Сугмутское нефтегазоконденсатное месторождение. Пояснительная записка Технология бурения глубоких скважин Содержание Введение Геологическая часть
 Скачать 1.09 Mb.
|
|
3. Расчёт промывки скважины 3.1 Выбор плотности промывочной жидкости В соответствии с таблицей 5 для всех интервалов бурения grad Pпог=0,01 МПа/м, то из условия недопущения поглощения промывочной жидкости pотн >= (k* grad Pпог/g*pв), где к – коэф. превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым, учитывающий уменьшение давления в скважине при подъёме. К=1,04…1,05 при Н > 2500м Тогда pотн >= 1,05*0,01^6/9.81^3=1.07, то р>=1070 кг/м^3 В соответствии с таблицей 5 минимальный grad Pгр=0,017МПа/м, то из условия недопущения гидроразрыва горных пород: pотн =< grad Pгр/k*g* pв, тогда pотн =<0,017*10^6/1,05*9,81*10^3=1.66, то p=<1650 кг/м^3, то выбираем p=1100 кг/м^3, которая удовлетворяет всем условиям бурения. 3.2 Выбор расхода промывочной жидкости Расход необходимый для очистки забоя: Q>=q*Fз, где q-удельный расход, при гидромониторной промывке, q=0,35м/с; Fз=П*0,2159^2/4=0.036 м^2 Q1>=0.036*0.35=0.0128 м^3 Расход необходимый для подъёма шлама: Q2 >= 1.15*Uос*F кп, где F кп - максимальная площадь кольцевого пространства. Uос =4*sqr(dэ(рп-рж )/ рж), где dэ- размер наиболее крупных частиц выбуренной породы dэ=0,002+0,037*Dд=0,002+0,037*0,2159=0,01м Uос =4*sqr(0,01*(2000-1100)/1100)=0,36м/с Q2 >= 1.15*0,36*П/4(0,227^2-0.127^2)=0.0115 м^3/с Расход необходимый для ГЗД Q2 >=Qc*sqr(Mуд*G*pc/Mc* рж*k), Для 3ТРХ-195 при pc=1000 кг/м^3, Qc=28 л/с, Мс=1720 Нм; K=(1-kэ), где kэ – коэф. учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура, kэ=0,3 Mуд – удельный момент на долоте; Mуд=0,007 м G – нагрузка на долото; G=160 kH; Q3>=28*sqr(.007*160000*10^3/1720*1100*(1-0.3)=24л/с. Тогда: расход, необходимый для очистки забоя Q1>=0.0128 м^3; расход необходимый для подъёма шлама Q2 >= 0.0115 м^3/с; расход необходимый для ГЗД Q3>=0,024 м^3/с. Выбираем: Q3>=0,024 м^3/с. 3.3 Выбор реологических параметров промывочной жидкости р=1100 кг/м^3; 1.Структурная вязкость n=(0,004…0,005)*т0=0,005*2,35=0,012 Па*с 2.