Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
PAGE - 29 -
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И. М. ГУБКИНА
КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
по дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
ЗАДАНИЕ № 77
Выполнил: студент гр. РБ-11-2
Артёмов А.Ю.
Проверил:
профессор Симонянц С.Л.
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................................................. 15
8. Гидравлический расчет циркуляционной системы..........….......…....... 19
9. Выводы........................................................................................................ 25
10. Используемая литература....................................................................... 26
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 У8-7М - - - - 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/с м |
3100 3060 конденсат 36,1 1800 26,2 1251 20 0,033 2 140 102 100 85 0,43 2550-3100 244,5 Т-ЦВ 78 72 76 74 56 45 52 48 49 17 14 16 14 28 16 24 18 20 244,5 С-ЦВ 78 69 77 76 47 53 46 55 49 17 12 15 14 19 25 16 24 20 3ТСШ1-195 215 0,027 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=0,43 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=∙ (0,24452 – 0,1272) ∙ 0,43=0,0147 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)0,24452 = (0,023÷0,033) 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 = 0,027 м3/с в скв. №1 и №2, видим, что он не удовлетворяет условию (2.3):
Q0 = 0,027м3/с< max{Q1=0,0147 м3/с,Q2=(0,023…0,033 м3/с}.
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; Lк – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м;
Согласно существующим правилам рекомендованы следующие значения а и Δ p:
а=3*10^5 и Δ p=2,25 МПа при 2501 ≤ Lк ≤ 4500 м.
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 = m∙n∙Qн Q0 , (2.5, [1])
где m – коэффициент наполнения насоса, принимаем m = 0,8 – без насоса для подпора на всасывание; n – количество работающих насосов, n = 1; Qн – подача насоса при данном диаметре втулок. Из характеристик насосов (табл. 4.1, [1]) выбираем втулки диаметром 140 мм, при которых Q н= 0,0227 м3/с. Тогда:
Q = 0,8∙2∙0,0227 = 0,036 м3/с.
Таким образом, в дальнейших расчетах принимаем подачу Q = 0,036 м3/с.
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=2850м, следовательно интервал 2550-3100 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 |
|
v |
4,59 |
5,14 |
4,75 |
5,29 |
2,00 |
2,81 |
2,17 |
2,67 |
2,45 |
В скв. №2:
|
№ |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
v |
4,59 |
5,75 |
5,13 |
5,43 |
2,47 |
2,12 |
2,88 |
2,29 |
2,45 |
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 |
0,662563 |
2,42199 |
3,9957 |
7,583371 |
3,988473 |
2,98693 |
1,329727 |
0,717199 |
|
Yнорм |
0,087371 |
0,319382 |
0,526903 |
1 |
0,52595 |
0,393879 |
0,175348 |
0,094575 |
После проведения аналогичных вычислений в скв. №2 получим:
|
Y |
0,541372 |
2,989453 |
5,155201 |
8,955049 |
6,344663 |
3,961307 |
3,62402 |
2,695032 |
|
Yнорм |
0,060454 |
0,333829 |
0,575675 |
1 |
0,708501 |
0,442355 |
0,40469 |
0,300951 |
Максимальное значение функции у для рядов скоростей по скв. №1 и №2 имеют место при к=4 и соответственно равны у4=7,58, и у4=8,96. 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
6.1. Рассмотрим задачу для нижнего (второго) интервала пород одинаковой буримости 1650-2200м, пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=215 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 III 244,5 Т-ЦВ:
Скв.№2 нижняя пачка, долото III 244,5 С-ЦВ:
Чтобы найти адаптационные коэффициенты, необходимо предварительно определить частоту вращения долот III 244,5 Т-ЦВ и III 244,5 С-ЦВ во время отработки в скв.1 и 2 на валу турбобура 3ТСШI-195 при нагрузке на долото Pд =215 кН, расходе раствора Q=0,04 м3/c и плотности раствора =1289,56 кг/м3.
Характеристики турбобура:
Наружный диаметр dн=0,195 м,
Подача промывочной жидкости QT=0,03м3/c,
Частота вращения вала nT=400об/мин,
Крутящий момент на валу при максимальной мощности МT=1550Hм,
Перепад давления ,
Средний диаметр проходного канала турбобура dT,CP=0,1305м,
Средний радиус трущихся поверхностей rср=0,068м,
Масса=4165 кг,
Длина=23,55 м.
