Совершенствование технологии бурения на площади - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Совершенствование технологии бурения на площади

Проверочный расчет расхода промывочной жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот. Разделение интервала отработки долот на участке пород одинаковой буримости. Проектирование бурильной колонны. Гидравлический расчет циркуляционной системы.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

«Совершенствование технологии бурения на площади»
Курсовой проект является завершающим этапом изучения дисциплины “Технология бурения нефтяных и газовых скважин”. При выполнении проекта студенты закрепляют знания, полученные в предыдущих курсах, учатся работать со справочной литературой, а также приобретают практические навыки в выполнении расчетов.
Правильно запроектированные режимы работы насосов и долот, параметры бурильной колонны и процесса промывки скважины являются одними из определяющих факторов для успешного ведения буровых работ.
При выполнении проекта студент должен разработать ряд основных вопросов технологии бурения скважины, которые определяются геологическими условиями разбуриваемой толщи пород, характеристиками используемого бурового оборудования и опытом его применения. Эти условия и характеристики представляют собой совокупность исходных данных, необходимых для выполнения всех расчетов при проектировании.
К ним относятся: конструкция и профиль скважины, характеристики наземного оборудования и долот, способ бурения данного интервала, плотность и реологические свойства промывочной жидкости, режимы бурения и результаты отработки долот, пластовые давления и давления гидроразрыва (поглощения) пластов, слагающих разбуриваемый интервал.
2. Глубина залегания кровли продуктивного пласта
4. Глубина залегания подошвы слабого
7. Марка и количество установленных буровых насосов
б) диаметр проходного канала бурового рукава
в) диаметр проходного канала вертлюга
г) диаметр проходного канала ведущей трубы
9. Миним-я скорость жид-и в затрубном простр-е, обеспечивающая вынос шлама
10. Интервал отработки долот в скв.1 и 2
11. Типоразмер отработанных долот в скв.1
14. Типоразмер отработанных долот в скв.2:
20. Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны.
2 . Проверочный расчет расхода и плотности промывочной жидкости в ранее пробуренны х скважинах при отработке долот
При данной в задании скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном пространстве vк=0,48 м/с находим расход промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама по формуле:
где dc - диаметр скважины, принимаемый равным диаметру долота, которым производилось бурение данного интервала м; dн - минимальный наружный диаметр труб бурильной колонны, м. Подставив их значения, находим:
Q1=• (0,24452 - 0,1272) • 0,48=0,0165 м3/с.
Наряду с определением расхода Q1 по формуле (2.1) находим второе значение расхода Q2, обеспечивающего очистку забоя скважины от шлама по формуле:
где значения коэффициента a при бурении гидравлическими забойными двигателями находятся в диапазоне 0,5 ? 0,7 м/с. Тогда
Q2= (0,5?0,7)0,24452 = (0,023?0,033) м3/с.
Для того чтобы отработка долот производилась при удовлетворительной очистке забоя и ствола скважины необходимо, чтобы подача насосов Q0 удовлетворяла следующему условию:
Сравнивая значения Q1 и Q2 с фактическим расходом жидкости Q0 = 0,03 м3/с в скв. №1 и №2, видим, что он удовлетворяет условию (2.3):
Q0 = 0,03 м3/с? max{Q1=0,019 м3/с,Q2=(0,023?0,033) м3/с}.
Исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов, проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине №1 и №2 требованиям «Единых технических правил ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, 1983г»
с - плотность данной в задании промывочной жидкости, кг/м3; pпл - пластовое давление, Па; g - ускорение свободного падения, м/с2; Lк - глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м; kр - коэффициент резерва.
Согласно существующим правилам рекомендованы следующие значения kр и Д pр:
kр= 1,05 и Д pр= 2,5 МПа при 1200 ? Lк ? 2500 м.
Подставив данные и рекомендованные значения, получаем:
Полученное значение совпадает с величиной плотности, примененной в скважине №1 и № 2.Следовательно, данная в задании плотность удовлетворяет требованиям существующих правил техники безопасности и не подлежит корректировке. Поэтому для дальнейших расчетов будем использовать с = 1318 кг/м3.
