Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади (стр. 8 из 10)

РЕЖИМНО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

Таблица 21

Параметры раствора

–

ЕГР, ρ = 1080 кг/м³

Соленасыщенный

ГЛР, ρ = 1210 кг/м³

Тех. вода,

ρ = 1000 кг/м³

ББР, ρ = 1130 кг/м³

УВ = 16 – 18 с

Ф < 8–10 см³

корка = пленка

Режим бурения

Q = 54 л/с

d = 150 мм

р = 13,4 МПа

Q = 35 л/с

d = 130 мм

р = 13,4 МПа

Вес

инстру–мента

12–16 т

14–18 т

Показатели работы

долота

V_м, м/ч

5,0

5,07

26,68

33,8

22,2

16,9

9,2

17,3

7,4

6,1

8,2

6,6

4,4

4,58

3,3

t_б, ч

2,5

5,8

1,9

0,7

3,1

5,9

14,9

1,0

18,3

25,3

24,7

19,5

18,4

26,9

19,2

31,7

h, м

12,5

29,4

50,7

67,6

23,8

100,1

136,9

17,3

135,4

154,7

147,5

159,6

122,3

119

106

Тип и размер

турбобура

Ротор

2ТСШ1-240

ТО-240

2ТСШ1-195

2Д2-195

2ТСШ1-195

Д2-195

Тип и размер

долота

Шнек

490 СТ

393,7 С-ЦВ

295,3 МС-ГВ

215,9 МС-ГВ

215,9 ЕТS АС

215,9 СЗ-ГВ

215,9 НР-62А

Мощность,

120

351

100

137

135

154

148

159

123

118

116

Интервалы

до

160

228

579

603

672

772

909

927

1062

1216

1364

1523

1646

1764

1852

от

160

228

579

603

672

772

909

927

1062

1216

1364

1523

1646

1764

3.10 РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

Скважина разбивается на два интервала:

1. Первый интервал от 0 до (башмака технической колоны) 579 м. Диаметр долота 0,2953 м, бурение ведется забойным двигателем ТО – 240 ТСШ – 240.

Определяется необходимое количество жидкости из условия:

а) очистки забоя от выбуренной породы:

Q = q × F_з = 0,06 × 0,785 × D_д² = 0,06 × 0,785 × 29,53²= 0,041м³/с,

где q – удельный расход жидкости л/с на 1см²;

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785(К × D_д² –d_нбт²) × V = 0,785 × (1,1 × 0,2953² – 0,127²) × 1 = 0,063 м³/с,

где V – скорость восходящего потока в затрубном пространстве;

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 150 мм, Q_н = 30 л/с, Р = 11,8 МПа;

Определяется подача насоса:

Q = α × 2Q_н =0,9 × 2 × 0,03 = 0,054 м³/с,

где α – коэффициент наполнения насоса 0,7 ÷ 1;

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин:

L_экв^нл= L_н × (d_внбт/ d_вннл)⁵ = (25 + 18) × (11,1 / 14,8)⁵= 10,2 м;

L_экв^шл= L_шл × (d_внбт/ d_вншл)⁵ = 18 × (11,1 / 8)⁵ = 92,6 м;

L_экв^в= L_в × (d_внбт/ d_внгв)⁵ = 2,5 × (11,1 / 9)⁵ = 7,1 м;

L_экв^кв= L_кв × ( d_внбт/ d_внкв)⁵ = 16 × (11,1 / 8)⁵ = 82,3 м;

L_экв= L_экв^гл+вл + L_экв^шл + L_экв^в + L_экв^кв = 10,2 + 92,6 + 7,1 + 82,3 = 192,2 м;

р_м = (8,26 × ρ_бр × λ × Q² / d_внбт⁵) × L_экв = (8,26 × 0,02 × 1,22 × 54²/ 11,1⁵) × 192,2 = 0,67 МПа;

Определяются потери давления в бурильных трубах:

р_бт = (8,26 × ρ_бр × λ × Q² / d_внбт⁵) × L_бт = (8,26 × 0,02 × 1,22 × 54² / 11,1⁵) × 544= 1,9 МПа; L_бт = L_инт – 1_убт – 1_зд = 579 – 10 – 25 = 544 м;

Определяются потери давления в утяжеленных бурильных трубах

р_убт = (8,26 × ρ_бр × λ × Q² / d_внубт⁵) × L_убт = (8,26 × 0,02 × 1,22 × 54² / 8⁵) × 25 = 0,45 МПа;

Определяются потери давления в долоте:

р_д = 0,051 × (р_бр × Q²) / (μ²f²) = 0,051 × (1,22 × 54²) / (0,8² × 17²) = 0,98 МПа;

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ –скважина:

р_кпубт = (8,26 × λ × Q² × (1_убт + 1_зд)) / ((D_д+ d_нубт)² × (D_д – d_нубт)³) = (8,26 × 0,02 × 1,22 × 54² × (25 + 10) / ((29,53 + 17,8)² × (29,53 – 17,8)³)=0,005 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве бурильные трубы – скважина:

р_кпбт = (8,26 × λ × Q² × 1_бт) / ((D_д+ d_нбт)² × (D_д – d_нбт)³) = (8,26 × 0,02 × 1,22 × 54² × 544) / ((29,53 + 12,7)² × (29,53 – 12,7)³) = 0,038 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе:

р_зд = р_здс (Q/Q_с)² = 3,3 × (54 / 32)² = 9,4 МПа,

гдер_здс – определяется по таблице №13 (уч. «Бурение нефтяных и газовых скважин») р_здс= 3,3; Q_с=32;

Определяются потери давления в циркуляционной системе;

р_цс = р_м + р_бт + р_убт + р_д+ р_кпубт+ р_кпбт+ р_зд = 0,67 + 1,9 + 0,45 + 0,98 + 0,005 + 0,038 + 9,4 =13,44 МПа;

Если р_цс больше или меньше 0,8р_н, то берутся меньшие или большие втулки на насосе.

Определяется мощность на валу турбобура:

N_зд = N_здс (Q / Q_с)³ = 73,5 × (54 / 32)³ = 353,2 кВт;

Определяется момент на валу турбобура:

М_зд = М_здс (Q / Q_с)² = 1,63 × (54 / 32)² = 4,6 кН/м;

Определяется число оборотов:

n = n_с(Q / Q_с) = 420 × (54 / 32) = 709 об/мин;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой:

к = N_зд/ 2N_н = 353,2 / (2 × 475) = 0,37.

2. Интервал от 0 до проектного забоя скважины (0 – 1852 м).

Диаметр долота 0,2159 м.

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

а) очистки забоя от выбуренной породы:

Q = q × F₃ = 0,06 × 0,785 × 21,59² = 22 л/с = 0,022 м³/с,

где q – удельный расход жидкости л/с на 1см².

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785 × (к × D_д² – D_нбт²) V = 0,785 × (1,1 × 0,2159² – 0,127²) × 1 = 0,024м³/с,

где V – скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ - 475 с диаметром втулок 130 мм, Q_н = 22,1 л/с, р = 17,9 МПа;

Определяется подача насоса:

Q = α × Q_н × λ = 0,8 × 22,1 × 2 = 32 л/с = 0,032 м³/с;

Определяются потери давления в нагнетательной линии:

р_м = (8,26 × ρ_бр × λ × Q² / d_внбт⁵) × L_экв = (8,26 × 0,02 × 1,13 × 35² / 11,1⁵) × 192,2 = 0,26 МПа;

Определяются потери давления в трубах:

р_бт = (8,26 × ρ_бр × λ × Q² / d_внбт⁵) × L_бт = (8,26 × 0,02 × 1,13 × 35²/ 11,1⁵) × 1851 = 2,51 МПа, где L_бт= L_н – 1_убт – 1_зд = 1852 – 10 – 25 = 1817 м;

Определяются потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

р_убт = (8,26 × ρ_бр × λ × Q² / d_внубт⁵) × L_убт = (8,26 × 0,02 × 1,13 × 35²/ 8⁵) × 25 = 0,2МПа;