Тормозной момент турбобура:
Момент на долоте:
а=0,11.
Частота холостого вращения вала:
Осевое усилие на валу турбобура:
Таким образом, долота в скв.№1 и №2 были обработаны при частоте вращения n=782,6 об/мин.
Теперь можно определить адаптационные коэффициенты для долота III 244,5 Т-ЦВ:
Для долота III 244,5 С-ЦВ:
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=668,65 кН можно рассчитать соответствующие различным нагрузкам значения частот вращения вала:
|
Pд, кН |
n, об/мин |
|
0 |
936,7799797 |
|
50 |
878,3066031 |
|
100 |
818,4189399 |
|
200 |
674,4958913 |
|
300 |
530,5728427 |
|
350 |
458,6113184 |
|
400 |
386,6497941 |
|
500 |
242,7267455 |
|
550 |
170,7652212 |
|
600 |
98,80369687 |
|
650 |
26,84217256 |
|
668,6505 |
0 |
На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствующими разгонной частоте вращения np=936,78 об/мин и нагрузке Pд=0, и снизу точкой с координатой по частоте и нагрузке Рд=408,3 кН.
Участок совместимых условий работы системы “турбобур-долото” на характеристике турбобура располагается в интервале между точками А (PД=105,85 кН, n=810 об/мин) и В (PД=288 кН, n=547,84 об/мин).
Рис. 3. Характеристика турбобура.
Таким образом, согласно приведенным выше результатам в дальнейшем для отработки долот III 244,5 Т-ЦВ и III 244,5 С-ЦВ в сочетании и с турбобуром 3ТСШI-195 в качестве наиболее эффективной считаем нагрузку 288 кН при частоте 687,16 об/мин.
Cв=74,34 руб. Такова стоимость 1 часа работы буровой установки.
Стоимости долота Cд III 244,5 Т-ЦВ=173 руб., Cд III 244,5 С-ЦВ=191 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 (2550-3100)tсп= 7,48 ч.
Скв№1 долотo III 244,5 Т-ЦВ:
Скв№2 долото III 244,5 C-ЦВ:
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долото III 244,5 T-ЦВ незначительно больше, чем долотом III 244,5 C-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 2850-3100 м.
Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III 244,5 Т-ЦВ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения:
долото III 244,5 C-ЦВ:
|
Интервал |
Тип |
Конкури- |
Оптимальный |
Прогнозируемые показатели работы долот |
Рациональный |
|||||
|
Рд, Кн |
Q, м3/c |
hд, м |
tб, ч |
Vм, м/ч |
С, руб/м |
|||||
|
2850 |
3100 |
3ТСШI-195 |
III 244,5 Т-ЦВ |
288 |
0,036 |
52,19 |
16,65 |
3,13 |
48,03 |
Ш 215,9 C-ЦВ |
|
III 244,5 С-ЦВ |
288 |
0,036 |
52,19 |
16,33 |
3,20 |
47,44 |
6.2. Рассмотрим задачу для верхнего (первого) интервала пород одинаковой буримости 2550-2850м, пробуренного в скважине №1 и №2 четырьмя долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=215 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 III 244,5 Т-ЦВ:
Скв.№2 нижняя пачка, долото III 244,5 С-ЦВ:
Определим адаптационные коэффициенты для долота III 244,5 Т-ЦВ:
Для долота III 244,5 С-ЦВ:
Скв№1 долотo III 244,5 Т-ЦВ:
Скв№2 долото III 244,5 C-ЦВ:
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долото III 244,5 T-ЦВ незначительно больше, чем долотом III 244,5 C-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 2550-2850 м.
Найдем прогнозируемые показатели отработки долот III 244,5 Т-ЦВ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения:
долото III 244,5 C-ЦВ:
|
Интервал |
Тип |
Конкури- |
Оптимальный |
Прогнозируемые показатели работы долот |
Рациональный |
|||||
|
Рд, Кн |
Q, м3/c |
hд, м |
tб, ч |
Vм, м/ч |
С, руб/м |
|||||
|
2550 |
2850 |
3ТСШI-195 |
III 244,5 Т-ЦВ |
288 |
0,036 |
78,31 |
11,97 |
6,54 |
26,11 |
III 215,9 C-ЦВ |
|
III 244,5 С-ЦВ |
288 |
0,036 |
78,25 |
11,38 |
6,87 |
25,63 |
Расчет компоновки КНБК.
Расчет компоновки КНБК ведется для турбинного бурения.
Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенной над долотом по формуле (5.1, [1]):
d УБТ(1)=(0,65÷0,85)dд= (0,65÷0,85)0,2445=0,159÷0,208 м;
С учетом табл. 5.1 [1] принимаем: dУБТ(1)=0,178м;
По табл. 5.1 [1] согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб: dн =0,127м;
Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:
dнк=dн=0,127м;
Для обеспечения плавного перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам число ступеней в компоновке КНБК должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями выполнялось условие:
(5.2, [1]);
Проверим это условие:
Следовательно, предусматриваем установку второй ступени УБТ, диаметр которой примем: dУБТ(2)=0,146м.
Поскольку, то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.
По табл. 5.2 [1], выбираем тип: УБТ-178 и УБТ-146, 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=0,75; , 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)=250 м, т.е. 10 свечей; lУБТ(2)=100 м, т.е. 4 све чи для выполнения условия Qубт≥1,2 Pд
Общий вес УБТ:
Общий вес компоновки в жидкости вычисляется по формуле (5.6, [1]):
Общая длина КНБК:
Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность:
При всех способах бурения над КНБК рекомендуется устанавливать наддолотный комплект (НК) – секцию длиною 250-300 м из труб возможно более низкой прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от КНБК к БТ).
Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБВ–127×10Д (предел текучести т=373 МПа).
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, для конусовидных насадок 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)=93,3×10-4 м2); Fтр(НК) – площадь поперечного сечения тела труб НК, м2 (по табл.8 приложений [1], Fтр(НК)=33,4×10-4 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-127×8К.
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-127×8К Qр(1)=1140 кН.
Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):
Вес секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):
Для комплектования 2-й секции колонны, выбираем: ТБВ-127×8Е.
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-127×8Е Qр(2)=1500 кН.
Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):
Вес секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):
Для комплектования 3-й секции колонны, выбираем: ТБВ-127×8Л.
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-127×8Е Qр(2)=1500 кН.
Допустимую длину секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):
Уточним длину 3 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=0,9, nзап – коэффициент запаса прочности, т.к. Т1=Т2 =373 МПа < 650 МПа, то принимаем nзап=1,1; Qкл – предельная нагрузка на бурильные трубы при С=1, по таблице 5.6
1-я секция:
Qкл1=1200 кН. Итак:
2-я секция:
Qкл1=1320 кН. Итак:
3-я секция:
Qкл1=1560 кН. Итак:
По табл. 5.2 [1] найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из сталей Д: УБТ-178-25 кНм, УБТ-146 - 13 кНм.
По табл. 5.7 [1] для соединения труб ТБВ-127 выбираем замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м.
Для свинчивания замков по таблице 5.8 [1] необходим крутящий момент, равный 14кНм.
Результаты расчетов сведем в таблицу:
Таблица 7.1
Показатели |
3ТСШI-195 |
УБТ |
УБТ |
НК |
1 |
2 |
3 |
Наружный диаметр труб, мм |
195 |
УБТ-178 |
УБТ-146 |
ТБВ-127 |
ТБВ-127 |
ТБВ-127 |
ТБВ-127 |
Внутренний диаметр труб, мм |
130,5 |
90 |
74 |
107 |
111 |
111 |
111 |
Группа прочности материала |
- |
Д |
Д |
Д |
К |
Е |
Л |
Интервал распол-я секций, м |
3074,09-3100 |
2824,09-3074,09 |
2724,09-2824,09 |
2474,09-2724,09 |
1145,41-2474,09 |
738,89-1145,41 |
0-738,89 |
Длина секции, м |
25,905 |
250 |
100 |
250 |
1328,68 |
406,52 |
738,89 |
Нарастающий вес колоны, КН |
39,76 |
336,95 |
416,97 |
477,02 |
733,01 |
811,33 |
956,11 |
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; (Р п) – 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])
Вычислим параметр с помощью ранее найденной Vм=2,4 м/ч = =6,67×10-4м/с и Q = 0,04 м3/с:
Т.е. содержание шлама в потоке (1–)0.
Для определения величины (Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем действительные числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкп, при этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равной диаметру долота (dc= 0,2445м). Тогда по формуле (6.6, [1]):
где – пластическая вязкость, =0,033[Па×с];
за турбобуром:
За УБТ-178:
За УБТ-146:
За ТБВ-127:
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-178:
За УБТ-146:
За ТБВ-127:
Таким образом, в кольцевом пространстве режим течения ламинарный на всех участках.
Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта Lп = 1800 м
скважина обсажена трубами, шероховатость которых к = 3×10-4 м;
Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14, [2]):
За турбобуром:
За УБТ-178:
За УБТ-146:
За ТБВ-127:
Найдем значения кп по формуле (6.15, [1]):
, при Se<10; при Se≥10.
За турбобуром:
За УБТ-178:
За УБТ-146:
За ТБВ-127:
Потери давления вычислим по формулам:
(6.12, [1]) – для ламинарного режима течения.
за турбобуром:
За УБТ-178:
За УБТ-146:
За ТБВ-127:
Местные потери от замков ЗУК-155 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 = 0,155 м).
Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:
За ТБВ-127:
Суммируя значения Ркп, получим:
Теперь можно определить кр по формуле (6.1, [1]):
Т.к. кр>, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
Вычислим потери давления внутри буровой колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром по формуле [6,4].
В УБТ-178:
В УБТ-146:
В НК:
В ТБВ-127:
Определим действительные числа Рейнольдса жидкости в бурильных трубах и УБТ, составляющих бурильную колонну [6,5].
В УБТ-178:
В УБТ-146:
В НК:
В ТБВ-127:
Таким образом везде внутри колонны турбулентное течение.
Вычисляем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6.9).
В УБТ-178:
В УБТ-146:
В НК:
В ТБВ-127:
Потери давления рассчитаем по формуле (6.7, [1] и 6.11, [1] соответственно):
В УБТ-178:
В УБТ-146:
В НК:
В ТБВ-127:
Местные потери от замков ЗУК-155 в колонне определим по формуле:
где dзв – наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. По табл. 5.7 dзв=0,095 м.
Найдем потери в наземной обвязке, из табл. 6.1 найдем значения коэффициентов: с = 1,1×105 м-4; бр=0,3×105 м-4; верт=0,3×105 м-4; кв=0,9×105 м-4;
Потери давления в наземной обвязке:
Потери давления в кольцевом канале за ТБВ ранее определены для участка длиной 924,095 м. Пересчитаем это значение на полную длину ТБВ L = 2474,095 м.
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 НТБ-600 при втулках диаметром 150 мм, РН=16,2 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=3,58 МПа <Ркр = 7 МПа (определяемого, как прочностью конструктивных элементов долота), то бурение данного интервала невозможно с использованием гидромониторного эффекта.
Приняв Vд=70,8 м/c(5.10 [1]):
Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит Рн=(3,58+22,02)МПа= 25,6 МПа.
График распределения давления в циркуляционной системе
9. Выводы
В процессе выполнения курсового проекта сделали следующие выводы:
1. Отработка на долото производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы.
2. Заданная плотность промывочной жидкости не удовлетворяла геологическим условиям разбуриваемой толщи пород для скважин № 1 и № 2, то есть плотность была корректирована ρ = 1349 кг/м3.
3. Выбран насос НБТ-600 с внутренними диаметрами втулок 150 мм.
4. Разделили заданный интервал на участки залегания пород одинаковой буримости с помощью метода Радионова и графического способа, в результате получили, что интервал 1650-2200 м разделен на две пачки одинаковой буримости.
5. Поскольку стоимость метра проходки долотом Ш 215,9 Т3-ЦВ больше, чем долотом Ш 215,9 ТК3-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения
в интервале 1950-2200 м.
6. В ходе выбора компоновки КНБК рассчитали, что требуется две ступени УБТ: УБТ-178 и УБТ-146; выбрали 1 секцию бурильных труб: ТБВ-127×9.
7. Исходя из резерва давления, определили невозможность использования гидромониторного эффекта.
10. Используемая литература: