96770

Совершенствование технологии бурения на площади

Курсовая

География, геология и геодезия

Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот. Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок. Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости. Выбор оптимального режима бурения. Проектирование бурильной колонны.

Русский

2015-10-09

3.43 MB

7 чел.

PAGE  - 2 -

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Российский государственный университет

нефти и газа имени И. М. Губкина»

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Курсовой проект

по дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

на тему:  «Совершенствование технологии бурения на площади»

ЗАДАНИЕ № 81

Выполнил:     студент группы РБ-11-01Ведерников М.С.

Руководитель:  профессор, д.т.н.  Леонов Е.Г.

       

Дата защиты ________      Оценка _________

Москва 2014

Содержание:

   

           

1. Введение.............................................................................................…..           2

2. Исходные  данные..............................................................….........…….  3

3. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в         

   ранее пробуренных скважинах при отработке долот...................…….  5

4. Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок……………....  7

5. Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой

   буримости……………………………………..……………………......  8

6. Выбор оптимального режима бурения..................……….......................          10

7. Проектирование бурильной колонны.................................................          17

8. Гидравлический расчет циркуляционной системы..........….......….......          22

9. Выводы........................................................................................................           29

10. Литература................................................................................................           30

  1.  Введение.

Курсовой проект является завершающим этапом изучения дисциплины “Технология бурения нефтяных и газовых скважин”. При выполнении проекта студенты закрепляют знания, полученные в предыдущих курсах, учатся работать со справочной литературой, а также приобретают практические навыки в выполнении расчетов.

Правильно запроектированные режимы работы насосов и долот, параметры бурильной колонны и процесса промывки скважины являются одними из определяющих факторов для успешного ведения буровых работ.

При выполнении проекта студент должен разработать ряд основных вопросов технологии бурения скважины, которые определяются геологическими условиями разбуриваемой толщи пород, характеристиками используемого бурового оборудования и опытом его применения. Эти условия и характеристики представляют собой совокупность исходных данных, необходимых для выполнения всех расчетов при проектировании.

К ним относятся: конструкция и профиль скважины, характеристики наземного оборудования и долот, способ бурения данного интервала, плотность и реологические свойства промывочной жидкости, режимы бурения и результаты отработки долот, пластовые давления и давления гидроразрыва (поглощения) пластов, слагающих разбуриваемый интервал.

2. Исходные данные

Наименование параметров

Обозначение в формулах

Единица измерения

Значение

1

2

3

4

1. Глубина бурения скважины

2. Глубина залегания кровли продуктивного                

   пласта

   Пластовый флюид

3. Пластовое давление

4. Глубина залегания подошвы слабого  

   пласта

5. Давление гидроразрыва

6. Свойства промывочной жидкости

      а) плотность

      б) динамическое напряжение сдвига

      в) пластическая вязкость

7. Марка и количество установленных буро-

   вых  насосов

8. Размеры наземной обвязки:

      а) условный размер стояка

      б) диаметр проходного канала бурового

          рукава

      в) диаметр проходного канала вертлюга

      г) диаметр проходного канала ведущей

          трубы

9. Миним-я скорость жид-и в затрубном          простр-е, обеспечивающая вынос шлама

10. Интервал отработки долот в скв.1 и 2

11. Типоразмер отработанных долот в скв.1

12. Проходка в скв.1:

           на долото

                             1

                              2

                              3

                              4

                              5

                              6

                              7

                              8

                              9

13. Время бурения в скв.1:

            долотом   1

                              2

                              3

                              4

                              5

                              6

                              7

                              8

                              9

14. Типоразмер отработанных долот в скв.2:

15. Проходка в скв.2:

           на долото

                              1                            

                              2

                              3

                              4

                              5

                              6

                              7

                              8

                              9

16. Время бурения в скв.2:

            долотом   

                              1

                              2

                              3

                              4

                              5

                              6

                              7

                              8

                              9

17. Тип турбобура

18. Осевая нагрузка

19. Подача жидкости

20. Минимальный наружный диаметр труб

     в компановке бурильной колонны.

L

Lk

-

Рпл

Lп

Рг

0

УНТБ-950

-

-

-

-

vk

L

-

hд11

hд12

hд13

hд14

hд15

hд16

hд17

hд18

hд19 

t11

t12

t13

t14

t15 

t16

t17 

t18

t19

-

hд21

hд22

hд23

hд24

hд25

hд26

hд27

hд28

hд29

t21

t22

t23

t24

t25 

t26

t27 

t28

t29

-

Pд

Q0

dн

м

м

-

МПа

м

МПа

кг/м3

Па

Па·с

шт

-

мм

мм

мм

м/с

м

-

м

м

м

м

м

м

м

м

м

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

-

м

м

м

м

м

м

м

м

м

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

-

кН

м3

м

3200

3155

вода

        36,6

2100

31

1220

22

0,035

2

168

76

90

100

0,45

2650-3200

Ш 269,9СЗ-ГВ

72

78

74

76

45

56

48

52

49

44

53

49

48

79

127

83

124

83

Ш269,9 С-ГВ

69

78

76

77

55

44

49

50

52

38

47

43

47

80

54

63

68

83

А9Ш

190

0,038

 0,127

3. Выбор долот и проектирование режима бурения.

 

 Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот.

При данной в задании скорости восходящего потока промывочной жид-кости  в  затрубном  пространстве  vк=0,45 м/с  находим расход промывочной жидкости, необходимый  для выноса шлама по формуле:

  (2.1, [1])

где  dc - диаметр скважины,  принимаемый  равным диаметру долота,  которым производилось бурение данного интервала м; dн - минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м. Подставив их  значения, находим:

Q1= (0,26992 – 0,1272)0,45=0,02 м3/с.

Наряду  с  определением  расхода  Q1  по  формуле (2.1) находим  второе значение расхода  Q2, обеспечивающего  очистку забоя скважины  от шлама по формуле:

   (2.2, [1])       

где значения коэффициента a при бурении турбинным способом находится в диапазоне 0,5 ÷ 0,7 м/с. Тогда

Q2= (0, 5÷0,7)0,26992 = (0,028÷0,040) м3/с.

Для того чтобы отработка долот производилась при удовлетворительной очистке забоя и ствола скважины необходимо, чтобы подача насосов  Q0   удовлетворяла следующему условию:

Q0 max{Q1,Q2}.    (2.3, [1])

Сравнивая  значения   Q1  и  Q2  с  фактическим  расходом  жидкости Q0 = 0,038  м3в скв. №1 и №2, видим, что он не удовлетворяет условию (2.3):

Q0 = 0,038м3/с< max{Q1=0,02 м3,Q2=0,028…0,040 м3}.

Исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов, проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине №1 и №2 требованиям «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983г».

(2.4, [1])                                                                  

где  ρ – плотность данной в задании промывочной жидкости, кг/м3; pпл  пластовое  давление, Па; g – ускорение  свободного падения, м/с2; Lглубина скважины, м;

Согласно существующим правилам рекомендованы следующие значения Kз и  Δ p:

Kз=1,05 и  Δ p=3 МПа при L>1200

Подставив данные и рекомендованные значения, получаем:

Полученное значение не совпадает с величиной плотности, примененной в скважине №1 и № 2. Выберем данную плотность в качестве расчетной.

4.  Выбор   количества    работающих   насосов   и   диаметра   цилиндровых втулок долот.

Если будут работать оба насоса возникает возможность использования  гидромониторного эффекта, при котором  повышается механическая скорость бурения. Однако существует опасность выхода из рабочего состояния насоса, что приведет к остановке процесса бурения. Время, затраченное на ремонт оборудования, в значительной степени зависит от культуры и квалификации персонала, то есть носит субъективный характер. Поэтому принимаем решение об использовании обоих насосов.

Подача насосов определяется из следующего соотношения:

Q = mnQн  Q0 ,    (2.5, [1])

где m коэффициент наполнения насоса, принимаем m = 0,8 – без насоса для подпора на всасывание; nколичество работающих насосов, n = 2; Qнподача насоса при данном диаметре втулок. Из характеристик насосов (табл. 4.1, [1]) выбираем втулки диаметром 140 мм, при которых Q н= 0,0276 м3. Тогда:

Q = 0,820,0276 = 0,044 м3.

Таким образом, в дальнейших расчетах принимаем подачу Q = 0,044 м3.

5.  Разделение   интервала   отработки   долот   на   участки   пород одинаковой буримости.

5.1. Графический  метод разделения интервала отработки долот на участки одинаковой буримости.

Для этого на график с координатами “глубина скважины Н – время бурения t” наносят результаты отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hд=hд(tб) соответствует границе между двумя слоями с различной буримостью (смотри рис.1).

 

Из графика видно, что зависимость hд=hд(tб) имеет излом в т. H=2950м, следовательно интервал 2650-3200 м представлен породами с разной буримостью и в дальнейшем его будем рассматривать как 2 пачки.

5.2 Методика Родионова.

Согласно исходным данным составляем ряд значений средних за рейс механической скорости Vм в порядке их последовательности при бурении скважины №1 и №2.

Каждый ряд из 9 значений механической скорости строим по формуле:

 

В скв. №1:

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1,64

1,47

1,51

1,58

0,57

0,44

0,58

0,42

0,59

           В скв. №2:

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1,82

1,66

1,77

1,64

0,69

0,81

0,78

0,74

0,63

Определяем значения функции у в скв. №1 по формуле  (4.6, [1]). Для первого рейса (i=1) долота в анализируемом ряду:

где n - число анализируемых рейсов.

               Vмi - средняя механическая скорость проходки в i-м рейсе.

  Для первой скважины получим следующие значения: 

Y

1,6236

2,8412

4,7231

7,8553

5,3050

3,0115

1,9139

0,5619

Yнорм

0,2067

0,3617

0,6013

1,0000

0,6753

0,3834

0,2436

0,0715

После проведения аналогичных вычислений в скв. №2 получим:

Y

1,6871

2,9808

5,4001

7,8430

4,7895

3,3571

2,1996

1,1887

Yнорм

0,2151

0,3801

0,6885

1,0000

0,6107

0,4280

0,2805

0,1516

Максимальное значение функции у для рядов скоростей по скв. №1 и №2 имеют место при к=4 и соответственно равны у4=7,85, и у4=7,84 Они подтверждают результаты произведенного выше графического разделения разреза на два участка пород одинаковой буримости.

Рис. 2. Зависимость по методике Родионова.

6. Выбор оптимального режима бурения

Рассмотрим задачу для нижнего (второго) интервала пород одинаковой буримости 2950-3200м, пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=190 кН.

Найдем средние арифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости Vм по формулам:

 (4.13, [1])

где, hд– осредненная проходка на долото; tб– осредненная стойкость отработанных долот. Итак:

Скв.№1 нижняя пачка, долото Ш 269,9 С3-ГВ:


Скв.№2 нижняя пачка, долото Ш 269,9 С-ГВ:

Чтобы найти адаптационные коэффициенты, необходимо предварительно определить частоту вращения долот Ш 269,9 С3-ГВ и Ш 269,9 С-ГВ во время отработки в скв.1 и 2 на валу турбобура А9Ш при нагрузке на долото Pд =190 кН, расходе раствора 0,044 м3/c и плотности раствора =1224,2  кг/м3.

Характеристики турбобура:

Наружный диаметр dн=0,240 м,

Подача промывочной жидкости QT=0,045м3/c,

Частота вращения вала nT=420об/мин,

Крутящий момент на валу при максимальной мощности МT=3500Hм,

Перепад давления ,

Средний диаметр проходного канала турбобура dT,CP=0,16м,

Средний радиус трущихся поверхностей чср=0,081м,

Масса=4605 кг,

Длина=16,960 м.

Тормозной момент турбобура:

Момент на долоте:

       а=0,15.

Частота холостого вращения вала:

Осевое усилие на валу турбобура:

Таким образом, долота в скв.№1 и №2 были обработаны при частоте вращения n=539,31 об/мин.