3 . Выбор количества работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок долот
Если будут работать оба насоса, возникает возможность использования гидромониторного эффекта, при котором повышается механическая скорость бурения. Однако существует опасность выхода из рабочего состояния насоса, что приведет к остановке процесса бурения. Время, затраченное на ремонт оборудования, в значительной степени зависит от культуры и квалификации персонала, то есть носит субъективный характер. Поэтому принимаем решение об использовании обоих насосов.
Подача насосов определяется из следующего соотношения:
где m - коэффициент наполнения насоса, принимаем m = 0,9 ; n - количество работающих насосов, n = 2; Qн - подача насоса при данном диаметре втулок. Из характеристик насосов (табл. 4.1, [1]) выбираем втулки диаметром 140 мм, при которых Q н= 0,0178 м3/с. Тогда:
Q = 0,9•2•0,0178 = 0,032 м3/с Q0 = 0,03 м3/с.
Таким образом, в дальнейших расчетах принимаем подачу Q = 0,032 м3/с.
4 . Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
4 .1 Графический метод разделения интервала отработки долот на участки одинаковой буримости
Для этого на график с координатами “глубина скважины Н - время бурения t” наносят результаты отработки долот в каждом рейсе. Излом линейной зависимости hд=hд(tб) соответствует границе между двумя слоями с различной буримостью (смотри рис. 1).
Из графика видно, что зависимость hд=hд(tб) имеет излом в т. H=1250м, следовательно интервал 950-1500м представлен породами с разной буримостью и в дальнейшем его будем рассматривать как 2 пачки.
Согласно исходным данным составляем ряд значений средних за рейс механической скорости Vм в порядке их последовательности при бурении скважины №1 и №2.
Каждый ряд из 9 значений механической скорости строим по формуле:
Vм1=74/38=1,947 м/ч; Vм2=1,900 м/ч;
Vм7=0,794 м/ч; Vм8=0,906 м/ч; V=0,817 м/ч;
Vм7=0,927 м/ч; Vм8=0,912 м/ч; Vм9=1,091 м/ч;
Определяем значения функции у в скв. №1 по формуле (4.6, [1]). Для первого рейса (i=1) долота в анализируемом ряду:
y2=2,89; у3=5,48; у4=7,86; у5=5,57; у6=3,15; у7=1,63; у8=0,86.
После проведения аналогичных вычислений для второго ряда скоростей в скв. №2 получим:
у1=1,57; у2=3,25; у3=6,52; у4=9,23; у5=5,36; у6=3,77; у7=1,96; у8=0,58;
Максимальное значение функции у для рядов скоростей по скв. №1 и №2 имеют место при к=4 и соответственно равны у4=7,86 и у4=9,23. Они подтверждают результаты произведенного выше графического разделения разреза на два участка пород одинаковой буримости.
Для наглядности продемонстрируем результаты расчетов в виде графиков нормированной функции (смотри рис. 2):
5 . Вы бор оптимального режима бурения
Рассмотрим задачу для нижнего (второго) интервала пород одинаковой буримости 1250-1500м, пробуренного в скважине №1 и №2 пятью долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=180 кН.
Найдем средние арифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости Vм по формулам:
где, hд- осредненная проходка на долото; tб- осредненная стойкость отработанных долот. Итак,
Для нахождения адаптационных коэффициентов по формулам:
необходимо вычислить частоту вращения долот Ш 244,5 С-ЦВ и Ш 244,5 Т-ЦВ во время отработки в скв. №1 и №2 на валу турбобура А7Ш при нагрузке Рд=180 кН, расходе раствора Q=0,032 м3/с и плотности раствора = 1318 кг/м3 по формуле:
где nx - частота холостого вращения вала турбобура и долота (без нагрузки), об/мин; Мд - крутящий момент на долоте, Нм; Мторм - тормозной момент турбобура, Нм; Рд - нагрузка на долото, Н; Рг - гидравлическое осевое усилие на валу турбобура от перепада давления в турбобуре, Н;
rср - справочный средний радиус трущихся поверхностей пяты (0,068); µт - коэффициент трения в осевой опоре турбобура (0,01 - т.к. подшипник качения).
Рассчитаем величины, входящие в формулу (4.18):
Тормозной момент вычислим по формуле:
где Мт - справочное значение крутящего момента на валу турбобура (Нм) в режиме максимальной мощности турбобура; QT, Т - справочные значения подачи и плотности жидкости, определяемые на заводе для перепада давления в турбобуре Ртб.т. По табл. 4.3: QT=0,3 м3/с; МТ=2300 Нм; Т=1200 кг/м3. Итак:
Момент на долоте найдем по формуле:
где а - коэффициент, зависящий от типа долота, для трехшарошечных долот типа С, а=0,15; для типа Т, а=0,11 (см. [1], стр.20).Итак:
Частоту холостого вращения определим по формуле:
где nT- справочные значения частоты вращения вала (об/мин) турбобура в режиме максимальной мощности турбобура. По табл. 4.3 ([1]), nт=520 об/мин.
Осевое усилие на валу турбобура рассчитаем по формуле:
где dТ.ср - справочный средний диаметр проходного канала турбины (по табл. 4.3 [1], dT.ср=0,1273;
Подставим найденные значения Мторм, Мд, nх и РГ в формулу (4.18):
Таким образом, долота в скважине №1 и №2 были отработаны при частоте вращения n1=776 об/мин и n2 =859об/мин соответственно.
Теперь можно определить адаптационные коэффициенты по формулам (4.14) и (4.15).
График внешней характеристики турбобура для скважины1 (рис.3) для большей наглядности построим по нескольким точкам по формуле (4.18):
1-я точка. Нагрузка на долото Рд=0.
Разгонная частота вращения вала турбобура:
2-я точка. Режим разгруженной осевой опоры, когда Рд=РГ.
3-я точка. Торможение турбобура, когда n=0.
Чтобы частота n стала равна нулю, необходимо на долото создать нагрузку:
Для более точного построения характеристики турбобура n=n(Pд) в диапазоне нагрузок от 0 до Рд=597,2 кН по формуле (4.18) можно рассчитать соответствующие различным нагрузкам значения частот вращения вала (долота), например, при Рд=300 кН и Рд=450 кН. Итак:
Построим характеристику турбобура по полученным значениям:
На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствующие разгонной частоте вращения nр=1070 об/мин и нагрузке Рд=0, и снизу точкой с координатой по частоте, определяемой по формуле (4.25, [1]):
где к - эмпирический коэффициент, который для турбобуров с шаровой опорой равен 0,2.
При этом согласно графику нижний конец участка устойчивости работы по нагрузке имеет координату Рд=482 кН.
Согласно паспортным данным долот (табл. 4.2, [1]), в качестве наибольшей нагрузке на долото Ш 244,5 С-ЦВ принимаем 0,9 от максимально допустимой нагрузке на долото, т.е.
При этой нагрузке частота вращения долота, которую разовьет турбобур согласно характеристики (4.18), составит:
Итак, участок совместимых условий работы системы “турбобур-долото” на характеристике турбобура (см. рис.) располагается в интервале между точками Рд=0, n=1070 об/мин и Рд=288 кН, n=575 об/мин.
График внешней характеристики турбобура для скважины2 (рис.3) для большей наглядности построим по нескольким точкам по формуле (4.18):
1-я точка. Нагрузка на долото Рд=0.
Разгонная частота вращения вала турбобура:
2-я точка. Режим разгруженной осевой опоры, когда Рд=РГ.
3-я точка. Торможение турбобура, когда n=0.
