Расчет курсового проекта по промывке (1). Разработка технологического регламента и рецептуры промывочной жидкости для конкретных геологических условий и осложнений при поглощении на примере эксплуатационных скважин чаяндинского мя
 Скачать 0.85 Mb.
|
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЁТА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫИсходные данные для гидравлического расчета сведены в табл.
1. Определяем диаметр скважины dc,исходя из размеров долота по формуле dс=1,05∙dд= 1,05 • 0,2159 = 0,226 м. 2. Находим плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания необходимого противодавления на продуктивный пласт, по формуле (2.1):  В дальнейших расчетах принимаем  = 1039 кг/м3. Проверяем по формуле (2.2) значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта: 3. Рассчитываем коэффициенты потерь давления в элементах бурильной колонны. В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны ТБВ с наружным и внутренним диаметрами соответственно 127 мм и 109 мм. Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А находим по табл. 2 в соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами. При буровой установке с глубиной бурения свыше 5000 м и базовыми трубами диаметром 127 мм коэффициент А равен 0,1176. Коэффициент В потерь давления в базовых бурильных трубах вычисляем по формуле (2.3):  Значение коэффициента Е потерь давления в кольцевом пространстве находим из выражения (2.4), предварительно определив средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб:   В данном примере используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент С не определялся, так как при дальнейшем расчете находится диаметр насадок порезерву давления насосов. 4. Расход промывочной жидкости определяем только из условии создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечения достаточной очистки забоя, так как механическая характеристика пород известна (условная твердость «СТ»). По формуле (2.7), предварительно выбрав по табл. 4 Vкп равной 0.25 м/с и имея в виду, что наименьший наружный диаметр бурильных труб равен 0,127 м находим  По формуле (2.8), установив по табл. 4 величину qравную 0,3 м3/с/м2 , определяем  5. По наибольшему значению Q = 0,01395 м3/с выбираем втулки бурового насоса У8-6м из табл. 1.2 прилож. 1. Принимаем втулки диаметром 1630 мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения β=0,75 составляет 0,0146 м3/с, a допустимое давление нагнетания Рн равно 12.5 МПа. 6. Вычисляем коэффициенты гидравлических сопротивлений при движении жидкости по трубам  и в кольцевом пространстве  Для вычисления сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (ТБВ) по формуле (2.14): Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число Рейнольдса по формуле (2.15) с учетом заданных показателен промывочной жидкости:  Поскольку  <2300, то режим течения структурный и величину находим по формуле (2.18):Если  Вычисление также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве по формуле (2.18), зная что наружный средневзвешенный диаметр dн = 0,132 м (подсчитан ранее при нахождении коэффициента Е): Приведенное число Рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству определяем по формуле (2.19):  Полученное значение  <1600, следовательно, режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный, и находится по формуле (2.21): 7. Находим эквивалентную длину длину кондуктора в конце и начале рассчитываемого интервала по формуле (2.22), имея в виду, что в компоновку кондуктора, кроме базовых труб (ТБВ) и их замков, входит один типоразмера УБТ и ЛБТ с замками:  Сначала найдем эквивалентную длину замка у ТБВ с наружным диаметром 127 мм по формуле (2.23) (для соединения таких труб применяются замки ЗУ-155 длиной  = 0,526 м и минимальным внутренним диаметром  = 0,095 м [1]: Аналогично находим эквивалентную длину замка у ЛБТ с наружным диаметром 129 мм (для их соединения применяются замки ЗЛ-152 длиной 0,445 м с минимальным внутренним диаметром 0,095 м [1]):  8. Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте по формуле (2.24):   9. Рассчитаем резерв давления на долото по формуле (2.26):  10. Вычислим возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота по формуле (2.27) при x= 0,95;  Так-как  больше 70 м/с и перепад давления Рд<12 МПа, бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторного эффекта.11. Приняв = 66 м/с вычисляем потери давления в долоте по формуле (2.28): 12. По графику, приведенному на рис. 2, определяем утечки Qy в зависимости от полученного значения  = 9.47 МПа и находим площадь промывочных отверстии долота но формуле (2.29): Рис. 2 Зависимость утечек через пяту-сальник турбобура от перепада давления в долоте Qy=0,006 м3/с  13. Диаметр насадок (принимая их количество n=3) находим по значению  используя формулу (2.30): Полученный размер насадки сравниваем с имеющимися стандартными у долота 295.3 мм (см. табл. 3). Выбираем ближайший диаметр, равный 12 мм, и определяем по формуле (2:31) скорость движения жидкости в насадке нового диаметра, а по формуле (2.28) возникающий перепад давления:    15. Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала:  16. Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала:   Величина коэффициента загрузки Кк<1,15 и является допустимой. 