Теперь можно определить адаптационные коэффициенты для долота Ш 269,9 С3-ГВ:

Для долота Ш 269,9 С-ГВ:

       

        Построим график внешней характеристики турбобура:

1-я точка. Нагрузка на долото Pд = 0

2-я точка.Разгруженной осевой опоры, когда Pд =PГ:

3-я точка. Торможение турбобура, когда n=0. Чтобы частота стала равна нулю, необходимо на долото создать нагрузку:

Для более точного построения характеристики турбобура n=n(Pд) в диапазоне нагрузок от 0 до Pд=447,5 кН можно рассчитать соответствующие различным нагрузкам значения частот вращения вала:

Pд, кН

n, об/мин

0

677,4369725

50

650,6885935

100

623,9402145

150

597,1918355

200

518,372392

300

308,9652807

350

204,261725

400

99,55816931

447,5

0

 

На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствующими разгонной частоте вращения np=677,43 об/мин и нагрузке Pд=0, и снизу точкой с координатой по частоте  и нагрузке Рд=318,4кН.

Участок совместимых условий работы системы “турбобур-долото” на характеристике турбобура располагается в интервале между точками А (PД=0  кН, n=677,43 об/мин) и В (PД=225 кН, n=466,02 об/мин).

Рис. 3. Характеристика турбобура.

Определим скорости в зависимости от нагрузки ,

Для долота Ш 269,9 С3-ГВ:

Vм(0)=0,

,                                (5.15)

Для долота Ш 269,9 С-ГВ:

Vм(0)=0,


Таким образом, согласно приведенным выше результатам в дальнейшем для отработки долот Ш 269,9 С3-ГВ и Ш 269,9 С-ГВ в сочетании с турбобуром А9Ш в качестве наиболее эффективной считаем нагрузку 225 кН при частоте 466,02 об/мин.

Приблизительно примем: Cв=82,17 руб. - стоимость 1 часа работы буровой установки в объединении «Мангашлакнефть» . Стоимости долот: Cд Ш 269,9 С3-ГВ =328  руб.,

 Cд Ш 269,9 С-ГВ =220 руб.

Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ в одном рейсе tв:

-время на подготовительно-заключительные работы,

- время на наращивание инструмента,

-время на отвертывания долота,

-время на навертывание долота,

-время на проверку турбобура,

Время на спуско-подъемные операции tсп для скважины глубиной  3200 м. tсп= 7,77 ч.

Скв№1 долотo 269,9 С3-ГВ:

  

Скв№2 долото  Ш 269,9 С-ГВ:

Таким образом, стоимость метра проходки долотом Ш 269,9 С3-ГВ значительно больше, чем долотом Ш 269,9 С-ГВ, последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 2950-3200 м.

Найдем прогнозируемые показатели отработки долота Ш 269,9 С3-ГВ  при рекомендуемых эффективных параметрах бурения:

Ш 269,9 С-ГВ: 

Интервал
одинаковой
буримости, м

Тип
забойного
двигателя

Конкури-
рующие
типы долот

Оптимальный
режим

Прогнозируемые показатели работы долот

Рациональный
тип долота

Рд, Кн

Q, м3/c

hд, м

tб, ч

Vм, м/ч

С, руб/м

2950

3200

А9Ш

Ш 269,9 С3-ГВ

225

0,044

54,82

89,70

0,611

165,65

Ш 269,9 С-ГВ

Ш 269,9 С-ГВ

225

0,044

54,82

62,94

0,871

120,38

Аналогичным образом производится выбор лучшего долота для верхнего интервала бурения (2650 – 2950 м.).

Время на спуско-подъемные операции  tсп=5,86 ч.

Скважина № 1, Ш 269,9 С3-ГВ:

Скважина № 2, долото Ш 269,9 С-ГВ:

Интервал
одинаковой
буримости, м

Тип
забойного
двигателя

Конкури-
рующие
типы долот

Оптимальный
режим

Прогнозируемые показатели работы долот

Рациональный
тип долота

Рд, Кн

Q, м3/c

hд, м

tб, ч

Vм, м/ч

С, руб/м

2650

2950

А9Ш

Ш 269,9 С3-ГВ

225

0,044

76,45

 43,86

1,743

59,11

Ш 269,9 С-ГВ

Ш 269,9 С-ГВ

225

0,044

76,45

39,57

1,933

53,081

7. Проектирование бурильной колонны

Расчет компоновки КНБК.

Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом:

dУБТ = (6.1)

Окончательно выбираем dУБТ(1) =0,219 м.

Согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб dН =0,140 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных труб:

dНК =dН =0,140 м.