Динамическое напряжение сдвига: т0=8,5*10^-3*p-7=8.5*10^-3*1100-7=2.35Па 3.4 Расчёт потерь давления в различных участках циркуляционной системы Потери давления в АБТ-129*11: LАБТ=3269-Lзд-LУБТ-LСБТ=3269-26-72-1260=1911 м. S= П*dАБТ^2/4=3.14/4*(0.107)^2=0.009 м^2/ V=Q/S=0.024/0.009=2.67 м/с Определим параметр Рейнольдса: Re=V*d*p/n= 2.67*0.107*1100/0.012=26179; Определим критический параметр Рейнольдса: Reкр=2100+7,3*He^0.58; He=d^2*т0* рж/n^2=0.107^2*2.35*1100/0.012^2=205525 Reкр=2100+7.3*205525^0.58=10906 Re=26179> Reкр=10906, значит режим течения турбулентный => dP=Y*L*V^2* рж/2*d, Y=0.3164/Re^0.25+10*He/Re^2=0.0279; dP=0.0279*1911*2.67*1100/2*0.107^2=1.95 МПа. Расчёт потерь давления в СБТ и УБТ аналогичны и представлены в таблице 11. Потери давления в 3ТРХ-195: dP=a*Q^2* рж, где a=dPc/Qc^2*pc; pc=1000 кг/м^3; Qc=28 л/с; dPc=6.4МПа а=6,4*10^6/0.028^2*1000=8.16*10^6; dP=8.16*10^6*0.024^2*1100=5.17МПа. Потери давления в долоте: Гидромониторные насадки 3шт. d=15 мм; F=3*П*dн^2/4=3*3.14*0.015^2/4=0.00053 м^2; dP=a*Q^2* рж, где а=0,5/Мн^2*f^2=0.5/0.9^2*0.00053^2=2.19*10^6; Мн=0.9…0.95; dP=2.19*10^6*0.024^2*1100=1.39МПа; Потери давления в замках АБТ: Тип замка ТБПВ, для АБТ-129*11, при L=1911м; dP=a*Q^2* рж, где a=(8*E*L)/(П^2*d^4*lт), где E=[dт^2/dmin^2 – 1]^2; dт=107 мм, dmin=95 мм, то E=[(107/95)^2 – 1]^2=0.072; a=(8*0.072*1911)/(3.14^2*0.107^2*12)=81276; dP=81276*0.024^2*1100=0.05МПа; Потери давления в кольцевом пространстве УБТ: S=П*(D^2-d^2)/4=3.14/4(0.2159^2-0.159^2)=0.0168 м^2; V=Q/S=0.024/0.0168=1.43 м/с; Найдём обобщённый параметр Рейнольдса: Re*=(V*Dг*рж)/(n+ т0*Dг/6*V)=1.43*(0.2159-0.159)*1100/0.012+2.35*(0.2159-0.159)*/6*1.43=3720; Re*>Re=3000, то режим турбулентный. Y=0.075/Re*^0.125=0.075/3720^0.125=0.0284, dP=0.0254*72*1.43^2*1100/2*(0.2159-0.159)=0.04; Расчёт потерь давления для кп ЗД аналогичен, результат представлен в таблице 11. Потери давления в кп СБТ: S=П(D^2-d^2)/4=3.14*(0.2159^2-0.127^2)=0.0238 V=Q/S=0.024/0.0238=1 м/с; Re*=1(0.2159-.0127)*1100/0.012+2.35*(0.2159-.0127)/6*1=2097 Re* Для ламинарного режима: dP=4* т0*l/b*Dг, где b=f(sen) Sen= т0*(D-d)/n*V=2.35*(0.2159-0.127)/0.012*1=17.4 => b=0.48 dP=4*2.35*1260/0.48*(0.2159-0.127)=0.28 МПа Расчёт потерь давления для кп АБТ-1 и АБТ-2 аналогичен и представлен в таблице 11. 3.5 Построение НТС-номограммы НТС- номограммой называется график совмещённых гидравлических характеристик насоса, гидравлического ЗД и скважины. Характеристика бурового насоса: Гидравлическая характеристика бурового насоса – это зависимость его произ водительности и допустимого давления от диаметра втулок и частоты ходов в координатах P – Q. Условия выбора насоса: [P]>EdP EQн>=Qp, где E-сумма При Q=24л/с, dP=11,93МПа, выбираем насос У8-5М Характеристика бурового насоса У8-5М представлена далее. Таблица 11Характеристика У8-6М
