование при бурении под кондуктор глинистый раствор.

Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения.

Одним из основных показателей бурового раствора является плотность, которая выбирается исходя из требований правил безопасности, особенностей геологического строения разреза и опыта бурения скважин в аналогичных условиях.

Бурение под эксплуатационную колонну производится на глинистой суспензии плотностью 1,05 г/см³, для приготовления которой используется часть раствора, оставшегося после бурения под кондуктор, с последующей наработкой естественного глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: