25150 (586568), страница 5

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

Текст из файла (страница 5)

Q=0,5·0,785· (0,2159² - 0,127²) ·10³=0,012 м³/сек.

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле:

Q=m·n·Qн м³/сек, (2.40)

где m - коэффициент наполнения (m=0,8);

n - число насосов;

Qн - производительность насоса с коэффициент наполнения m=1,0.

В расчете принимаеются4 показатели бурового насоса УНБТ - 950 с диаметром втулок равным 160 мм Qн=0,037 м³/сек.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.40):

Q=0,8·2·0,037=0,059 м³/сек

При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:

Q=0,8·1·0,037=0,029 м³/сек

Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл. 2.7.

Таблица 2.7 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, метр	Расход промывочной жидкости, м3/сек
0 - 650 650 - 3105	0,059 0,029

2.4 Разработка рецептур бурового раствора

В данном разделе обосновывается рецептура приготовления бурового раствора с параметрами, рассчитанными в разделе 2.3.4

Приготовление бурового раствора производится из бентонитового глинопорошка марки ПБМА и технической воды. Расчет количества применяемых компонентов ведется по методике, представленной в [6].

Исходные данные:

m_Г, m_В - масса глины и воды, кг;

Vг,Vв - объем глины и воды, м³;

q_Г, q _БР, q_В - удельный вес глины, бурового раствора и воды, Н/м³;

n - влажность глины в долях единицы.

Расчет количественных показателей для приготовления 1 м³ глинистого раствора с заданным удельным весом ведется по формулам:

m_Г = q_Г· (q _{БР -} q_В) / (q_{Г -} q_В · (1-n+ n·q_Г)) кг; (2.41)

Vг= m_Г · (1-n+ n·q_Г) / q_Г м³; (2.42)

Vв=1 - Vг м³; (2.43)

m_В= Vв · q_В кг. (2.44)

Качественные показатели бентонитового глинопорошка марки ПБМА, применяемого для приготовления бурового раствора: q_Г =2,25·10⁴, n = 0,08.

По представленным формулам рассчитывается:

m_Г = 2,25·10⁴· (1,18·10⁴ - 1,0·10⁴) / (2,25·10⁴ - 1,0·10⁴ · (1-0,08+ 0,08·2,25·10⁴)) =358 кг;

Vг=358 · (1-0,08+ 0,08·2,25·10⁴) / 2,25·10⁴ =0,175м³;

Vв=1 - 0,175=0,825 м³;

m_В= 0,825 · 1,0·10⁴ =825кг.

Для бурения кондуктора необходимо приготовление 80 м³ бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:

m_Г =358 ·80=30800 кг;

Vг=0,175 ·80=14 м³;

Vв=0,825 · 80=66 м³;

m_В=825 · 80=66000 кг.

Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами: сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5% - и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м³ воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1%, то есть 1 кг сухого реагента на 1 м³ бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% - го (10 кг на 1 м³ воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м³ бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.

При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м³ бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 - 40 секунд и фильтрацию 8 см³ за 30 мин, при бурении интервала 670 - 1300 м в количестве 0,7 кг/м³ бурового раствора, при бурении интервала 1300 - 1830 м 1,4 кг/м³ раствора для снижения фильтрации до 5 см³/30 мин.

Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.

Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК - 2000. Обработка бурового раствора производится 10% - й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м³ бурового раствора.

В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД - 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД - 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД - 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.

В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м³ воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора. Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м³ из 1 тонны, плотностью 2,2 - 2,3 г/см³, влажностью 6-10%. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расчета на каждые 0,01 г/см³ - 20 кг на 1 м³ раствора. Так как предлагаемая рецептура приготовления бурового раствора не претерпела изменений, то принимаются данные о расходе химреагентов на 1 м проходки взятые из группового технического проекта на строительство скважин на Игольско-Таловом месторождении и приведены в табл.2.8.

Таблица 2.8 Нормы расхода химреагентов при строительстве скважины

Наименование	Количество
	На 1 м проходки в интервале 0 - 650	На 1 м проходки в интервале 650 - 3105	На скважину
Сайпан	0,14 кг	0,36 кг	975 кг
ФК-2000	0,55 кг	1,0 кг	2800 л
ПАВ (ПКД-515)	--	--	200 л
НТФ	--	0,04 кг	100 кг
Кальцинир. сода	--	0,05 кг	120 кг
Габроил НV	0,04 кг	0,04 кг	125 кг
Бентонит	--	--	30800 кг

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:

Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.

Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл.2.6).

Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл.2.5).

Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл.2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл.2.11

Таблица 2.9 Характеристики турбобуров

Характеристики	А9ГТШ	3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0, 195
Дина в сборе, м	23,3	25,7
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Нм	3060	2009
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	246	384
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	5,5	3,9
КПД,% не менее	32	51
Наработка на отказ турбинной секции, ч	1200	1200
Масса, кг	6125	4790

Таблица 2.10 Характеристики турбинных отклонителей

Характеристики	ТО-240К	ТО-195К
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0, 195
Дина в сборе, м	10,2	9,8
Угол перекоса, град	1,5	1,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Нм	1489	1252
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	398	375
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	3,4	3,7
КПД,% не менее	32	48
Наработка на отказ турбинной секции, ч	400	400
Масса, кг	2700	2350

Таблица 2.11 Характеристика винтового забойного двигателя

Характеристики	Д2 - 195
Наружный диаметр корпуса, м	0, 195
Дина в сборе, м	6,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,030
Момент силы на выходном валу, Нм	5200
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	114
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	4,3
Наработка на отказ, ч	180
Полный назначенный ресурс, ч	600
Масса, кг	1100

При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:

Мзд>М, (2.45)

Характеристики

Список файлов ВКР