|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТСтр 1 из 14Следующая ⇒
АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Факультет нефти и газа
Специальность 130504.65
Курс 5 ДИПЛОМНАЯ РАБОТА Студента Тазиахметова Азата Рамильевича (фамилия, имя, отчество)
ТЕМА: «Проектирование технологии бурения наклонно – направленной скважины глубиной 1815м на пашийский горизонт со смещением забоя относительно устья на 527м на Карамалинской площади». УНИРС: «Улучшение качества цементирования МСЦ с новыми наработками». Научный руководитель Никитин Василий Николаевич Консультант Голубь Светлана Ивановна
Работа допущена к защите Заведующий кафедрой Дата представления Дата возврата Дата защиты Оценка
Альметьевск – 2008 Содержание
Введение
Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства, так как нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на экономическое развитие страны. Поэтому темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, особенно в последнее время. В этих условиях все усилия направлены как на освоение новых нефтяных месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти. Завершающим и ответственным этапом бурения скважины является цементирование обсадной колонны с сохранением проницаемости призабойной зоны. В интересах защиты недр пространство за обсадными трубами должно быть заполнено качественным цементным раствором до самого устья. Раствор закачивают в обсадные трубы и водой выдавливают в заколонное пространство, создавая высокие давления. Только тогда цементный камень получается однородным, прочным, хорошо приставшим к стенкам скважины. Тем самым предотвращаются перетоки воды, нефти и газа из высоконапорных пластов в низконапорные и на земную поверхность. Однако закачиваемый под большим давлением цементный раствор проникает в продуктивный пласт, затрудняя в будущем приток нефти. В какой то мере давление закачки можно уменьшить, применяя добавки к цементному раствору, снижающие его плотность и вязкость. Все же наиболее радикальным способом защиты продуктивного пласта и самих обсадных труб является ступенчатое цементирование, когда нижняя и верхняя части обсадной колонны цементируются отдельно. Известны разные устройства для осуществления такого процесса: заколонные пакеры, муфты ступенчатого цементирования, специальные цементировочные пробки и др. Однако, они сложны по конструкции и потому недостаточно надежны. Кроме того, имеют ряд недостатков: необеспечение полного прохода обсадной колонны (уменьшение внутреннего диаметра); зависимость работы от зенитного угла ствола скважины; невысокая точность открытия циркуляционных отверстий при заданном давлении; ненадежность закрытия циркуляционных отверстий; большой объем разбуриваемых элементов; увеличение затрат времени на цементирование 2й ступени; дороговизна. Цель данного проекта состоит в повышении качества и уменьшении себестоимости строительства скважин на старой площади. Применение муфты ступенчатого цементирования МСЦ – Б, разработанной Азнакаевским УБР, позволяет уменьшить затраты на цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, повысить уровень сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, поднять цементный раствор до устья, исключая при этом возможность гидроразрыва пласта. Муфта изготавливается так, что её конструктивные особенности дают возможность проводить вторую ступень цементирования без разрыва во времени между первой и второй ступенями цементирования. Исходные данные для проектирования. Таблица 1.1
Нефтегазоводопроявления
Таблица 4.8 Прихватоопасные зоны
УНИРС «ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ МСЦ-Б». Указания мер безопасности При применении муфты необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Госгортехнадзором РФ, а также «Инструкцией по спуску колонн и цементирования скважин на месторождениях Татарии». Погрузка, перевозка и разгрузка муфты и запирающей пробки должны рпоизводиться с обеспечением защиты от ударов, повреждений и засорения. Работа с муфтой должна производиться буровой бригадой, обученной правилам обращения с ней. Работы должны вестись под рководством ИТР или бурового мастера знающего конструкцию, принцип работы и параметры муфты изапирающей пробки, схему компановки обсадной колонны план работ по ступенчатому цементированию, возможные осложнения при выполнении запланированных работ и меры по их устранению
Подготовка к работе и порядок работы
