25150 (586568), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

G_OC =300·0,2159=70 кН.

Для долота III 215,9 МЗ-ГВ G_ДOП=250кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 250=200 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 650 -1400 метров составит 70 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м g_O=400 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =400·0,2159=86,36 кН.

Для долота III 215,9 С-ГВ G_ДOП=250кН, по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 250<200 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 1400 - 2550 м составит 90 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м g_O=800 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =800·0,2159=172,72 кН.

Для долота 8 ½ MF-15 G_ДOП=319кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 319<255,2 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 2550 - 3105 м составит 180 кН.

Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения представлены в табл.2.4

Таблица 2.4 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

для долот типа М 250 - 400 об/мин;

для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Технологический метод (по износу опор долота).

Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n= (60·Vлин) / (π·Д_Д) об/мин, (2.21)

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

для пород категории С: g_O <400 - 800 кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

n= (60·3,4) / (3,14·0,2953) =220 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

n= (60·3,4) / (3,14·0,2159) =300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):

n= (60·2,8) / (3,14·0,2159) =250 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

n= (60·1,3) / (3,14·0,2159) =115 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/ (0,02· (α+2)) об/мин, (2.22)

где α - коэффициент, характеризующий свойства горных пород (для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м α=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

n=0,0935·295,3/ (0,02· (0,7+2)) =521 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -2550 м, α=0,7, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,7+2)) =380 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м α=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,5+2)) =404 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/ (τ_К·Z) об/мин, (2.24)

где Z - количество зубьев на периферийном венце шарошки;

τ_К - минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

для упругопластичных пород τ_К = 6·10^-3 сек;

для пластичных пород τ_К =3… 6·10^-3 сек;

для упругохрупких пород τ_К = 6…8·10^-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м τ_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/ (6·10^-3 ·22) =295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -3105 м τ_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ,8 ½ MF - 15 Z=22, тогда по формуле (2.24):

n=39/ (6·10^-3 ·24) =270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл.2.5

Таблица 2.5 Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	220 300 160 115

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающуюся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н - глубина интервала, м. Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

q_БР=Рпл/g·Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см³, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1…1,5 - необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·d)) ·d· (q_П-q_БР) дПа, (2.27)

где d - диаметр частицы шлама, м;

q_П - удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС₁ > (d· (q_П-q_БР) ·g·К) /6 дПа, (2.28)

где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

УВ< 21· q_БР·10^-4сек. (2.29)

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

Ф< (6·10⁴/ q_БР) +3 см³/30 мин. (2.30)

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26) составит:

q_БР=0,01·600 /9,8·600+ (0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =8·10^-3м, по (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·8·10^-3 · (2,4-1,18) ·10⁴=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (8·10^-3 · (2,4-1,18) ·10⁴·9,8·1,5) /6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,18·10⁴ ·10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,18·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1200+ (0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 600 - 1200 м равный 1,12·10⁴ Н/см^3, так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·2500+ (0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 - 2500 м равный 1,12·10⁴ Н/см^3, так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м при q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 · (2,4-1,12) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 · (2,4-1,12) ·10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,12·10⁴ ·10^-4=24сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0102·2830/9,8·2830+

(0,04…0,07) ·0,0101·2830/9,8·2830=1,08…1,1·10⁴ Н/см³.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м;, по формуле (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 · (2,4-1,08) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 · (2,4-1,08) ·10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,08·10⁴ ·10^-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,08·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см³/30 мин.

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.6

Таблица 2.6 Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м			Удельный вес, 104 Н/см3		СНС10 дПа	СНС1 дПа		Условная вязкость, сек		Показатель фильтрации, см3/30 мин		рН		П,%
от	до
0	650	1,18		40		20	25		8		8		1
650	2650	1,12		20		10	24		8		8		1
2650	3105	1,08		20		10	23		6 - 4		8		1

2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:

Q=К· S_ЗАБ л/сек, (2.31)

где

К - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается К=0,65;

S_ЗАБ - площадь забоя м², определяется по формуле:

S_ЗАБ =0,785·Д_Д² м^{2. (}2.32)

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2953² =0,044 м³/сек.

При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2159² =0,023 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

Q=V_ВОСХ·S_КП м³/сек, (2.33)

где V_ВОСХ - скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.

S_КП - площадь кольцевого пространства, м², которая рассчитывается по формуле:

S_КП =0,785· (Д_Д² - d_БТ²) м², (2.34)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м²; принимаем d_БТ =0,147 метра.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,9·0,785· (0,2953² - 0,147²) =0,046 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 650 -1400 метров принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,9·0,785· (0,2159² - 0,147²) =0,017 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 1400 - 3105 метров принимаем V_ВОСХ =0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

Q=0,7·0,785· (0,2159² - 0,147²) =0,014 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле:

Q=Fн·0,75 м³/сек, (2.35)

где Fн - площадь поперечного сечения насадок, м²; определяется по формуле:

Fн = π·d_Н/4·m м², (2.36)

где d_Н - диаметр насадок, м;

m - число насадок, m=3.

При бурении под кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем d_Н =0,015 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 имеющими d_Н =0,01 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:

Q= V_КР·S_MAX+ (S_ЗАБ ·V_MЕХ· (j_П -j_Ж)) / (j_{СМ -} j_Ж) м³/сек, (2.37)

где V_КР - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; V_КР =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м², определяемая по формуле (2.34);

V_MЕХ - механическая скорость бурения, м/сек; применяем V_MЕХ =0,005 м/сек;

j_П - удельный вес породы, Н/м³;

j_{Ж -} удельный вес промывочной жидкости, Н/м³;

j_СМ - удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м³;

j_{СМ -} j_Ж=0,01…0,02·10⁴ Н/м³; принимаем 0,02·10⁴ Н/м³.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.37) составит:

Q=1,5·0,785· (0,2953² - 0,147²) + (0,785·0,2953²· 0,005· (2,4·10⁴ - 1,18·10⁴)) /0,02·10⁴ =0,049 м³/с.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.38) составит:

Q=0,5·0,785· (0,2159² - 0,147²) + (0,785·0,2159²· 0,05· (2,4·10⁴-1,08·10⁴)) /0,02·10⁴ =0,029 м³/с.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

Q= V_{КП MAX}·S_MIN м³/сек, (2.38)

где S_MIN - минимальная площадь кольцевого пространства;

V_{КП MAX -} максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем V_{КП MAX} =1,5 м/сек.

Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор - турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну - турбобур диаметром 0, 195 м.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины по формуле (2.38) составит:

Q=1,5·0,785· (0,2953² - 0,240²) =0,035 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит по формуле (2.38):

Q=1,5·0,785· (0,2159² - 0, 195²) =0,01 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:

Q= V_{КП MIN}·S_MAX м³/сек, (2.39)

Где V_{КП MIN} - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве;

принимаем V_{КП MIN} =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):

Q=0,5·0,785· (0,2953² - 0,127²) ·10³=0,027 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):

Характеристики

Список файлов ВКР