Характеристика турбобура. Характеристика турбобура – это зависимость потерь давления в турбобуре при различных подачах. Для 3ТРХ-195 dP=f(Q)=a*Q^2*pж, а=8,16*10^6;
Характеристика скважины. Характеристика скважины – это зависимость потерь давления в скважине от подачи и глубины скважины. dPc=EdPi- dРт=11,93-5,17=6,76 МПа При Q =24л/с, L=2335 МПа Рс2335= Рс3269-dPАБТ934-dP кп АБТ934- dP кп СБТ423+ dP кп СБТ423 dPАБТ934=1,95*934/1911=0,95 МПа; dP кп АБТ9340,27*934/1400=0,18 МПа; dP кп СБТ423=0,28*423/1260=0,09 МПа; Потери давления в СБТ – 2: S=П*(D^2-d^2)/4=3.14*(0.227^2-0.127^2)/4=0.028 м^2; V=Q/S=0.024/0.028=0.85 м/с; Re*=(V*Dг*рж)/(n+ т0*Dг/6*V)=0.85*(0.227-0.127)*1100/0.012+2.35*(0.227-0.127)/6*0.85=1612; Re* Sen= т0*(D-d)/n*V=2.35*(0.227-0.127)/0.012*0.85=23.04 => b=0.52 dP=4*2.35*423/0.52*(0.227-0.127)=0.07 МПа; Тогда Рс 2335=6,76-0,95-0,18-0,09+0,07=5,61МПа; Расчёт потерь давления в скважине при L=1400 м, аналогичен и представлен в таблице 12. При Q=27.9л/с; L=3269м; dPАБТ=1,95*(27,9/24)^2=2,63 МПа; dPСБТ=1,19*(27,9/24)^2=1,6 МПа; dPУБТ=1,29*(27,9/24)^2=1,74МПа; dPдол=2,19*10^6*0.0279^2*1100=1.87 МПа; dPзамки=0.05*(27,9/24)^2=0.07 МПа; dPкп зд=0,22*(27,9/24)^2=0,29 МПа; dP кп УБТ=0,04*(27,9/24)^2=0,05 МПа; кп СБТ: V=Q/S=0.0279/0.0238=1.17 м/с; Re*= 1,17*(0.2159-0.127)*1100/0.012+2.35*(0.2159-0.127)/6*1,17=2790; Re*< Rekp=3000 значит режим ламинарный => ,что в кп АБТ-1 и кп АБТ-2 режим тоже ламинарный. dP кп СБТ=0,28*(27,9/24)=0,32 МПа; dP кп АБТ-1=0,12*(27,9/24)=0,14 МПа; dP кп АБТ-2=0,27*(27,9/24)=0,31 МПа; dP3269=2.63+1.6+1.74+1.87+0.07+0.29+0.05+0.32+0.14+0.31=9.02 МПа; Расчёт потерь давления при Q=20,43 л/с аналогичен и представлен в таблице 12. Таблица 12. Характеристика скважины.
3.6 Выбор гидравлической программы бурения Таблица 13. Гидравлическая программа проводки скважины.
4.Расчёт рабочих характеристик турбобура Тип турбобура: 3ТРХ-195. Тип шпинделя: резинометаллический. Тип турбины: А7П3-26/16,5 Количество ступеней: 90/240 Характеристика при р=1000 кг/м^3: Расход: 28л/с; Рабочая частота вращения 373 мин^-1 Рабочий момент 1,72 кН*м Перепад давления 6,4 МПа Длина 25,7 м Вес 4790 кг Данные в соответствии с групповым рабочим проектом № 107-95[5]. При Q=24 л/с, р=1100 кг/м^3; n=ncQ/Qc=337*24/28=323 мин^-1; M=Mc(Q/Qc)^2*(pж/pc)=1.72*(24/28)^2*1100/1000=1.39 kHм; dP=dPc(Q/Qc)^2*(pж/pc)=6.4*(24/28)^2*1100/1000=5.2 