Проектування витрати промивальної рідини

Умова очищення вибою свердловини від шламу:

Q= 0,4 ··1,11 = 0,01625 (м³/с).

Умова транспортування шламу в незакріпленому кільцевому просторі:

Q= 0,81 · · = 0,0246 (м³/с).

Умова транспортування шламу в закріпленому кільцевому просторі:

Q= · 0,81 = 0,0245 (м³/с)

З розрахованих значень вибираємо найбільше (Q = 0,0246 м³/с), яке узгоджуємо з технічною характеристикою насоса бурової установки. За фактичну витрату приймаємо найближче її значення Q і відповідне значення тиску P. Технічна характеристика бурового насоса У8-6МА2 подана в таблиці 1.3. Приймаємо діаметр втулок d= 150 мм, відповідно до якого продуктивність та тиск насоса становлять: Q = 26,7 = 0,0267 м³/с; P = 19 МПа.

Перевірка реалізації запроектованих режимних параметрів буріння свердловини

М= 6425 + 1985 = 8410 Н·м; М== 58917 Н·м.

М= 240 + 11 · 8,34 = 332 Н·м. М=58917 – 332 = 58585 Н·м.

М= 8410 ≤ М= 58585 Н м.

Висновок: в результаті проведеної перевірки реалізації запроектованих режимних параметрів буріння свердловини встановлено їх повну відповідність вихідним умовам.

Задачі для самостійного розв’язування

1 Визначити необхідне навантаження на долото і швидкість його обертання для буріння свердловини діаметром 215,9 мм в породах з твердістю М, для якої Р_ш = 180 МПа.

2 Визначити необхідне навантаження на долото і швидкість його обертання для буріння свердловини діаметром 190,5 мм в породах з твердістю Т, для якої Р_ш = 2000 МПа.

3 Запроектувати витрату промивальної рідини для буріння свердловини в твердих породах діаметром 215,9 мм роторним способом при коефіцієнті кавернозності 1,1 і бу­рильних трубах БТ 127 мм. Спущена обсадна колона довжиною 2000 м і діаметром 245 мм при товщині стінки 12 мм.

4 Запроектувати витрату промивальної рідини для буріння свердловини в твердих породах діаметром 190,5 мм роторним способом при коефіцієнті кавернозності 1,2 на бурильних трубах БТ 114,3 мм. Спущена обсадна колона є довжиною 1400 м і діаметром 219 мм при товщині стінки 10 мм.

5 Визначити необхідний крутний момент на долото діаметром 215,9 при швидкості обертання ротора 5 с^-1 в породах середньої твердості, якщо долото є з простою опорою при навантаженні на долото 200 кН.

6 Визначити необхідний крутний момент на долото для буріння свердловини діаметром 190,5 мм при швидкості обертання ротора 7 с^-1 в породах твердих, якщо долото є з ущільненою опорою при навантаженні на долото 250 кН.

7 Визначити момент на обертання бурильної колони в свердловині діаметром 190,5 С – ГНУ, якщо на холосте обертання бур. колони потрібно 2000 Нм. Швидкість обертання ротора 7 с^-1 при навантаженні на долото 180 кН.

8 Визначити момент на обертання бурильної колони в свердловині діаметром 215,9 Т – ГАУ, якщо на холосте обертання бур. колони потрібно 2500 Нм. Швидкість обертання ротора 3 с^-1 при навантаженні на долото 220 кН.

Практичне заняття № 2 розрахунок та обґрунтування параметрів бурових розчинів

Параметри промивальної рідини встановлюють поінтервально відповідно до геолого-технічних умов буріння.

Густину промивальної рідини обчислюють:

, (2.1)

де Р – пластовий тиск, МПа;

ΔР – максимально допустиме перевищення гідростатичного тиску над пластовим, МПа;

g – прискорення вільного падіння, м/с²;

Н – глибина, на якій розраховують густину, м.

ΔР=(0,1-0,15)Р_пл при Н<1200 м, але не більше 1,5 МПа;

ΔР=(0,05-0,10)Р_пл при 1200 м<Н<2500 м, але не більше

2,5 МПа;

ΔР=(0,04-0,07)Р_пл при Н≥2500 м, але не більше 3,5 МПа.

В інтервалах, де породи схильні до пластичної течії чи інтенсивного обвалювання, ΔР збільшують вище рекомендованих норм на 10-25 %.

Решта параметрів тісно пов’язані з густиною та вмістом колоїдної фази. Тому їх доцільно обчислювати за такими емпіричними залежностями [4]:

Умовна в’язкість, с:

• нормальні умови:

; (2.2)

• ускладнені умови:

, (2.3)

Пластична в’язкість, мПа^.с:

• нормальні умови:

, (2.4)

• ускладнені умови:

. (2.5)

Динамічне напруження зсуву, дПа, для нормальних і ускладнених умов:

. (2.6)

Статичне напруження зсуву, дПа:

• нормальні умови:

θ₁=10ρ^.10^-3, (2.7)

• ускладнені умови:

θ₁=15ρ^.10^-3, (2.8)

θ₁₀=(1,05-1,1)^.θ₁. (2.9)

Показник фільтрації, см³/30 хв:

• нормальні умови:

Ф=20/В_кф; (2.10)

• ускладнені умови:

Ф=10/В_кф, (2.11)

де В_кф – вміст колоїдної фази, %.

Вміст колоїдної фази, %, обчислюємо залежно від густини промивальної рідини:

для ρ≤1200 кг/м³:

В_кф=2,38-1,53(ρ-1050)^.10^-3; (2.12)

для ρ>1200 кг/м³ :

В_кф=2,15-0,68(ρ-1200)^.10^-3. (2.13)

Решту параметрів промивальних рідин таких як товщина фільтраційної кірки К, концентрація іонів водню рН та процентний вміст піску П обґрунтовують, виходячи із конкретних умов буріння.

При цьому їх орієнтовними значеннями є: рН=8-10, К=1-3 мм, П≤2 % для турбінного буріння, П≤4 % для роторного способу буріння;