(6.2)

Поэтому предусматриваем установку второй ступени УБТ диаметром dУБТ(2) =0,178 м.

Наружные диаметры УБТ выбраны правильно. Тип УБТ: УБТ-219 и УБТ-178 изготовленные из стали “Д”.

Общую длину УБТ при двухразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона скважины и плотности промывочной жидкости определяют по формуле:  

 (5.4, [1])

где 1=0,7÷0,8 – эмпирический коэффициент, принимаем 1=0,7;   , м– плотность жидкости и материала; qУБТ(1), qУБТ(2) – масса погонного метра первой, второй  ступени УБТ, кг/м;

n – число ступеней УБТ; – угол отклонения УБТ от вертикали, град ( в вертикальных скважинах =0).

Итак, определим общую длину УБТ для создания вычисленной нагрузки Р=225 кН;

Вычислим длину первой ступени УБТ по формуле (5.3, [1]):

        

Tогда  

Окончательно примем: lУБТ(1)=75 м, т.е. 3 свечи; lУБТ(2)=50 м, т.е. 2 свечи

Общий вес компоновки в жидкости вычисляется по формуле (5.6, [1]):

Общая длина КНБК:

Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность:

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ-140x(предел текучести ).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8, [1]):

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (Vд80 м/с) оценим по формуле (5.10, [1]):

где µ – коэффициент истечения из промывочных отверстий долота µ=0,95;

Перепад давления в турбобуре:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК:

(5.9, [1]).

где к=1,1 – коэффициент, учитывающий  влияние трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора; FН(НК) – площадь поперечного сечения труб наддолотного комплекта, м2 (по табл.8 приложений [1], FК(НК)=120,1×10-4 м2); Fтр(НК) – площадь поперечного сечения тела труб НК, м2 (по табл.8 приложений [1], Fтр(НК)=33,1×10-4 м2); Рд–перепад  давления в долоте, Па;

Коэффициент запаса прочности рассчитываем считая, что используются трубы 2-го класса

(

По табл. 8 приложения [1] выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны, выбираем: ТБВ-140×8Д.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

   (5.19, [1])

где Qp(1)– предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, по табл. 9 приложения [1] для : ТБВ-140×8Д Qр(1)=1260 кН.

Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):

Учитывая, что длина одной свечи 25 м, получим:

Проверим условие:

, следовательно, одной секции труб недостаточно.

Вес секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):

Для комплектования 2-й секции колонны, выбираем: ТБВ-140×8Л.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:

   (5.19, [1])

где Qp(2)– предельная растягивающая нагрузка для труб 2-й секции, по табл. 9 приложения [1] для : ТБВ-140×8Л Qр(2)=2150кН.

Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]): 

Проверим условие:

- это значит, что двух секций труб достаточно и следует уточнить длину второй секции:

                       Вес секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):

Общий вес выбранных бурильных труб

Проверим прочность верхних труб  секции БТ при спуске их в клиновом захвате по формуле (5.34, [1]):

где с – коэффициент охвата труб клиньями, примем с=0,7, nзап – коэффициент запаса прочности, т.к. Т1=373; Т2 =637 МПа < 650 МПа, то принимаем nзап=1,1; Qкл – предельная нагрузка на бурильные трубы, по таблице 5.6

1-я секция:

Qкл1=1050 кН. Итак: 

2-я секция:

Qкл1=1790 кН. Итак: 

По табл. 5.2 [1] найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из сталей Д: УБТ-219-37 кН*м, УБТ-178 - 26 кН*м.

По табл. 5.7 [1] для соединения труб ТБВ-140 выбираем замки типа  ЗШ-178 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,101 м.

Для свинчивания замков по таблице 5.8 [1] необходим крутящий момент, равный  22,3кН*м.

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Таблица 7.1

Показатели

Номер секции

А9Ш

УБТ1

УБТ2

НК

1

2

Наружный диаметр, мм

240

УБТ-219

УБТ-178

ТБВ-140

ТБВ-140

ТБВ-140

Внутренний диаметр, мм

160

112

90

124

124

124

Группа прочности

-

Д

Д

Д

Д

Л

Интервал расположения секции, м

3183,04-3200

3108,04-3183,04

3058,04-3108,04

2808,04-3058,04

1783,04-2808,04

0-1783,04

Длина секции, м

16,960

75

50

250

1025

1783,04

Нарастающий вес колонны, кН

4,605

233,35

237,95

297,305

559,56

1011,415

8. Гидравлический расчет циркуляционной системы.

Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах мало чем отличаются друг от друга. При расчете при турбинном способе необходимо лишь учитывать перепад давления в турбобуре, а также между ним и стенками скважины.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал, по формуле:

 (6.1, [1])

где РГ – давление гидроразрыва (поглощения) пласта, Па; (Рп) – потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; Lп – глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м; – содержание жидкости в шламожидкостном потоке. Определим по формуле:

      (6.2, [1])

Значение ϕ рассчитаем с помощью найденных ранее скорости vм=0,871 м/ч=2,4210-4 м/с и расхода Q=0,044 м3/с для второго (нижнего) интервала; vм=1,933м/ч=5,3710-4 м/с и расхода Q=0,044 м3/с для первого (верхнего) интервала:

Т.е. содержание шлама  в потоке (1–)0.

Определим действительные числа ReКПв кольцевом пространстве. При этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равным диаметру долота dС=0,2699м.

где – пластическая вязкость, =0,035[Па×с];

За турбобуром:

За УБТ-219:  

За УБТ-178:  

За ТБВ-140:             

Рассчитаем критические значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4, [1]) для течения в кольцевом канале:

 

где 0 – динамическое напряжение сдвига, Па. Итак:

За турбобуром:

За УБТ-219:  

За УБТ-178:

За ТБВ-140:   

Таким образом, в кольцевом пространстве режим течения ламинарный на всех участках.

Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта Lп = 2100 м

скважина обсажена трубами, шероховатость которых к = 3×10-4 м;

Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:

За турбобуром:

За УБТ-219:

За УБТ-178:

За ТБВ-140:  

Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14):

За турбобуром:     

За УБТ-219:

 

За УБТ-178:

 

           

За ТБВ-140:  

Найдем значения кп по формуле (6.15, [1]):

, при Se<10;     при Se≥10.

За турбобуром:    

За УБТ-219:         

За УБТ-178:          

За ТБВ-140:          

Потери давления вычислим по формулам:

(6.12, [1]) – для ламинарного режима течения.

за турбобуром:  

За УБТ-219:

За УБТ-178:

За НК:     

За 1 секцией ТБВ-140:

За 2 секцией ТБВ-140: 

Местные потери от замков ЗШ-178 в кольцевом пространстве определяем по формуле:

(6.16, [1]).

Где lт – средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м (примем lт = 12 м); dм – наружный диаметр замкового соединения, м (по табл. 5.7 [1] dм = 0,178 м).

Суммируя значения Ркп, получим:

Найдем потери до участка слабого пласта:

за 1 и 2 секцией ТБВ-140

для ЗУ-178

Тогда суммарные потери до слабого участка будут равны:

Найдем ρкр:

Так как , то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определим критическое число Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром по формуле [6,4].

В ТБВ-140:      

Определим действительные числа Рейнольдса  жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну [6,5].

В УБТ-219:

В УБТ-178:

В ТБВ-140:           

Так как в ТБВ-140 , то на других участках с меньшими внутренними диаметрами это неравенство будет и подавно справедливо. Таким образом, в колонне везде течение турбулентное.

Таким образом везде внутри колонны турбулентное течение.    

  

Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9).

 

В УБТ-219:

В УБТ-178:

 В ТБВ-140:          

Потери давления рассчитаем по формуле (6.7, [1] и 6.11, [1]  соответственно):

                                                                                                                       

В УБТ-219:         

В УБТ-178:         

В НК:                  

В 1 секции ТБВ-140:     

В 2 секции ТБВ-140:         

Местные потери от замков ЗШ-178 в колонне определим по формуле:

где dзв – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. По табл. 5.7 dзв=0,101 м.

Для НК

Для 1 и 2 секций ТБВ-140

Найдем потери в наземной обвязке, из табл. 6.1 найдем значения коэффициентов: с = 0,4×105 м-4; бр=1,2×105 м-4; верт=0,44×105 м-4; кв=0,4×105 м-4;

Потери давления в наземной обвязке:

Перепад давления в турбобуре:

Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (6.3, [1]):

Рассчитаем резерв давления Рр для потерь в долоте по формуле (6.21, [1]):

 

, где в = 0,75÷0,80 – коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем в=0,8;  Рн – давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насоса УНТБ-950  при втулках диаметром 140 мм, РН=32 МПа).

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22, [1]) при µ=0,95:

Т.к. Vд > 80 м/с и перепад давления Рд=5,135МПа <Ркр = 7 МПа (определяемого, как прочностью конструктивных элементов долота), то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторного эффекта.

    

  Расчетное рабочее давление в насосе составит Рн=(5,135+20,465)МПа= 25,6 МПа.

По графику рис. 4 определяем величину утечек Qу=1105  м3/c

Находим площадь промывочных отверстий:

Условия выноса шлама выполняются, так как разность Qу-Q превышает значения расходов, вычисленных раннее по формулам.

В долоте устанавливаем 3 насадки, определим их внутренний диаметр:

9. Выводы

  1.  Отработка на долото производилась в условиях неудовлетворительной  очистки  забоя и ствола скважины от выбуренной породы, поэтому необходимо повысить подачу бурового раствора до значения .

  1.  Заданная плотность промывочной жидкости неудовлетворет геологическим условиям разбуриваемой толщи пород для скважин № 1 и № 2, то есть её плотность подлежит корректировке до

  1.  Выбраны два насосаУНТБ-950 с внутренними диаметрами втулок 140 мм

  1.  Разделили заданный интервал на участки залегания пород одинаковой буримости с помощью графического способа и метода Родионова. Первая пачка залегает на глубине 2650-2950м, вторая – 2950-3200 м.

  1.  Анализ стоимости метра проходки при бурении долотами Ш 269,9 С3-ГВ и Ш 269,9 С-ГВ позволяет сделать вывод о большей эффективности применения долот второго типа при разбуривании интервала 2650-3200 м в скважинах №1 и №2.

  1.  При проектировании бурильной колонны в ходе выбора компоновки УБТ рассчитали, что требуется две ступени УБТ: УБТ-219 и УБТ-178, а также, что необходимо использовать две секции бурильных труб: ТБВ-140×8Д и ТБВ-140×8Л.

  1.  Исходя из резерва давления, определили, что использование гидромониторного эффекта возможно. При использовании трех насадок диаметр составит 0,014м.

10. Литература:

  1.  Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади. – М.: ГАНГ им. И.И. Губкина, 1993.
  2.  Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. –М.: Недра, 1987.
  3.  Балицкий В.П., Надирадзе И.А., Храброва О.Ю. Расчеты на ЭВМ при бурении глубоких скважин. – РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999.