МПа; Mi=Mп+Mд, где Mп-момент подшипника, Mп=m*p*IGi-PтI, где m-коэф трения в опоре; m=0,12 для турбобуров с резино-металлической опорой. p- средний радиус трения; p=1/3*(D1^3-D2^3)/ (D1^2-D2^2), где D1=0,149 мм, D2=0,124мм. р=1/3*(0,149^3-0.124^3)/(0.149^2-0.124^2)=0.068 м. Pт- гидравлическая нагрузка на долото; Pт=П/4*(Dc^2*dPт+Dв^2*dPд)+В, где Dc- средний диаметр турбины турбобура, Dc=0,013 м; Dв- диаметр вала шпинделя турбобура, Dв=0,135 м; dPт- перепад давления в турбобуре, dPт=5,2 МПа; dPд- перепад давления в долоте, dPд=1,39 МПа; В- вес вращающихся деталей турбобура; В=9,81*Gт/2=9,81*4790/2=23,5 кН; Р=П/4(0,13^2*5.2*10^6+0.135^2*1.39*10^6)+23500=112372 H; Mд= M0+Mуд*Gi, где M0-трение долота о стенки скважины, M0=550*Dд=550*0,2159=119Нм; Mуд- удельный момент на долоте, Mуд=0,007 м. Тогда ni=n/M(2*M-(M0+ Mуд*Gi +m*p*IGi-PтI), Mд= Mуд*Gi+M0; Ni=Mд*n*П/30; ni= 323/1390[2*1390-(119+0.007*Gi+0.12*0.068*IGi-112372I)]; ni=0.23*[2780-(119+0.007*Gi+0.00816*IGi-112372I)]; n0=405мин^-1; n200=126 мин^-1; n50=418мин^-1; n100=427мин^-1; n112=435мин^-1; n150=303мин^-1; M(P50)=0.007*50=0.35kНм; M(P100)=0.007*100=0.7 kНм; M(P112)=0.007*112=0.78кНм; M(P150)=0.007*150=1.05кНм; M(P200)=0.007*200=1,4кНм; N(P50)=0.35*418*3.14/30=15.3кВт; N(P100)=0.7*427*3.14/30=31,3кВт; N(P112)=0.78*435*3.14/30=35.5кВт; N(P150)=1,05*303*3.14/30=33.3кВт; N(P200)=1,4*126*3.14/30=18.4кВт. Таблица 14. Рабочая характеристика турбобура 3ТРХ-195.
5.Проектирование режима бурения на основе статистической обработке данных Предварительная разбивка разреза на режимно-технологические пачки производится по буримости горных пород, параметрам промывочной жидкости, литологии и механическим свойствам горных пород. Таблица 14. Предварительная разбивка разреза на пачки.
Так как 1 пачка бурится под кондуктор долотом 393,7 мм, 2 пачка под техническую колонну долотом 295,3мм, а 3,4,5 под эксплуатационную колонну долотом 215,9мм, то будем рассматривать только 3,4,5 пачки. В 3,4,5 пачках используется в основном долота 215,9 МЗГВ, 215,9 МСГНУ с турбобурами 3ТРХ-195, 2ТН-195, Д-195, при нагрузке 6…16 т. Проходка и механическая скорость бурения по долотам представлена в приложении 1. Произведём сравнения буримостей 3 и 4 режимных пачек при общих для них сочетаниях факторов: долото 215,9 МЗГВ, 3ТРХ-195 при G=11…16 т. с помощью критерия Стьюдента. Таблица 16. Вариационные ряды для 3 и 4 пачек по показателям буримости.
