- •Введение
- •1 Исходные данные для проектирования
- •2 Общие сведения о районе буровых работ
- •2.1 Общие сведения о районе буровых работ
- •3 Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше будущее
- •4 Основные сведения о геологическом строении
- •4.1 Тектоника
- •4.2 Литология и стратиграфия пород
- •4.3 Крепость горных пород разреза
- •4.6 Состав нефти
- •4.7 Водоносность
- •4.8 Классификация горных пород по твердости и абразивности
- •4.9 Осложнения при бурении
- •4.6- Геофизические исследования
- •5 Унирс
- •5 Унирс
- •5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя др-176
- •5.2 Бурение вертикального участка с применение др-176
- •5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с др-176
- •5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с др-176
- •5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины
- •5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей.
- •5.7 Вывод
- •6 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
- •7 Обоснование выбора типа промывочной
- •7.1 Расчленение по литологическому составу пород
- •7.2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •7.3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
- •7.5 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •7.6 Расчленение геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •8 Обоснование выбора способов бурения по
- •8.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
- •8.2 Выбор оптимального режима бурения
- •9 Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
- •9.1 Турбинный способ бурения.
- •9.1.1. Расчет компоновки убт
- •9.1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность
- •10 Обоснование выбора реагентов для химической
- •10.1 Расчет потребного количества глинистого раствора и глинопорошка
- •Химические реагенты, применяемые для обработки глинистого раствора
- •11 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубин
- •12 Обоснования выбора оборудования для бурения
- •13 Обоснования выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения осискважины, свойств
- •14 Безопасность и экологичность проекта
- •14.1. Безопасность труда при вскрытия кыновского горизонта буровыми промывочными жидкостями с применением взд
- •14.2 Экологическая безопасность работы с циркуляционной системой при бурении в ламинарном режиме.
- •15 Экономическая оценка работы
- •15.1 Отечественный и зарубежный опыт внедрений новой техники и технологии
- •15.2 Методика оценки экономической эффективности мероприятия за условный год
- •15.3. Расчет экономического эффекта от внедрения ламинарного режима бурения
- •Заключение
11 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубин
Бурение гидравлическими забойными двигателями (трубобур и ВЗД).
Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах бурения мало отличаются друг от друга.
При расчете дополнительно лишь необходимо учитывать перепад давления в трубобуре (ВЗД), а также между ним и стенками скважины. Имея ввиду изложенное выше, проделаем гидравлический расчет в конспективной форме.
Предварительно вычислим параметры φ и ∑(ΔРКП). Значение φ рассчитаем по формуле (9.2).
Vм = 9,8 м/ч = 0,59∙10-3 м/ч — для ВЗД (п.7)
Q = 0,04 м3/с (п.5)
Для турбинного способа бурения:
т.е. содержание шлама в потоке (1- φ) ≈ 0
Для бурения ВЗД:
Также содержание шлама в потоке (1- φ) ≈ 0
Действительные числа Рейнольдса Reкп в кольцевом пространстве определим по формуле (9.5)
За трубобуров и ВЗД:
За УБТ:
За ТБПВ:
Критические числа Рейнольдса Reкп на однородных участках кольцевого канала найдем по формуле (9.3); учитывая, что для технической воды τ0=0. Тогда
За трубобуром и ВЗД Reкр = 2100
За УБТ и ТБПВ Reкр = 2100
Таким образом, в кольцевом канале за УБТ, ТБПВ, трубобуром и ВЗД режим течения жидкости турбулентный.
Потери давления в кольцевом пространстве определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:
(11.1)
(11.2)
Рассчитаем коэффициент λкп по формуле (9.24):
За трубобуром и ВЗД:
За УБТ:
За ТБПВ:
Найдем скорости течения жидкости на однородных участкоах кольцевого канала по формуле (11.1):
За ВЗД:
За УБТ:
За ТБПВ:
Вычисляем потери давления по формуле (9.23):
За ВЗД:
За УБТ:
для турбинного способа бурения
За УБТ для бурения ВЗД:
Потери давления за ТБПВ рассчитаем до глубины залегания подошвы слабого пласта соответственно:
Для бурения ВЗД:
Местные потери от замков ЗП-127 в кольцевом пространстве определяем по формуле (11.3)
Для бурения ВЗД:
Суммируя значения РКП, получим:
Для бурения ВЗД:
∑ (ΔРКП) = (0,12+0,004+0,032+0,003)∙ 106=0,159∙106 Па
Найдем по формуле (11.1):
Для бурения ВЗД:
Так как >, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
Вычислим потери давления внутри бурильной колонны. Для этого определяем критические числа Рейнолдса Reкр определим по формуле (11.2):
В ВЗД, УБТ и ТБПВ Reкр = 2100
Действительные числа Рейнолдса ReТ определим по формуле (11.3):
В УБТ:
В ТБПВ:
Так как ReТ > Reкр ,то в колонне течения жидкости турбулентное.
Значение коэффициентов λТ внутри УБТ и ТБПВ найдем по формуле (11.4):
В УБТ:
В ТБПВ:
Потери давления внутри УБТ и ТБПВ рассчитаем по формуле (11.5):
Для турбинного способа бурения:
В УБТ:
В ТБПВ:
Для бурения ВЗД:
В УБТ:
В ТБПВ:
Местные потери от замков ЗП-127 в колонне определяем по формуле (11.6):
Для турбинного способа бурения:
Для бурения ВЗД:
Потери давления в наземной обвязке вычислим по формуле (11.7) с учетом коэффициентов α0, αш , αв, αк найденных при роторном способе бурения:
ΔР0 =(0,4+1,2+0,43+0,4)∙105∙1060∙0,042=0,412∙106 Па
Перепад давления ВЗД рассчитаем по формуле (11.7):
ВЗД:
Пересчитаем эти значения для каждого способа бурения на полную длину 2055м.
Для бурения ВЗД:
Вычислим сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (11.9).
Для бурения ВЗД:
ΔР∙ ΔРд= (0,162+0,032+0,003+3,61+3,13+0,07+0,005+0,412+4,19)∙106 =11,614 МПа
Рассчитаем резерв давления ΔРд для потерь в долоте по формуле (11.10) при b=0,8
Для бурения ВЗД:
ΔРд= 0,8∙22,3∙106—11,614∙106=6,226∙106 Па
Определим возможность использования гидромоторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (11.12) при μ=0,95.
Для ВЗД:
Так как в обоих случаях Vg > 80 м/с и ΔРд < ΔРд =7 МПа, то бурение возможно с использованием гидромониторных долот.
Приняв Vg = 80 м/с, найдем перепад давления по формуле (11.13):
Рабочее давление в насосе составит:
для ВЗД:
Рн=(11,614+3,7)∙106=15,314∙106 Па.
По графику определим величину утечек Qу в зависимости от полученного значения ΔРд и находим площадь промывочных отверстий долота по формуле:
(11.14)
Qу = 0,0006 м3/с
В долоте устанавливаем три насадки. Их внутренний диаметр определяем по формуле (11.15):
Строим график распределения давления в циркуляционной системе.
Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давлений.
Вычисляем величину гидростатического давления по формуле:
Рс=g∙ρ∙L (11.15)
для бурения ВЗД:
Рс=1060∙9,81∙1740=18,1∙106 Па
Вычислим величину гидростатического давления с учетом шлама по формуле:
Рс`=[φ∙ρ+(1- φ)∙ρш]∙g∙L (11.16)
для бурения ВЗД:
Рс`=[0,999∙1060+(1-0,999)∙2590]∙9,81∙1740=18,2∙106 Па.