5.6.1. Проверить комплектность иотсутствие каких-либо повреждений. 5.6.2. Проверить прохождение пробки запирающей ПСЦ-Б через цементировочную голову. Приэтом учесть, то в некоторых цементировочных головках установлены уравнительная трубка или стержень, сужающие проходной канал. 5.6.3. Проверить соответствие диаметра и профиля присоединительных резьб муфты и спускаемых обсадных труб. 5.6.4. Проверить соответствие разрывных винтов требуемому перепаду давления для открытия циркуляционных отверстий муфты: Номер группы разрывных винтов 1 2 3 4 5 6 Перепад давления для открытия, МПа 15.5+0.7 16.5+0.7 17.5+0.7 18.5+0.7 19.5+0.7 20.5+0.7
Примечание: 1. Номер группы указан на головке разрывных винтов. 2. Крутящий момент для ввинчивания винтов равен 0.15—0.20 кГс м. 5.6.5. Спустить муфту в составе обсадной колонны до требуемой глубины, установив ниже и выше нее центраторы. 5.6.6. После спуска обсадной колонны и ее промывки произвести закачивание в нее расчетных объемов буферной жидкости и тампонажного раствора для первой ступени цементирования. Освободить установленную в цементировочной головке резиновую разделительную пробку и произвести продавливание тампонажного раствора. 5.6.7. Последнюю порцию продавочной жидкости в объеме 2 от ее общего объема закачивать одним агрегатом на первой скорости до получения сигнала «стоп». Максимальное значение давления при получении сигнала «стоп» записывать в журнал. 5.6.8. После получения сигнала «стоп» остановить работу цементировочного агрегата, произвести сброс давления, а выходящую из обсадной колонны жидкость принять в первую емкость одного из агрегатов с замером ее объема. Значение объма полученной жидкости записать в журнал. 5.6.9. Произвести закачку продавочной жидкости одним насосом на первой скорости, медленно наращивая давление до открытия циркуляционных отверстий муфты. Максимальное давление при этом должно быть меньше давления опрессовки обсадных труб. Открытие циркуляционныхотверстий определяется по резкому снижению давления закачки. 5.6.10. Произвести промывку скважины через открытые циркуляционные отверстия муфты для вымывания тампонажного раствора выше нее. Затем периодически промывать скважину до тампонажного раствора ниже муфты (первой ступени). 5.6.11. Прекратить промывку скважины, произвести сброс давления, снять крышку цементировочной головки и установить запирающую пробку ПСЦ-Б, зафиксировав ее упорами от падения. 5.6.12. Произвести закачку расчетных объемов буферной жидкости и тампонажного раствора для второй ступени цементирования, освободить установленную в головке запирающую пробку и произвести продавливание тампонажного раствора до получения сигнала «стоп», соблюдая меры предосторожности по п.5.6.7. Максимальные значения рабочего давления перед получением сигнала «стоп» и давления при получении этого сигнала записать в журнал. 5.6.13. После получения сигнала «стоп» остановить работу цементировочног агрегата, произвести сброс давления, а выходящую из обсадной колонны жидкость принять в емкость цементировочного агрегата с замером объема изначение егозаписать в журнал. Если после полного сброса давления до атмосферного объем жидкости из обсадной колонны не превышает значения, полученного по п.5.6.8, то это значит, что циркуляционные отверстия муфты закрыты и можно оставить скважину в покое для затвердения тампонажного раствора (ОЗЦ), не закрывая краны на цементировочной головке. 5.6.14. Если при сбросе давления жидкость из обсадной колонны поступает в большем объеме, чем по п.5.6.8, то необходимо повторить операцию по закрытиюциркуляционных отверстий путем закачки в обсадные трубы полученной из них продавочной жидкости. Макисмальное давление закачки должно быть не меньше давления при получении сигнала «стоп» по п.5.6.12 и не больше давления опрессовки труб. Затем давление стравить до значения, которое на 1.5-2 МПа больше максимального значения рабочего давления перед получением сигнала «стоп» по п.5.6.12 и оставитьскважину в покое под этим давлением в теченич 3-4 ч для схватывания и предварительного затвердения тампонажного раствора. 5.6.15. Сбросить давление из цементировочной головки и ожидать затвердения тампонажного раствора в соответствии с планом цементирования. 5.6.16. Произвести проверку герметичности обсадной колонны путем ее опрессовки. 5.6.17. Разбурить запирающую пробку и седло муфты 3-х шарошечным долотом при частоте вращения ротора 50-60 об/мин., осевой нагрузке 3-5 т и производительности насоса 10-30 л/сек. 5.6.18. Проверить герметичность обсадной колонны давлением, не превышающим допустимое при эксплуатации. 5.6.19. Провести в скважине геофизические исследования с целью определения качества цементирования обсадной колонны.
Разобщение пластов Примем двухступенчатый способ цементирования с использованием равнопроходной муфты ступенчатого цементирования МСЦ – Б азнакаевского производства. Выберем место установки муфты, исходя из требований: а) не допустить гидроразрыв пород ниже муфты, а также выше неё; б) муфта устанавливается напротив прочных пород; в) максимально сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов. Серпухово-Окский надгоризонт сложен твёрдыми устойчивыми породами (кровля –755 м; подошва – 1033 м; давление гидроразрыва у подошвы – 18, 5 МПа). Установим муфту на глубине 1010 м. 1) Рассчитаем первую ступень цементирования. Вычислим объём тампонажного раствора, необходимый для цементирования первой ступени:
Vцр=v*(1697–1010)*Кк+Нс*(П/4)*Dв2=0, 0179*710*1, 1+0, 168*10=15, 5м.куб., (5.1) где v – объём одного погонного метра заколонного пространства за обсадной трубой диаметром 168 мм (v =0, 0179 м. куб/м). Кк – коэффициент резерва (1, 1); Нс – высота цементного стакана. Так как температура продуктивного пласта равна 41 град. С, а значит температура в скважине не превышает 50 град. С, то при цементировании применяем цементы для холодных скважин /9/. Для приготовления 1 куб.м. цементного раствора необходимое количество цемента определяется по формуле:
q1ц = ρ ц* ρ в/( ρ в + m* ρ ц), (5.2)
где ρ ц – плотность выбранного цемента, кг/м.куб.; m – водоцементное отношение.
q1ц = 3150*1000/(1000 + 0, 5*3150) = 1223 кг Определим плотность цементного раствора:
qц = q1ц*(1 + m) = 1223*(1+0, 5) = 1835 кг/м.куб
Уточним плотность цементного раствора. Во избежание разрыва пород при цементировании и поглощения цементного раствора, а также с целью лучшего вытеснения необходимо соблюдать следующее условие: ρ пж + 200< qц < Рвп, (5.3)
где ρ вп – верхний допустимый предел плотности цементного раствора, кг/м.куб. Давление гидроразрыва наиболее слабого, в интервале от забоя до муфты, бобриковского горизонта Рг/р = 17, 4 МПа, глубина залегания подошвы – 1243 м. Рассчитаем верхний предел плотности – средний для жидкостей, которые окажутся в конце цементирования над слабым горизонтом:
Рвп (ср) = Рг/р/Кб/(zп*g) = 17, 4*106/ Кб /(1243*9, 8) = 1397 кг/м.куб (5.4) т.е.: (ρ пж*Нпж + ρ бж * Нбж + Ртр * Нтр)/1243 = 1397 кг/м.куб, (5.5) где Нпж – высота промывочной жидкости в заколонном пространстве выше слабого пласта, м; Нбж – высота буферной жидкости в заколонном пространстве; Нтр – высота тампонажного раствора в заколонном пространстве выше слабого пласта. Ртр(в.п) = (1397*1243 – 1120*(1243 – (1243 – 1010) – 56) – 1300*56)/(1243 –1010) = 6538 кг/м.куб.
Проверим нижний пласт (Рг/р=29, 3 МПа; zп=1825 м.)
Рвп (ср) = 29, 3*106/1, 05/(1697*9, 8) = 1559 кг/м.куб.
Ртр(в.п)=(1559*1697–1120*(1697–(1697–1010)–56)–1300*56)/(1697–1010)= 2292 кг/м.куб.
Итак: 1120 + 200< qц < 2292
Исходя из условия, примем плотность цементного раствора равной 1750 кг/м. куб. – наиболее часто используемый раствор в Альметьевском УБР.
ρ ср = (1750*675 + 1300*56 + 1094*1120)/1697 = 1358, 5 кг/м. куб.
Уточним количество цемента необходимого для приготовления 1 м.куб. цементного раствора:
q1ц = 1750/(1+0, 5) = 1167 кг
Определим общую массу цемента Gц:
Gц = Кц * q1ц * Vцр, (5.6)
где Кц – коэффициент, учитывающий потери цемента при загрузке
Gц = 1, 04*1167*15, 5 = 18, 8 т.
Определим число цементосмесительных машин nсм:
nсм = Gц /qцсм, (5.7)
где qцсм - грузоподъёмность одной цементосмесительной машины, кг.
nсм = 18800/17400 = 1, 02
Принимаем 2 машины. Определим общий объём воды для приготовления цементного раствора Vв:
Vв = Gц * m * Кв /1000, (5.8)
где Кв - коэффициент, учитывающий потери воды.
Vв = 18800*0, 5*1, 04/1000 = 9, 8 м. куб.
Определим объём продавочной жидкости Vж:
Vж = 1, 05*( Vк – Vс), (5.9)
где Vс – объём цементного стакана, м. куб. Vк – внутренний объём колонны:
Vк = ((П*(Dн –2*бc1)2)/4)*Lс1 + ((П*(Dн –2*бc2)2)/4)*Lс2, (5.10)
где бc1, бc2 – толщины стенок первой и второй секций эксплуатационной колонны соответственно; Lс1, Lс2 – длины секций
Vк = ((3, 14*(0, 168 – 2*0, 0073)2)/4)*1697= 34, 35 м. куб.
Vж = 1, 05*(34, 35 – 0, 17) = 35, 9 м. куб.
Определим максимальное давление в конце продавки Рmax:
Рmax = Р1 *Рm *Рк, (5.11)
где Р1 – давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разными плотностями жидкости в трубах и кольцевом пространстве, Па; Рm – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений в трубах, Па; Рк – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, Па.
Р1 = (ρ ц*(Нм – Нс) –ρ пр*( zскв – Нс) + ρ бж * Нбж + ρ пж * Нпж )*g, (5.12)
где Нм – высота муфты над забоем.
Р1 = (1750*(675–10)–1000*(1697–10) +1300*56 + 1120*1094)*9, 8 = 0, 65 МПа
Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве во избежание гидроразрыва слабой породы Wк.п.(в.п.) определяется по формуле:
Wк.п.(в.п.) = (2*( Dд – Dн)*(( Рг/р/Кб) – ρ ср * g * zп )/ ρ ср *Л*Lп)0, 5, (5.13)
где Л – коэффициент гидравлического сопротивления.
Wк.п.(в.п.)=(2*(0, 21590, 168)*((29, 3*106/1, 05)–1358, 5*9, 8*1697)/(1358* 0, 035*1886))0, 5 = 6, 4
Принимаем Wк.п. равной 1, 2 м/с. Найдём расход жидкости Q:
Q= Wк.п.*(П*( Dд2– Dн2)/4) = 1, 2*(3, 14*(0, 21592 – 0, 1682)/4) = 0, 0172 м. куб./с
Рm = 8, 26*Л*Рср* Q2*L/Dв.ср.2 , (5.14)
где Dв.ср. – средний внутренний диаметр колонны, м.
Dв.ср. = sum(Li*Dвi)/L = 0, 160 м. (5.15)
Рm = 8, 26*0, 035*1358, 5*0, 01722*1886/0, 1602 = 0, 0095 МПа
Рк = 8, 26*Л* Рср*sum Q2*Li/(( Di – Dн)3/(Di + Dн)2) (5.15)
Рк=8, 26*0, 035*1358, 5*0, 01722*1886/((0, 2159–0, 168)3*(0, 2159+0, 168)2)=2, 3 МПа
Рmax = 0, 65+0, 0095+2, 3 = 3 МПа
Определим необходимую мощность для закачки цементного раствора Nца:
Nца = Рmax* Q = 3*106*0, 0172 = 51, 6 кВт (5.16)
Определим число цементировочных агрегатов nца: а) по мощности:
nца = Nца/ Nа = 51600/77000 = 0, 67, (5.17)
где Nа – мощность одного цементировочного агрегата ЦА – 320 М, Вт. б) по производительности:
nца = Q/qа = 0, 0172/0, 0086 = 2 (5.18)
принимаем 2 агрегата ЦА – 320 М; Определим время закачивания цементного раствора в скважину:
tзц = Vцр /q4 = 15, 5/0, 0086 = 0, 5 ч, (5.19)
где q4 – производительность агрегата на 4 скорости, м.куб./с. Определим время на продавку цементного раствора tпр:
tпр = Vцр/(Wк.п.*v) =15, 5/(1, 2*0, 0179) = 0, 2 ч (5.20)
Определим общее время цементирования первой ступени:
tц1 = tзц + tпр = 0, 5 + 0, 2 = 0, 7 ч (5.21)
Срок начала схватывания тампонажного раствора – 3 часа, поэтому процесс цементирования первой ступени пройдёт нормально.
2) Рассчитаем вторую ступень цементирования аналогично первой ступени:
Vцр=v*1150*Кк+Нс*(П/4)*Dв2=0, 0179*1150*1, 1+0, 1534*10=24, 2 м.куб.
Уточним плотность цементного раствора во избежание разрыва пород при цементировании и поглощения цементного раствора. Наиболее слабый пласт в интервале выше муфты находится на глубине 584 м. Для этого пласта Рг/р/ Рв = 1, 76. Отсюда можно выбрать плотность цементного раствора:
Рц.р. = 1, 76*1000 /1, 05= 1670 кг/м. куб.
Уточним количество цемента необходимого для приготовления 1 м.куб. цементного раствора:
q1ц = 1670/(1+0, 5) = 1113 кг
Определим общую массу цемента Gц:
Gц = 1, 04*1113*24, 2 = 28 т.
Определим число цементосмесительных машин nсм:
nсм = 28000/17400 = 1, 61 Принимаем 2 машины.
Vв = 28000*0, 5*1, 04/1000 = 14, 56 м. куб.
Определим объём продавочной жидкости Vж:
Vж = 1, 05*( Vк – Vс) = 1, 05*(21, 24 – 0, 18) = 22, 1 м. куб.
Vк = (3, 14*(0, 168 – 2*0, 0073)2/4)*1150 = 21, 24 м. куб.
Vс = (3, 14*(0, 168 – 2*0, 0073)2/4)*10 = 0, 18 м.куб.
Определим максимальное давление в конце продавки Рm
Р1 = (1670*(1150 – 10) – 1000*(1150 – 10))*9, 8 = 7, 5 МПа
Wк.п.(в.п.) = (2*(0, 2159 – 0, 168)*((17, 6*106/1, 05) – 1670*9, 8*584)/(1670* 0, 035*596))0, 5 = 4, 45 м/с.
Принимаем Wк.п. равной 1, 5 м/с.
Найдём расход жидкости Q:
Q = Wк.п. * (П*( Dд2– Dн2)/4) = 1, 2*(3, 14*(0, 21592 – 0, 1682)/4) = 0, 022 м. куб./с
Рm = 8, 26*0, 035*1670*0, 0222*1150/0, 15342 = 0, 011 МПа
Рк=8, 26*0, 035*1670*0, 0222*1150/((0, 2159–0, 168)3*(0, 2159+0, 168)2)=5, 07 МПа
Рmax = 7, 5+0, 007+ = 12, 6 МПа
Определим необходимую мощность для закачки цементного раствора Nца:
Nца = Рmax* Q = 12, 6*106*0, 0172 = 216, 7 кВт
Определим число цементировочных агрегатов nца: а) по мощности:
nца = Nца/ Nа = 216700/77000 = 2, 81
Берём три агрегата
б) по производительности:
nца = Q/qа = 0, 022/0, 0086 = 2, 56
Определим время закачивания цементного раствора в скважину:
tзц = Vцр /q4 = 24, 2/0, 0086 = 0, 78 ч,
где q4 – производительность агрегата на 4 скорости, м.куб./с. Определим время на продавку цементного раствора tпр:
tпр = Vцр/(Wк.п.*v) =24, 2/(1, 5*0, 0179) = 0, 25 ч
Определим общее время цементирования первой ступени:
tц1 = tзц + tпр = 0, 78 + 0, 25 = 1, 08 ч
Срок начала схватывания тампонажного раствора – 3 часа, поэтому процесс цементирования второй ступени пройдёт нормально.
Содержание песка Содержание песка определяется по процентному содержанию в буровом растворе твердых частиц, поддающихся седиментационнму отделению. Высокое содержание песка в растворе приводит к быстрому износу клапанов, поршней, цилиндров насосов, поэтому содержание песка в растворе должно быть ограничено 1%-2%.
7.3.6. Проверка реологических свойств.
Режим течения Увеличение дифференциального давления на забой скважины приводит к ухудшению показателей работы долота. Поэтому с целью повышения технико- экономических показателей бурения стремятся снизить давление промывочной жидкости на забой. Для этого ограничивают плотность бурового раствора и стараются снизить гидравлические потери при течении бурового раствора в затрубном пространстве. Снижение гидравлических потерь достигается за счет уменьшения скорости восходящего потока и поддержания ламинарного режима течения в затрубном пространстве. При бурении неустойчивых пород одним из технологических приемов, уменьшающих осложнения является снижение эрозионного воздействия промывочной жидкости на стенки скважины. Это достигается поддержанием ламинарного режима течения бурового раствора в затрубном пространстве. Если задана скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то можно вычислить величину показателей реологических свойств раствора, которые при заданных размерах ствола скважины и бурильной колонны обеспечат ламинарный режим течения в затрубном пространстве. Критическое значение критерия Рейнольдса при котором начинается турбулизация потока в затрубном пространстве: Reкр=7, 3·Не0, 58+2100 (7.6) где: Не - Критерий Хедстрема Не= τ 0·(Dc-D)2·ρ /η 2 (7.7) τ 0 - динамическое напряжение сдвига (Па) η - пластическая вязкость (Па·с) Dc - диаметр скважины (м) D - наружный диаметр бурильной колонны (м) Выбранная скорость восходящего потока не должна превышать критическое значение скорости течения, т.е. должно соблюдаться условие: w≤ wкр данную проверку следует провести для интервалов сложенных неустойчивыми породами: 0-353 м, 1686-1697 м. 0-353 м. Не=10·(0, 3937-0, 127)2·1180/0, 0242= 1530012, 1 Reкр=7, 3·(1530012, 1)0, 58+2100=30312, 8 Wkp=(30312, 8·0, 024)/(0, 3937-0, 127) ·1180)=2, 2 м/с W=4·Q/ (π ·(Dc2-D2))= 4·0, 024/ (3, 14·(0, 39732-0, 1272))=0, 128/0, 45=0, 28 м/с За ТБПВ-127 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный. He=10·(0, 3937-0, 178)2·1180/0, 0242= 1000804, 2 Re=7, 3·(1000804, 2)0, 58+2100=24155, 9 Wkp=(24155, 9·0, 024)/((0, 3937-0, 178) ·1180))=2, 1 м/с W=4·0, 024/(3, 14·(0, 39372-0, 1782))=0, 128/0, 396=0, 32 м/с За УБТ-178 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный. 1686-1697 м. Не=10·(0, 2159-0.127)2·1020/0, 0212= 184229, 0 Reкр=7, 3·(184229, 0)0, 58+2100=220311, 3 Wkp=(220311, 3·0, 021)/(0, 2159-0, 127) ·1020)=5, 6 м/с W=4·Q/ (π ·(Dc2-D2))= 4·0, 021/ (3, 14·(0, 21592-0, 1272))=0, 064/0, 0957=0, 88 м/с За ТБПВ-127 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный. Не=10·(0, 2159-0, 178)2·1020/0, 0212= 33483, 7 Reкр=7, 3·(33483, 7)0, 58+2100=5174, 2 Wkp=(5174, 2·0, 021)/(0, 2159-0, 178) ·1020)=2, 8 м/с W=4·Q/ (π ·(Dc2-D2))= 4·0, 021/ (3, 14·(0, 21592-0, 1782))=0, 064/0, 045=1, 7 м/с За УБТ-178 режим течения ламинарный- следовательно, в остальной части затрубного пространства режим течения тоже ламинарный. Расчет компоновки УБТ. Роторный способ бурения. Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом по формуле:
Окончательно выбираем Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб Число ступеней в КНБК определяется из выражения:
Следовательно, наружный диаметр одноступенчатой УБТ выбран правильно. Группа прочности стали «Л». Определяем длину одноступенчатой УБТ, для создания необходимой осевой нагрузки Рд=100 кН, по формуле:
где Рд – осевая нагрузка на долото, кН; Gзд – масса забойного двигателя, кг; ρ, ρ м – плотность жидкости и материала труб УБТ, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; qУБТ – масса погонного метра ступени УБТ, кг; λ 1 – эмпирический коэффициент (λ 1=0, 5).
Окончательно принимаем lУБТ = 100м, т.е. 4 свечи по 25м.
Определяем общий вес УБТ в жидкости по формуле:
Общая длина всей КНБК составляет lКНБК = 100м.
Турбинный способ бурения. Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом:
Окончательно выбираем Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб |
Последнее изменение этой страницы: 2017-05-05; Просмотров: 766; Нарушение авторского права страницы
(9.1)
(9.2)
(9.3)
(9.4)