Чтобы частота n стала равна нулю, необходимо на долото создать нагрузку:
Для более точного построения характеристики турбобура n=n(Pд) в диапазоне нагрузок от 0 до Рд=794 кН по формуле (4.18) можно рассчитать соответствующие различным нагрузкам значения частот вращения вала (долота), например, при Рд=300 кН и Рд=450 кН. Итак:
Построим характеристику турбобура по полученным значениям:
На характеристике участок устойчивой работы турбобура ограничивается сверху точкой с координатами, соответствующие разгонной частоте вращения nр=1070 об/мин и нагрузке Рд=0, и снизу точкой с координатой по частоте, определяемой по формуле (4.25, [1]):
где к - эмпирический коэффициент, который для турбобуров с шаровой опорой равен 0,2.
При этом согласно графику нижний конец участка устойчивости работы по нагрузке имеет координату Рд=641 кН.
Согласно паспортным данным долот (табл. 4.2, [1]), в качестве наибольшей нагрузке на долото Ш 244,5 Т-ЦВ принимаем 0,9 от максимально допустимой нагрузке на долото, т.е.
При этой нагрузке частота вращения долота, которую разовьет турбобур согласно характеристики (4.18), составит:
Итак, участок совместимых условий работы системы “турбобур-долото” на характеристике турбобура (см. рис. ) располагается в интервале между точками Рд=0, n=1070 об/мин и Рд=288 КН, n=708 об/мин.
Таким образом, согласно приведенным выше результатам в дальнейшем для отработки долота Ш 244,5 С-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 575 об/мин. А для отработки долота Ш 244,5 Т-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 708 об/мин.
Примем следующие приблизительные значения постоянных в формуле:
СВ =84,30 - такова стоимость 1 часа работы буровой установки в объединении “Главтюменнефтегаз” (табл.1 приложения, [1]).
Стоимость долота Ш 244,5 С-ЦВ- 150 руб., а долота Ш 244,5 Т-ЦВ- 145 руб. (в табл. 2 приложения, [1] цены на эти долота отсутствуют, поэтому берем средние цены на долота такого типа других диаметров).
Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ в одном рейсе tв найдем из выражения (табл.7 приложения, [1]):
где tп.з- время на подготовительно-заключительные работы; tн-время на наращивание инструмента; tот- время на отвертывание долота; tот- время на навертывания долота; tт- время на проверку турбобура. Итак:
Время на СПО для скважины глубиной 1500 м (по табл. 4 приложения, [1]): tсп=3,09 ч.
С учетом ранее найденных коэффициентов к и А, рассчитаем величины В, Д, М и С по формуле (4.17):
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом Ш 244,5 С-ЦВ больше, чем долотом Ш 244,5 Т-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 1250-1500м.
Найдем прогнозируемые показатели отработки долот Ш 244,5 С-ЦВ и Ш 244,5 Т-ЦВ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения по формулам:
(4.13, [1]); (4.11, [1]); (4.12, [1]);
Теперь рассмотрим задачу для верхнего (первого) интервала пород одинаковой буримости 950-1250м, пробуренного в скважине №1 и №2 четырьмя долотами одинакового размера с нагрузкой Рд=180 кН.
Найдем средние арифметические значения проходки на долото hд, стойкости долота tб и механической скорости Vм по формулам:
где, hд- осредненная проходка на долото; tб- осредненная стойкость отработанных долот. Итак,
Ранее мы выяснили, что долота в скважине №1 и №2 были отработаны при частоте вращения n1=776 об/мин и n2 =859об/мин соответственно.
Теперь можно определить адаптационные коэффициенты по формулам:
Также ранее мы получили, что для отработки долота Ш 244,5 С-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 575 об/мин. А для отработки долота Ш 244,5 Т-ЦВ в сочетании с турбобуром А7Ш в качестве эффективной считаем нагрузку 288 КН при частоте вращения 708 об/мин.
Примем следующие приблизительные значения постоянных в формуле:
СВ =84,30 - такова стоимость 1 часа работы буровой установки в объединении “Главтюменнефтегаз” (табл.1 приложения, [1]).
Стоимость долота Ш 244,5 С-ЦВ- 150 руб., а долота Ш 244,5 Т-ЦВ- 145 руб. (в табл. 2 приложения, [1] цены на эти долота отсутствуют, поэтому берем средние цены на долота такого типа других диаметров).
Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ в одном рейсе tв найдем из выражения (табл.7 приложения, [1]):
где tп.з- время на подготовительно-заключительные работы; tн-время на наращивание инструмента; tот- время на отвертывание долота; tот- время на навертывания долота; tт- время на проверку турбобура. Итак:
Время на СПО для скважины глубиной 1250 м (по табл. 4 приложения, [1]): tсп=2,65 ч.
С учетом ранее найденных коэффициентов к и А, рассчитаем величины В, Д, М и С по формуле (4.17):
Таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом Ш 244,5 С-ЦВ больше, чем долотом Ш 244,5 Т-ЦВ, то последнее рекомендуем использовать для бурения в интервале 950-1250м.
Найдем прогнозируемые показатели отработки долот Ш 244,5 С-ЦВ и Ш 244,5 Т-ЦВ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения по формулам:
(4.13, [1]); (4.11, [1]); (4.12, [1]);
Результаты расчетов сведем в таблицу:
Прогнозируемые показатели работы долот
6 . П роектирование бурильной колонны
В отличии от роторного способа бурения колонны рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура.
Выбираем диаметр первой ступени УБТ, расположенных над долотом по формуле (5.1, [1]):
dУБТ(1)=(0,65?0,85)dд= (0,65?0,85)0,2445=0,159?0,208 м;
С учетом табл. 5.1 [1] принимаем: dУБТ(1)=0,178м;
По табл. 5.1 [1] согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб: dн=0,127м;
Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:
Для обеспечения плавного перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам число ступеней в компоновке КНБК должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями выполнялось условие:
Следовательно, предусматриваем установку второй ступени УБТ, диаметр которой примем: dУБТ(2)=0,146м.
Поскольку , то наружные диаметры УБТ выбраны правильно.
По табл. 5.2 [1], выбираем тип УБТ (т.к. бурение идет с забойным двигателем выберем горячекатаные УБТ): УБТ-178 и УБТ-146, изготовленные из стали Д.
Общую длину УБТ при одно- двух- и трехразмерной конструкции КНБК в зависимости от нагрузки на долото, угла наклона скважины и плотности промывочной жидкости определяют по формуле:
где 1=0,7?0,8 - эмпирический коэффициент, принимаем 1=0,7; GЗД- масса забойного двигателя, кг; , м- плотность жидкости и материала; qУБТ(1), qУБТ(2), qУБТ(3) - масса погонного метра первой, второй и третьей ступени УБТ, кг/м; n - число ступеней УБТ; - угол отклонения УБТ от вертикали, град ( в вертикальных скважинах =0).
Т.к. КНБК - двухразмерная, то qУБТ(3)=0, n=2. Итак, определим общую длину УБТ для создания вычисленной нагрузки Р=288 кН;
Вычислим длину первой ступени УБТ по формуле (5.3, [1]):
Окончательно примем: lУБТ(1)=200 м, т.е. 8 свечей; lУБТ(2)=100 м, т.е 4 свечи.
Общий вес компоновки вместе с забойным двигателем в жидкости вычисляется по формуле (5.6, [1]):
Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность:
При всех способах бурения над КНБК рекомендуется устанавливать наддолотный комплект (НК) - секцию длиной 250-300 м из труб возможно более низкой прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от КНБК к БТ).
Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБН-127?10 Д (предел текучести т=373 МПа).
Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8, [1]):
Напряжения растяжения в верхнем сечении НК находим по формуле:
где к=1,1 - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции, сил сопротивления движению раствора; FН(НК) - площадь поперечного сечения труб наддолотного комплекта, м2 (по табл.8 приложений [1], FН(НК)=89,9?10-4 м2); Fтр(НК) - площадь поперечного сечения тела труб НК, м2 (по табл.8 приложений [1], Fтр(НК)=36,8?10-4 м2); РЗД - перепад давления в турбобуре, Па; Рд-перепад давления в долоте, Па;
Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (Vд80 м/с) оценим по формуле (5.10, [1]):
где µ - коэффициент истечения из промывочных отверстий долота, для конусовидных насадок µ=0,95;
Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19, [1]):
Итак, растягивающие напряжения в верхнем сечении НК будут:
Коэффициент запаса прочности рассчитаем по формуле (5.17, [1]), считая, что используются трубы 2-го класса (=0,8 - коэффициент износа труб):
Коэффициент кЗ должен быть выше кд, приведенных в табл. 5.4 [1]
kз=1,82>kд=1,30, т.е. условие выполняется.
По табл. 9 приложения [1] выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны, т.к. мы имеем турбинный способ бурения, то выберем БТ с высаженными наружу концами для уменьшения местных гидравлических потерь при циркуляции промывочной жидкости, выбираем: ТБН-127?8 Д.
Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле:
где Qp(1)- предельная растягивающая нагрузка для труб 1-й секции, по табл. 9 приложения [1] для ТБН-127?8 Д Qр(1)=1140 кН.
Допустимую длину 1-ой секции БТ вычислим по формуле (5.18, [1]):
Вес 1-й секции труб в жидкости определим по формуле (5.21, [1]):
Выбираем трубы для комплектования 2-й секции колонны: ТБН-127?8К, для них:
Уточняем длину 2-й секции труб по формуле (5.26, [1]):
Проверим прочность верхних труб 1-й и 2-й секции при спуске их в клиновом захвате по формуле (5.34, [1]):
где с - коэффициент охвата труб клиньями, примем с=0,7, nзап - коэффициент запаса прочности, т.к. Т1=373 МПа и Т2=539 МПа < 650 МПа, то принимаем nзап=1,1; Qкл - предельная нагрузка на бурильные трубы при С=1, по таблице 5.6 Qкл1=810 кН, Qкл2=1200 кН. Итак:
По табл. 5.2 [1] найдем крутящий момент для свинчивания УБТ, изготовленных из сталей Д, УБТ-178 = 26 кНм, УБТ-146 = 13 кНм.
По табл. 5.7 [1] для соединения труб ТБН-127 выбираем замки типа ЗУ-155 с минимальным диаметром проходного отверстия 0,095 м.
Для свинчивания замков по таблице 5.8 [1] необходим крутящий момент, равный 14 кН.
Результаты расчетов сведем в таблицу:
7 . Гидравлически й расчет циркуляционной системы
Методики гидравлических расчетов при турбинном и роторном способах мало чем отличаются друг от друга. При расчете при турбинном способе необходимо лишь учитывать перепад давления в турбобуре, а также между ним и стенками скважины.
Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.
Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый интервал, по формуле:
где РГ - давление гидроразрыва (поглощения пласта, Па; (Рп) - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па; Lп - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта от устья, м; - содержание жидкости в шламожидкостном потоке. Определим по формуле:
Вычислим параметр с помощью ранее найденной Vм=3,5 м/ч = =9,7?10-4м/с и Q = 0,032 м3/с:
Т.е. содержание шлама в потоке (1-)0.
Для определения величины (Ркп) найдем линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Рассчитаем действительные числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкп, при этом внутренний диаметр последней обсадной колонны примем равной диаметру долота (dc= 0,2445м). Тогда по формуле (6.6, [1]):
Рассчитаем критические значения числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход ламинарного режима в турбулентный, по формуле (6.4, [1]) для течения в кольцевом канале:
где 0 - динамическое напряжение сдвига, Па. Итак:
Таким образом, в кольцевом пространстве за турбобуром, за УБТ-178, УБТ-146 и ТБН-127 режим течения ламинарный.
Примем, что до глубины залегания подошвы слабого пласта Lп = 1000 м скважина обсажена трубами, шероховатость которых к = 3?10-4 м.
Найдем скорости течения жидкости на однородных участках кольцевого канала:
Вычислим числа Сен-Венана по формуле (6.14, [1]):
Найдем значения кп по формуле (6.15, [1]):
Потери давления вычислим по формулам:
(6.12, [1]) - для ламинарного режима течения.
