Применение средств автоматизации на буровых установках серии JZ на Кочевском месторождении. КУРСОВАЯ. Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении

• Название: Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении
• Анкор: Применение средств автоматизации на буровых установках серии JZ на Кочевском месторождении
• Дата: 20.02.2023
• Размер: 337.15 Kb.
• Имя файла: КУРСОВАЯ.docx
• Тип: Курсовой проект; #945847
• страница: 12 из 20

7.3 Расчет промывки скважины

Расход бурового раствора (очистного агента) Q, являясь одним из главнейших параметров режима бурения, оказывает большое влияние на технико-экономические показатели бурения, на успех проходки скважин, особенно при бурении в осложненных условиях.

Технологически необходимый расход очистного агента определяется из условий очистки ствола скважины и забоя скважины для последнего интервала бурения 2950-4220 м.

7.3.1 Из условия очистки ствола скважины

Выполнение условия очистки ствола скважины определяется следующими расходами:

1. Расход, обеспечивающий необходимую скорость восходящего потока для достижения своевременной, бесперебойной и качественной очистки ствола скважины, Q₁ л/с (7.2):

, (7.2)

где υ_min – минимальная скорость восходящего потока, при которой в данном районе работ не возникает осложнений, связанных с неудовлетворительной очисткой ствола скважины, дм/с;

k_к – коэффициент кавернозности (уширения ствола скважины), k_к=1,1;

D_д– диаметр долота, дм;

d_н.б.т. – наружный диаметр бурильных труб, дм.

Практикой установлено, что в большинстве случаев бурение идет нормально, если υ_min=913 дм/с (0,9–1,3 м/с) при бурении в глинах, глинистых сланцах и песках и 7–10 дм/с (0,7–1,0 м/с) при разбуривании скальных пород.



2. Расход, обеспечивающий вынос частиц без переобогащения раствора частицами выбуренной породы (шламом), Q₂, л/с (формула В.С. Федорова) (7.3):

, (7.3)

где γ_п, γ_ж, γ – удельные веса соответственно: разбуриваемой породы, раствора в кольцевом пространстве (выходящего из скважины) и раствора закачиваемого в бурильную колонну, гс/см³;

υ_мех – механическая скорость бурения, υ_мех = 1 см/с;

d_п – расчетный диаметр частицы, т.е. наибольший диаметр частиц, составляющих основной объем шлама, см. Для нешарообразных частиц под d_п понимается диаметр шарообразной частицы, равновеликой по объему данной частице (d_п=0,5 см);

k – коэффициент, зависящий в основном от формы частиц (для частиц, имеющих форму шаров и кубиков, при промывке глинистым раствором k равен соответственно 40 и 32; при промывке водой для шаров, правильных многогранников и кубиков k равен соответственно 50, 40 и 30);

а – коэффициент стеснения потока в кольцевом пространстве, величина которого принимается в пределах 1–1,14;

λ' – коэффициент, учитывающий винтообразное движение жидкости при роторном бурении. Принимается (по данным В.С. Федорова) в пределах от 1,25 до 1,27. При бурении забойными двигателями λ'=1;

F_з – площадь забоя, см²,



F_ф – фактическая площадь кольцевого пространства, см²,



Обогащение бурового раствора можно допускать в следующих пределах:

- при возможности постоянно разбавлять глинистый раствор γ_ж–γ=0,02 0,03, г/см³;

- при возможности периодически разбавлять раствор водой
γ_ж–γ=0,010,02, г/см³;

- при невозможности разбавлять раствор водой γ_ж–γ ≤ 0,01, г/см³.

Тогда:



3. Расход, обеспечивающий турбулентный режим движения раствора в кольцевом пространстве, Q₃, л/с:

, (7.4)

где D_c – диаметр скважины, см;

d_н.б.т. – наружный диаметр бурильных труб, см;

(Re*_к.п.)_кр – критическое значение обобщенного параметра Рейнольдса (при отсутствии уточненных данных следует принимать (Re*_к.п.)_кр=12008000, чем больше принятая численная величина, тем вероятнее турбулизация потока);

τ₀ – динамическое напряжение сдвига раствора, г/см²;

g – ускорение свободного падения, см/с²;

γ – удельный вес глинистого раствора, г/см³.