EMBED Equation.DSMT4


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

41452. СІРКА. КИСНЕВІ ТА ВОДНЕВІ СПОЛУКИ СІРКИ 877.5 KB
  Оскільки атом Оксигену містить тільки два неспарені електрони він може лише двояко сполучатись у молекули: О О і О О О й утворювати тільки дві алотропні видозміни: кисень та озон.8 Полоній Po 6s26p46d0 0137 843 254 Оксиген та кисень. Кисень проста речовина утворена Оксигеном міститься в атмосферному повітрі у зв'язаному стані Оксиген входить до складу води кварцу силікатів алюмосилікатів сполук тваринного і рослинного походження. Вперше кисень у чистому вигляді добув шведський хімік К.
41453. СІРЧАНА КИСЛОТА, ЇЇ ВЛАСТИВОСТІ, ОДЕРЖАННЯ. СУЛЬФІТИ, СУЛЬФАТИ 764.5 KB
  Biдoмo кiльк cпoлyк Cyльфypy з Oкcигeнoм. Пpктичнe знчeння мють двi з ниx: oкcид cyльфypyIV т oкcид cyльфypyVI. Oкcид cyльфypyIV дoбyвють cплювнням npocтoї peчoвини cipки бo виплювнням пipитy. Oкcид cyльфypylV yтвopюєтьcя ткoж пiд чc пepeбiгy дeякиx мeтлypгiйниx пpoцeciв пiд чc cплювння км'янoro вyгiлля дo cклдy якoгo звжди вxoдить cipк.
41454. НЕМЕТАЛИ V ГРУПИ. АЗОТ. ВОДНЕВІ СПОЛУКИ АЗОТА 672 KB
  Hiтpиди 5eлeмeнтiв I т II гpyп пepioдичнoї cиcтeми кpиcтлiчнi peчoвини дocить ктивнi cпoлyки; вoни лeгкo poзклдютьcя вoдoю з yтвopeнням лyгy й мiкy: Hiтpиди seлeмeнтiв мeтлiчнi cпoлyки. Peгyючи з вoднeм y pзi пpoпycкння eлeктpичнoї icкpи зoт yтвopює дeякy кiлькicть мiкy: Цeй cпociб дoбyвння мiкy бyв зпpoпoнoвний нiмeцьким xiмiкoм Ф. Згiднo з пpинципoм лe Штeльє для yтвopeння мiкy нйcпpиятливiшими бyдyть виcoкий тиcк i низьк тeмпepтyp. Ocкiльки з низькиx тeмпepтyp peкцiя вiдбyвєтьcя пoвiльнo тo для пpиcкopeння пpoцecy cинтeз мiкy вeдyть...
41455. ОKCИГEHOBMICHI CПOЛУKИ HITPOГEHУ 1.08 MB
  Bci oкcиди нiтpoгeнy з виняткoм N2O дyжe oтpyйнi. Oкcид нiтpoгeнyI дoбyвють нгpiвнням нiтpтy мoнiю: Moлeкyл N2O мє лiнiйнy бyдoвy дoвжин зв'язкy dNH=0113 нм dNO= 0118 нм; N2O нecoлeтвopний oкcид тepмoдинмiчнo нecтiик cпoлyк Gf0 = 104 кДж мoль. Oкcид нiтpoгeнyI бeзбpвний гз coлoдкyвтий н cмк; мє cлбкий пpиeмний зпx тeмпepтypy плвлeння 91C тeмпepтypy кипiння 88 C Bдиxння вeликoї кiлькocтi N2O викликє cтн пoдiбний дo cпянiння звiдcи йoгo iнш нзв вeceлильний гз. N2О пoгнo poзчиняєтьcя y вoдi в 1 oб'ємi H2О з...
41456. ФOCФOP. КИСНЕВІ ТА ВОДНЕВІ СПОЛУКИ ФОСФОРУ 623.5 KB
  Ocнoвними мiнepлми Фocфopy є фocфopит C3PО42 т птит щo мicтить кpiм C3PО42 щe й CF2 i CCl2. Beлик кiлькicть Фocфopy мicтитьcя в кicткx xpeбeтниx твpин в ocнoвнoмy y виглядi cпoлyк: ЗС3PО42 COH2 т ЗС3PО42 CCO3 H2О. B opгнiзмi людини мicтитьcя близькo 15 кг фocфopy. Biдoмo кiльк лoтpoпниx видoзмiн Фocфopy.
41458. ФИЛОСОФИЯ КУЛЬТУРЫ 72 KB
  Понятие культуры имеет весьма сложный и многоаспектный характер. Формирование представлений о культуре первоначально было связано с осознанием различий между природным и человеческим мирами. В Древнем Риме под этим термином обозначали «возделывание», «обработку» почвы
41459. Судебное доказывание и доказательства по гражданским делам, относимость доказательств и допустимость средств доказывания 116.5 KB
  Судебное доказывание и доказательства по гражданским делам. Доказательственные презумпции и их роль в распределении обязанности по доказыванию понятие доказательств и средств доказывания. Классификация доказательств относимость доказательств и допустимость средств доказывания оценка доказательств обеспечение доказательств объяснения сторон и третьих лиц показания свидетелей письменные доказательства вещественные доказательства заключение эксперта аудио и видео записи...
41460. ФИЛОСОФСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОБЛЕМЫ БУДУЩЕГО И ГЛОБАЛЬНЫХ ПРОБЛЕМ 72.5 KB
  Интерес к будущему объясняется тем, что человеку присуща целесообразная деятельность, ее мысленное продолжение, согласование целей и средств их достижения, ожидание результатов и последствий своих действий. Предвидение будущего является необходимым условием целенаправленной деятельности людей.