Местные потери от замков ЗУ-155 в кольцевом пространстве определяем по формуле:
Где lт - средняя длина трубы в данной секции бурильной колонны, м (примем lт = 12 м); dм - наружный диаметр замкового соединения, м (по табл. 5.7 [1] dм = 0,155 м)
Теперь можно определить кр по формуле (6.1, [1]):
Т.к. кр>, то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
Вычислим потери давления внутри буровой колонны. Для этого определим критические числа Рейнольдса на участке колонны с наибольшим внутренним диаметром.
Т.к. в ТБН-127-8 Reт>Reкр, то на других участках с меньшим внутренним диаметром это неравенство будет и подавно справедливо. Таким образом, в колонне везде течение турбулентное.
Значения коэффициентов т внутри ТБН и УБТ найдем по формуле:
Потери давления внутри ТБН и УБТ рассчитаем по формуле (6.7, [1]):
Местные потери от замков ЗУ-155 в колонне определим по формуле:
где dзв - наименьший внутренний диаметр замкового соединения, м. По табл. 5.7 dзв=0,095 м.
Найдем потери в наземной обвязке, из табл. 6.1 найдем значения коэффициентов: с = 1,1?10-5 м-4; в=0,7?10-5 м-4; ш=0,3?10-5 м-4; к=0,9?10-5 м-4;
Потери давления в наземной обвязке:
Перепад давление в турбобуре рассчитаем по формуле (6.19, [1]):
Потери давления в кольцевом канале за ТБН ранее определены для участка длиной 683 м. Пересчитаем это значение на полную длину ТБН L = 1183 м.
Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (6.3, [1]):
Рассчитаем резерв давления Рр для потерь в долоте по формуле (6.21,[1]):,
где в = 0,75?0,80 - коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем в=0,8. Рн - давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насосов БРН-1 при втулках диаметром 140 мм, РН=16,9 МПа).
Пояснение к гидравлическому расчету:
В процессе выполнения курсовой работы я столкнулся с проблемой некоторой несовместимости оборудования. Данные в условии насосы (БРН-1) не способны прокачать раствор в скважине из-за больших потерь давления.
Значительные потери давления (), в моем случае, происходят в турбобуре, т.к. турбобур А7Ш имеет очень большой перепад давления ( по паспорту).
В итоге, проведя гидравлический расчет, я получил отрицательное значение резерва давления для потерь в долоте ().
Для решения этой проблемы, можно заменить насос на более мощный (например, УНБ-1250 при диаметре втулок 170 мм). Замена втулок в моем случае не решит проблему, т.к. давления, развиваемого насосом, даже при минимальном диаметре втулок все равно не хватит.
Выбор количества работающих насосов и диаметра цилиндровых втулок долот.
Для расчета с новым насосом, возьмем насос УНБ-1250.
Подача насосов определяется из следующего соотношения:
где m - коэффициент наполнения насоса, принимаем m = 0,9; n - количество работающих насосов, n = 1; Qн - подача насоса при данном диаметре втулок. Из характеристик насоса (табл. 4.1, [1]) выбираем втулки диаметром 170 мм, при которых Q н= 0,0357 м3/с. Тогда:
Q = 0,9•0,0357 = 0,032 м3/с Q0 = 0,03 м3/с.
Таким образом, в дальнейших расчетах принимаем подачу Q = 0,032 м3/с.
Как видно из этого расчета, подача у нас осталась та же, что и в предыдущем расчете, поэтому требуется пересчитать только последнюю часть гидравлического расчета циркуляционной системы.
Гидравлический расчет циркуляционной системы.
Вычисляем сумму потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, по формуле (6.3, [1]):
Сумма потерь давления во всей циркуляционной системе, за исключением потерь давления в долоте, не изменилась.
Рассчитаем резерв давления Рр для потерь в долоте по формуле (6.21,[1]):,
где в = 0,75?0,80 - коэффициент, учитывающий, что рабочее нагнетание насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20-25%. Примем в=0,8. Рн - давление на насосах при данном диаметре втулок (по табл. 4.1 [1] для насосов УНБ-1250 при втулках диаметром 170 мм, РН=30,5 МПа).
Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле (6.22, [1]) при µ=0,95:
Т.к. Vд > 80 м/с и перепад давления Рд=5,553 МПа <Ркр = 7 МПа (определяемого как возможность запуска турбобура и прочностью конструктивных элементов долота), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.
Примем Vд= 87 м/с, тогда расчетное давление в насосе составит:
По графику рис. 4 [1] определяем величину утечек Qу в зависимости от полученного значения Рд=5,553 МПа и находим площадь промывочных отверстий долота по формуле (6.24, [1]):
В долоте устанавливаем три насадки.
Их внутренний диаметр определяем по формуле (6.25, [1]):
Заключительным этапом гидравлического расчета является построение графика распределения давления в циркуляционной системе буровой
В процессе выполнения курсового проекта сделали следующие выводы:
1. Отработка на долото производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы.
2. Заданная плотность промывочной жидкости удовлетворяла геологическим условиям разбуриваемой толщи пород для скважин № 1 и № 2, то есть плотность не подлежит корректировке.
3. Выбрано два насоса БРН-1 с внутренними диаметрами втулок 140 мм.
4. Разделили заданный интервал на участки залегания пород одинаковой буримости с помощью метода Родионова и графического способа, в результате получили, что интервал 950 - 1500 м разделен на две пачки примерно одинаковой буримости.
5. Так как стоимость метра проходки долотом Ш 244,5 С-ЦВ больше, чем долотом Ш 244,5 Т-ЦВ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в обоих интервалах.
6. В ходе выбора компоновки КНБК рассчитали, что требуется две ступени УБТ: УБТ-178 и УБТ-146; выбрали две секции бурильных труб: ТБН-127? 8Д и ТБН-127?8К.
7. Проведя гидравлический расчет, столкнулись с проблемой некоторой несовместимости оборудования.
8. Заменив оборудование, получили резерв давления, исходя из которого, определили возможность использования гидромониторного эффекта.
1. Леонов Е.Г. Совершенствование технологии бурения на площади. - М.: ГАНГ им. И.И. Губкина, 1993.
2. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.
3. Балицкий В.П., Надирадзе И.А., Храброва О.Ю. Расчеты на ЭВМ при бурении глубоких скважин. - РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 1999.
Характеристика нефтеводоносности месторождения. Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны. Алмазный буровой инструмент. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд. дипломная раб
Совершенствование технологии бурения на площади курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Технологія друкарських процесів
Реферат: Что такое гранты и заявки на них? Кто такие доноры и заявители? Кто и для чего пишет заявки?
Внеклассная Работа Реферат
Курсовая работа: Система управления охраны труда на судне
Роль Сознания В Жизни Человека Эссе
Реферат по теме Политическое совершенствование Италии в 1980-2000
Курсовая работа: Правоохранительные органы в системе государственной власти в СССР 1930-х годов. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная Работа По Истории России 9
Бронхиальная Астма Реферат По Терапии
Как Написать Актуальность Темы Реферата
Курсовая Работа С Оригинальностью 75
Курсовая Работа На Тему Алгоритмизация Процесса Обучения Младших Школьников
Курсовая работа по теме Влияние наследственных факторов на физическое и психическое совершенствование ребенка младшего школьного возраста
Реферат: Механик-самоучка Иван Петрович Кулибин. Скачать бесплатно и без регистрации
Учебная Практика Отчет Пример Бухгалтер
Реферат На Тему Пристрої Введення (Виведення) Аналогової Інформації В Еом (Аналого-Цифрові Інтерфейси)
Реферат: Memory Essay Research Paper Memory 2MEMORY Memory
Контрольная работа по теме Возможно ли употребление алкоголя в христианстве
Внешняя Политика Александра 2 Сочинение
Реферат по теме Поезія Е. По в сучасному англомовному та вітчизняному літературознавстві. Поема С.Т. Колріджа 'Сказання про старого мореплавця'
Уникальные природные явления и их роль в туризме - География и экономическая география курсовая работа
Семейство филовирусов - Биология и естествознание доклад
Економічні райони України - География и экономическая география реферат