Выбор типа и параметров буровых растворов

4.1. Приготовление и регулирование свойств буровых растворов

При бурении будем применять промывочные жидкости на водной основе (глинистые растворы). Глинистые растворы целесообразно применять по следующим причинам:

· способность глинизировать стенки скважины;

· способность удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции.

Плотность бурового раствора определяем по формуле:

при бурении под направление и кондуктор:

; (21)

где – пластовое давление, МПа;

при бурении под эксплуатационную колонну:

(22)

(40)

– глубина скважины, м.

Интервал от 0 до 30 м

ρ =(0, 3+0, 3 × 0, 15)/(0, 01 × 30) =1, 15 г/см³

Интервал от 30 до 600 м

ρ =(6+6 × 0, 15)/(0, 01 × 600) =1, 15 г/см³

Интервал от 600 до 2650 м

ρ =(26, 7+26, 7 × 0, 10)/(0, 01 × 2650) =1, 10 г/см³

Условную вязкость бурового раствора определяем по формуле

; (23)

где – плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Интервал от 0 до 30 м

УВ =21 × 1150 × 10^-3 =24 сек

Интервал от 30 до 600 м

УВ =21 × 1150 × 10^-3 =24 сек

Интервал от 600 до 2650 м

УВ =21 × 1100 × 10^-3 =23 сек

Значения СНС необходимые для удержания во взвешенном состоянии выбуренных частиц определяется по формулам:

; (24)

; (25)

где – диаметр частиц шлама, м;

– плотность горной породы, кг/м³;

– плотность промывочной жидкости, кг/м³;

–коэффициент = 1, 5.

Интервал от 0 до 30 м

СНС₁ =0, 5 × (2 – е^{–110+0, 01}) × 0, 01 × (2400 – 1150) =17 дПа;

СНС₁₀ =(0, 01 × (2400 – 1150) × 9, 8 × 1, 5)/6 =36 дПа.

Интервал от 30 до 600 м

СНС₁ =0, 5 × (2 – е^{–110+0, 01}) × 0, 01 × (2400 – 1150) =17 дПа;

СНС₁₀ =(0, 01 × (2400 – 1150) × 9, 8 × 1, 5)/6 =36 дПа.

Интервал от 600 до 2650 м

СНС₁ =0, 5 × (2 – е^{–110+0, 005}) × 0, 01 × (2400 – 1100) =7 дПа;

СНС₁₀ =(0, 005 × (2400 – 1100) × 9, 8 × 1, 5)/6 =18 дПа.

Показатель водоотдачи определяется:

; (26)

где – плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Интервал от 0 до 30 м

Ф £ (6 × 10⁴)/(1, 15 × 10⁴) =8 см³/ 30мин

Интервал от 30 до 600 м

Ф £ (6 × 10⁴)/(1, 15 × 10⁴) =8 см³/ 30мин

Интервал от 600 до 2650 м

Ф £ (6 × 10⁴)/(1, 10 × 10⁴) =8 см³/ 30мин

Для поддержания стабильности бурового раствора, а также для предупреждения загрязнения нефтеносных пластов и сохранения естественных коллекторских свойств фильтрация при бурении под эксплуатационную колонну не должна превышать 4 – 6 см³/30 мин.

Содержание песка не должно превышать 1 %. Водородный показатель в пределах pH=7 – 8.

Рассчитанные параметры бурового раствора сведены в табл. 4.1.

 

Таблица 4.1.

Интервал бурения, м	Плотность бур. раствора, г/см3	СНС1, дПа	СНС10, дПа	УВ, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П, %
от	до
		1, 15
		1, 15
		1, 10				4-6	7-8

Параметры бурового раствора.

4.2 Расчёт необходимого расхода бурового раствора

При бурении промывочная жидкость прежде всего должна:

- очищать скважину от обломков выбуренной породы (шлама) и выносить их на поверхность;

- охлаждать ПРИ и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

- создавать давление на стенки скважины для предупреждения газонефтепроявления;

- оказывать механическое действие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

- передавать энергию гидравлическому забойному двигателю;

- обеспечить сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:

Q=× 0, 785× D_Д; (27)

где – коэффициент удельного расхода жидкости равный 0, 3…0, 65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается =0, 65;

– диаметр долота, мм;

Интервал от 0 до 30 м

Q =0, 65 × 0, 785 × 0, 3937² =0, 079 м³/сек;

Интервал от 0 до 30 м

Q =0, 65 × 0, 785 × 0, 2953² =0, 044 м³/сек;

Интервал от 0 до 30 м

Q =0, 65 × 0, 785 × 0, 2159² =0, 023 м³/сек;

Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

; (46) где – скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0, 9 ¸ 1, 3 м/сек, С=0, 7 ¸ 0, 9 м/сек.

