Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

РД = aрFk (2.4.1)

где, a - эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости (a = 0,3-1,59);

р – твердость породы, определяемая по методике Л.А.Шрейнера, Па;

Fk – площадь контакта зубьев долота с забоем в мм2, определяемая по формуле В.С.Федо рова

Fk= *hd (2.4.2)

где, Д – диам

етр долота, мм,

h =0,95 - коэффициент перекрытия,

d =1мм - притупление зубьев долота.

Отсюда находим максимальную осевую нагрузку на долото под каждую колонну:

Кондуктор Ø 324мм РД1 = 104,05 кН

Пром. колонна Ø 245мм РД2 = 83.27 кН

Экс. колонна Ø 140мм РД3 = 81.21 кН

По существующим нормам максимальная допустимая нагрузка на трехшарошечное долото находится в рекомендуемых пределах.

2.4.4 Расчет частоты вращения

Скважины можно бурить при двух режимах:

1. большой скорости вращения ротора и малой осевой нагрузки на долото;

2. небольшой скорости вращения ротора и повышенной осевой нагрузкой.

Скорость вращения ротора и осевая нагрузка на долото прямо пропорциональны механической скорости проходки, однако это положение справедливо только для пород средней твердости. При бурении в твердых породах осевую нагрузку на долото нужно увеличивать, а скорость вращения ротора снижать.

Скорость вращения ротора снижается при увеличении диаметра долота, уменьшении диаметра бурильных труб, увеличении абразивности проходимых пород, при переходе из пласта меньшей твердости в пласт большей твердости, а также при бурении чередующихся пластов небольшой мощности. В связи с тем, что большая скорость вращения ротора вызывает значительные инерционные напряжения, для каждого диаметра бурильного инструмента на основании расчета устанавливается допустимая скорость вращения ротора, которая определяется по формуле[4]:

где D – диаметр бурильных труб, мм;

n – допустимая скорость вращения ротора;

L – длина вращающихся бурильных труб, м;

ε = 2,1·10 кг/см² – модуль упругости;

g = 9,8 м/сек² – ускорение силы тяжести;

q – вес 1 м бурильных труб, кг.

Находим скорость вращения ротора при бурении под каждую колонну (диаметр бурильных труб – 127мм, вес 1м бурильных труб – 31.9кг, длина L1 = 1020м L2 = 2450м L3 = 3025м):

Кондуктор Ø 324мм n1 = 80об/мин II – скорость вращения

Пром. колонна Ø 245мм n2 = 100об/мин III – скорость вращения

Экс. колонна Ø 140мм n3 = 90об/мин III – скорость вращения

2.4.5 Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадную колонну

Производительность насосов определяем по формуле[4]:

Q = 0,785(D²сквк - d²бт)V

где D – диаметр скважины;

к = 1,1-1,12 – коэффициент кавернозности;

d – диаметр бурильной трубы;

V = 0,5-0,8м/с – скорость восходящего потока.

Отсюда для бурения под каждую колонну получаем:

Кондуктор Ø 324 Q = 0,785(0,155∙1,1 – 0,02)0,5 = 0,059м³/с = 59 л/с

Пром. колонна Ø 245 Q = 0,785(0,087∙1,1 – 0,02)0,6 = 0,036м³/с = 36 л/с

Экс. колонна Ø 140 Q = 0,785(0,036∙1,12 – 0,02)0,8 = 0,012м³/с =12 л/с

Исходя из вычисленных значений производительности выбираем необходимое количество насосов, диаметр втулок и количество двойных ходов:

Кондуктор Ø 324 Q = 59 л/с (2 насоса, Двт = 160мм, 65 х/мин)

Пром. колонна Ø 245 Q = 36 л/с (2 насоса, Двт = 130мм, 65 х/мин)

Экс. колонна Ø 140 Q = 12 л/с (1насос, Двт = 130мм, 50 х/мин)

2.4.6 Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения под каждую обсадную колонну

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов – соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м3 каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

Определяем количество бентонитовой глины и воды для приготовления 1м3 раствора по формуле[4]:

Gг =rг(rгр-rв) / rг-rв (2.4.4)

где, rг – плотность глины, т/м3 (rг = 2¸2,7 т/м3)

rв – плотность воды, т/м3

Gг== 0,455 т/м3

 Скачать реферат