17. Определяем дополнительные данные, необходимые для построения графика давлении. Вычисляем гидростатическое давление по формуле (3.1):  Вычисляем гидростатическое давление с учетом заданной плотности шлама ρш =2400 кг/м3 и механической скорости бурения Vм =0,01 м/с по формуле (3.2):   Интервал под интервал 1086-1448: При бурении интервалов (1086-1448 м), сложенных набухающими глинами, следует использовать ингибирующий буровой раствор в целях предупреждения нарушения устойчивости стенок скважины, приводящих к росту затяжек и посадок при СПО. При бурении под подкодуктор основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение Размывы пластов каменной соли, образование каверн и уступов. Данные проблемы решаются с использованием KCL/полимерный (биополимерный) буровой раствор. Биополимерный буровой раствор, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях, в том числе в хемогенных отложениях и при высоких забойных температурах, а также наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин. Технический результат – уменьшение количества и концентрации компонентов для приготовления бурового раствора при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств, а также повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду. В силу того, что KCL/полимерный (биополимерный) раствор предотвращает набухание глинистых минералов, создает непроницаемую фильтрационную корку, содержащую легкорастворимый карбонат кальция, он подходит для бурения в интервале продуктивного пласта (под эксплуатационную колонну или хвостовик). Компонентный состав полимерного (инкапсулированного) раствора представлен в табл. 2 Таблица 2 – Компонентный состав KCL/полимерного (биополимерный) бурового раствора
Данный раствор после приготовления обеспечивает следующие технологические свойства: Таблица 3 – Технологические свойства KCL/полимерного (биополимерный) бурового раствора
Приложение 1  При проектировании конструкции скважины строится совмещённый график изменения эквивалента градиента пластового давления, градиента давления гидроразрыва, градиента гидростатического давления столба бурового раствора по глубине залегания рассматриваемого горизонта. q эпл = Рпл/0,01h ; q эгр = Ргр/0,01h ; q эбр = Рбр/0,01h ; Где q эпл , q эгр , q эбр - эквиваленты градиентов пластового давления P пл , давления гидроразрыва Pгр , гидростатического давления столба бурового раствора P бр , h – глубина залегания рассматриваемого горизонта. Эквиваленты градиента давления – это та относительная плотность некоторой жидкости, столб которой на глубине h создаёт давление, равное пластовому(поровому). Величины P пл и P гр или определяются на основании промысловых исследований или прогнозируют. В интервалах залегания высокопластичных пород(галит при высоких P и T ) вместо Pпл для определения q эпл может быть использовано боковое горное давление. В интервалах интенсивных поглощений бурового раствора, ликвидировать которые в процессе бурения не удаётся, вместо P пл при определении q эпл можно использовать давление, при котором происходит интенсивное поглощение. Линии изменения q эгр , q эбр определяют зоны совместимости внешних условий и значенй одного из основных параметров бурового раствора – его относительную плотность. ЗАКЛЮЧЕНИЯУспешная, безаварийная промывка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Было бы ошибочным считать, что это вспомогательный процесс в бурении, и что его функции сводятся к выносу разрушенной долотом породы на дневную поверхность. Процесс промывки скважины включает разрушение породы и очистку забоя от обломков породы, охлаждение и смазку бурильного инструмента, транспортирование шлама на дневную поверхность и сброс его в отвал, временное стабилизирование и крепление ствола скважины, герметизацию проницаемых зон, балансирование давления на границе скважина-пласт и т.д. При эксплуатации нефтяных скважин происходят осложнения, связанные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образования песчано-глинистых пробок прифильтровой части присадных труб и в подъемных трубах. В зависимости от природы и интенсивности выноса пород, толщина песчано-глинистных пробок иногда достигает 200-400 метров, в связи с чем, нередко продуктивность скважины снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости. В данной курсовой работе расмотрено поглощение бурового раствора, обвалы стенок скважины, прихваты в интервале 460-1086 при условии возникновения осложнений: зоны трещиноватости различной интенсивности, бурение на недостаточно насыщенной NaCl промывочной жидкости в интервалах залегания каменн Кондуктор (953) спускается для перекрытия неустойчивых и многолетнемерзлых пород, для перекрытия трещиноватых, склонных к поглощению горизонтов с обязательной установкой башмака кондуктора в плотные глины. На колонну устанавливается ПВО. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ1. Иогансен К. В. Спутник буровика. — М.: Недра, 1981. 2. Справочник инженера по бурению /Под ред. 13. П. Мищевича. Н. А. Сидорова, — М.:Недра, 1973. Т. 1, 2. 3. Шумова 3. П., Собкина И. В. Справочник но турбобурам. — М.: Недра, 1970. 4. Методическая разработка по гидравлическому расчету промывки скважины при бурении с применением ЭВМ/Сост. В. М. Вязелыциков, И. Г. Минакова. — Куйбышев: КПтИ, 1981. 5. Стетюха Е. И. Гидродинамические расчеты и бурении. — Киев: Техника. 1981. 6. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера но бурению. — Щ Недра, 1985. 7. Тарасевич В. И. Определение оптимального расхода промывочной жидкости при турбинном бурении нефтяных и газовых скважин. — Куйбышев: КПтИ, 1957. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||