– площадь кольцевого пространства, м²;

Интервал от 0 до 30 м

V_ВОСХ =0, 9 м/сек;

Q =0, 9 × 0, 785 × (0, 3937² – 0, 1683²) =0, 089 м³/сек.

Интервал от 30 до 600 м

V_ВОСХ =0, 9 м/сек;

Q =0, 9 × 0, 785 × (0, 2953² – 0, 1683²) =0, 042 м³/сек.

Интервал от 600 до 1760 м

V_ВОСХ =0, 9 м/сек;

Q =0, 9 × 0, 785 × (0, 2159² – 0, 1683²) =0, 013 м³/сек.

Интервал от 1760 до 2650 м

V_ВОСХ =0, 7 м/сек;

Q =0, 7 × 0, 785 × (0, 2159² – 0, 1683²) =0, 010 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

, м³/сек, (28)

где – минимальная площадь кольцевого пространства;

- максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем =1, 5 м/сек.

Интервал от 0 до 30 м

Q =1, 5 × 0, 785 × (0, 3937² – 0, 240²) =0, 115 м³/сек

Интервал от 30 до 600 м

Q =1, 5 × 0, 785 × (0, 2953² – 0, 240²) =0, 035 м³/сек

Интервал от 600 до 2650 м

Q =1, 5 × 0, 785 × (0, 2159² – 0, 195²) =0, 01 м³/сек

Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:

м³/сек, (29)

где – максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурильных труб=0, 127 м.

– минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем =0, 5 м/сек;

Интервал от 0 до 30 м

Q =0, 5 × 0, 785 × (0, 3937² – 0, 127²) =0, 054 м³/сек

Интервал от 30 до 600 м

Q =0, 5 × 0, 785 × (0, 2953² – 0, 127²) =0, 028 м³/сек

Интервал от 600 до 2650 м

Q =0, 5 × 0, 785 × (0, 2159² – 0, 127²) =0, 012 м³/сек

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения, с учётом результатов приведённых выше расчётов, по формуле:

(30)

где – коэффициент наполнения ( =0, 8);

– число насосов;

– производительность насоса.

В расчете принимается производительность бурового насоса УНБ-600, с диаметром втулок равным 170 мм =0, 033 м³/сек.

Интервал от 0 до 600 м

Q =0, 8 × 2 × 0, 033 =0, 059 м³/сек

Интервал от 600 до 2650 м

Q =0, 8 × 1 × 0, 033 =0, 029 м³/сек

Исходя из полученных результатов расчетов расходов промывочной жидкости по различным методикам и принимая во внимание геологическое строение разреза скважины, а также опыт бурения на данном месторождении, проектом приняты следующие расходы. Значения расходов бурового раствора по интервалам бурения сведены в таблице 4.2

Таблица 4.2

Расхода бурового раствора.

Интервал, м	Расход промывочной жидкости, м3/сек
от	до
		0, 059
		0, 059
		0, 029

Бурильная колона

5.1 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

Проектирование бурильной колонны.

Определение типа и диаметра основной ступени УБТ.

Условия бурения нормальные, поэтому при диаметре долота 215, 9 мм согласно табл. 1 пронимаем наружный диаметр ( ) основной ступени УБТ 178 мм со следующими характеристиками: диаметр внутренний ( ) равен 90 мм, вес 1п.м. трубы =145, 4 кг, длина трубы 12 м.

Проверочный расчет на жесткость обсадной колонны и УБТ

Так как УБТ и трубы обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определим по формуле:

, (31)

где и - соответственно наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.

, или .

Условие соблюдается.

Наружный диаметр БТ ( ) секции принимается согласно рекомендуемым табл. 2 .

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ и КБТ должно выполняться условие:

, (32)

где - диаметр последней ступени УБТ, мм.

или

Условие не соблюдается. Поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой. Требование к УБТ второй ступени удовлетворяют УБТ-146× 74. Для них Выбираем согласно рекомендациям длину этой ступени

Расчет длины ступени УБТ и КНБК проводится по формуле:

, (33)

где - осевая нагрузка но долото, кгс;

- вес 1 м основной ступени УБТ, кгс/м;

- коэффициент нагрузки на долото, для турбинного бурения ;

- удельный вес материала УБТ, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

- вес забойного двигателя, кгс;

- суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, кгс;

- длина i-й переходной ступени УБТ, м;

- вес 1 м переходной ступени УБТ, кгс/м.

,

Длина основной ступени принимается 12× 10=120 м.

Вес КНБК в скважине:

, (34)

.

Общая длина КНБК

Расчет на прочность первой секции КБТ

Расчет запаса прочности при статическом нагружении первой секции.

Для стали группы прочности Д , нормативный запас прочности n =1, 4. Тогда по формуле (30) допустимое напряжение равно.

, (35)

где - предел текучести материала, кгс/мм².

.

Действующее эквивалентное напряжение в верхнем сечении этой секции равно напряжению растяжения, так как скважина вертикальная, а способ бурения турбинный.

Растягивающая нагрузка определяется по формуле (32), вес первой секции бурильной колонны (Q ) по формуле (31):

Q , (36)

где - число ступеней КБТ до рассматриваемого сечения;

- длина i-й секции, м;

- удельный вес бурового раствора, гс/см²;

- удельный вес материала, гс/см² (табл.7) ;

- приведенный вес 1 метра трубы i-й секции, кгс/м.

Q = .

+ , (37)

где - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сопротивление движению бурового раствора;

_- порядковый номер от УБТ секции КБТ;

Q - весi-й секции КБТ;

- вес КНБК, кгс;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс/мм², ;

- площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции, мм², .

.

, (38)

где - площадь поперечного сечения тела трубы, мм², F=4560 мм²;

, (39)

.

Расчет наибольшей глубины спуска первой секции КБТ в клиновом захвате.

По табл. 13 для замков ЗУ-155 при и графитовой смазке крутящий момент свинчивания

Наибольшая глубина спуска первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 определяется по формуле:

, (40)

где - удельный вес материала трубы, гс/см³;

- удельный вес бурового раствора, гс/см³;

- вес одного метра трубы секции, кгс/м;

- нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате, ;

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате определяется по формуле:

, (41)

где - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс;

С – коэффициент охвата, С=0, 9.

.

.

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции значительно больше ее длины, следовательно, вся она может быть спущена с использованием ПКР-560.

Необходимая длина второй секции равна:

, (42)

Принимаем длину второй секции КБТ:

Конструкция и компоновка бурильной колонны приведены в таблице 5.1

Таблица.5.1

Конструкция бурильной колонны.

Название секции	Шифр труб	Длина, м	Вес, кг
I секция УБТ II секция УБТ I секция КБТ II секция КБТ Итого:	УБТ – 178 – 90 УБТ – 146 – 74 ТБПВ – 127 10 ЛБТ – 147 11		16831, 748 50308, 748

 

Таблица 5.2

Компоновка низа бурильной колонны

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. IV. Выбор призов по каталогам Программы
2. Авторы–составители: Новиков А.В., Сергеева Ю.К., Выборнов А.В.
3. Аллергические реакции II типа (цитотоксические).
4. АЛЛЕРГИЧЕСКИЕ РЕАКЦИИ ЗАМЕДЛЕННОГО ТИПА
5. Анализ параметров микроклимата в производственных помещениях
6. Анализ результатов выборочного исследования
7. Анализ стратегических альтернатив и выбор стратегии.
8. Билет 1. Время жизни объектов. Связь с типами памяти и областями видимости
9. Борьба политических сил России за выбор пути дальнейшего развития (февраль - октябрь 1917 г.)и корниловский мятеж
10. В которой девице Монлегюр приходится сделать нелёгкий выбор
11. В. Выбор ценовой стратегии предприятия в зависимости от экономических целей предприятия.
12. В. МЕСТНЫЕ ПРОЯВЛЕНИЯ АЛЛЕРГИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ I ТИПА.