Средние значения механической скорости: Vмех3=23,2 м/ч; Vмех4=12,9 м/ч; Среднеквадратическое отклонение: S3=14; S4=4.9; Доверительные интервалы: Vмех3=23,2(+-)5.7; Vмех4=12,9 (+-)1.9; Средневзвешанное среднеквадратическое отклонение: Si,i+1=sqr[(Si^2/ni)+(Si+1^2/n i+1)]=sqr[14^2/23+4.9^2/24]=3.1 Эмпирические значения критерия Стьюдента: tэ=IVi-Vi+1I/ Si,i+1=(23.2-12.9)/3.1=3.3 Число степеней свободы: к= ni+ n i-1-2=23+24-2=45 Табличное значение критерия Стьюдента: При уровне значимости &=0,05, к=45, tт=2, т.к tэ>tт, нулевая гипотеза отвергается => - Пачки 3 и 4 отличаются по буримости. - Предварительная разбивка на пачки выполнена верно. Расчёты произведены с помощью программы EXCEL. Выбор оптимального сочетания режимно – технологических параметров. 1-ая режимная пачка. Интервал 0-450м. Способ бурения – роторный. Долото 393,7 МЦВ, G=в.и., Q=42л/с. 2-ая режимная пачка. Интервал 450-1380м. Способ бурения – турбинный. Турбобур 3ТРХ-24. Долото 295,3 МГВ G=11…16т, Q=32л/с. 3-я режимная пачка. Интервал 1380-2000м. Способ бурения – турбинный. Турбобур 3ТРХ-195. Долото 215,9 МЗГВ. G=11…16т, Q=24л/с. 4-ая режимная пачка. Интервал 2000-2800м. Способ бурения – турбинный. Применяют следующие сочетания: Долото 215,9 МЗГВ+3ТРХ-195; Долото 215,9 МСГНУ+2ТН-195; В качестве критерия оптимальности будем пользоваться максимумом рейсовой скорости. Таблица 17. Вариационные ряды для 4 пачки для 215,9 МЗГВ+3ТРХ-195, 215,9 МСГНУ+2ТН-195 по рейсовой скорости.
Средние значения рейсовой скорости: Vр3=10,3 м/ч; Vр4=9,4 м/ч; Среднеквадратическое отклонение: S3=3,4; S4=3,6; Доверительные интервалы: Vр3=10,3(+-)1,4; Vмех4=9,4 (+-)1,5; Средневзвешанное среднеквадратическое отклонение: Si,i+1=sqr[3,4^2/24+3.6^2/22]=1,03 Эмпирические значения критерия Стьюдента: tэ=IVi-Vi+1I/ Si,i+1=(10.3-9,4)/1,03=0,87 Число степеней свободы: к= ni+ n i-1-2=24+22-2=44. Табличное значение критерия Стьюдента: При уровне значимости &=0.05, k=44, tт=2. , т.к tэ 215,9 МЗГВ+3ТРХ-195. 5-ая режимная пачка. Интервал 2000-3300. Способ бурения – турбинный. Применяется 215,9 МСГНУ+Д-195 при нагрузках 14, 18, 20т. Поиск оптимального комплекса ведётся построением графиков зависимости Vр=f(G) при фиксированном сочетании уровней всех остальных факторов. С этой целью для каждого уровня при каком либо сочетании факторов составляются вариационные ряды значений механической скорости и времени бурения и определяются их числовые характеристики. Таблица 18. Вариационные ряды для 5-ой пачки по Vр для различных значений нагрузки.
Где Vp=Vм/(&+1); &=tспо/tб; Расчёт характеристик рядов выполним в программе Excel. Таблица 19. Характеристика рядов 5-ой режимной пачки.
Из анализа видно, что однозначно выбрать оптимальную нагрузку невозможно, то возьмём нагрузку, которой соответствует максимальная Vp, G=20т. Результат статистического анализа сводим в таблице 20. Таблица 20. Режим бурения.
нефтегазоконденсатный скважина реологический бурение Список используемой литературы нефтегазоконденсатный скважина реологический бурение 1.Акбулатов Т.О. «Гидравлические расчёты в бурении». Уфа 1991г, методическое пособие. 2.Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учебник для вузов. – Москва: Недра. – 1987. – 304. 3. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – Москва: Недра, 1986. – 294 с. 4. Методические указания к практическим занятиям по технологии бурения. – Уфа: УГНТУ, 1997. – 37 с. 5. Групповой рабочий проект № 107-95 на строительство эксплуатационных скважин на Сугмутском месторождении. |